Veja os resultados da Petrobras no terceiro trimestre de 2016

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Informações contábeis intermediárias consolidadas revisadas pelos auditores independentes de acordo com os padrões internacionais de contabilidade (IFRS).
Principais destaques do resultado 3T-2016 x 2T-2016
 Prejuízo de R$ 16.458 milhões, ante um lucro líquido de R$ 370 milhões no 2T-2016, determinado por:
 impairment de ativos e de investimentos em coligadas no valor de R$ 15.709 milhões, decorrente da apreciação do real e
aumento da taxa de desconto, da revisão do conjunto de premissas, tais como preço de Brent e taxa de câmbio de longo
prazo, e da carteira de investimentos contemplados no Plano de Negócios e Gestão 2017-2021;
 reclassificação de perdas com depreciação cambial, em decorrência da venda da Petrobras Argentina (PESA);
 maior despesa com o novo Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário;
 provisão para gastos com acordos em ações individuais contra a Petrobras em Nova York;
 provisão para assunção de dívidas e para perdas com adiantamentos a fornecedores para construção de cascos de FPSOs; e
 esses fatores foram parcialmente compensados pelo efeito positivo da revisão de abandono de áreas de produção de
petróleo e gás, pelos menores gastos com ociosidade de sondas e pela apuração de ganho contábil com alienação da PESA.
 Fluxo de caixa livre* positivo pelo sexto trimestre consecutivo, no montante de R$ 16.448 milhões, 52% superior ao registrado no
2T-2016, devido ao aumento em 22% da geração operacional e à redução em 8% dos investimentos e 3,6 vezes superior, na visão
acumulada, ao registrado no período de Jan-Set/2015.
 EBITDA ajustado* de R$ 21.603 milhões no 3T-2016, 6% superior ao 2T-2016, devido ao aumento da produção e exportação de
petróleo e aos menores gastos com importações, e de R$ 63.011 milhões de Jan-Set/2016, 11% superior ao período anterior.
 O endividamento bruto recuou 19%, passando de R$ 493.023 milhões, em 31.12.2015, para R$ 398.165 milhões, uma redução de
R$ 94.858 milhões devido, principalmente, à apreciação do real. O endividamento líquido* passou de R$ 392.136 milhões para
R$ 325.563 milhões, uma queda de 17%.
 O índice dívida líquida sobre LTM EBITDA ajustado
recuou de 5,31, em 31.12.2015, para 4,07, em 30.09.2016, e a alavancagem
reduziu de 60% para 55%.
 As despesas com vendas, gerais e administrativas recuaram 2%, apesar da provisão para reajuste salarial decorrente do Acordo
Coletivo de Trabalho 2016.
Principais destaques operacionais 3T-2016 x 2T-2016
 A produção total de petróleo e gás natural da Petrobras foi de 2.869 mil barris de óleo equivalente por dia (boed), um aumento de
2% em comparação com o 2T-2016.
 Em setembro, houve vários recordes de produção, dentre eles a de petróleo e gás no Brasil (2.753 mil boed) e a de petróleo e gás
operada pela Petrobras na camada pré-sal (1.464 mil boed).
 A produção de derivados no Brasil apresentou queda de 3%, totalizando 1.862 mil barris por dia (bpd), enquanto as vendas no
mercado doméstico atingiram 2.088 mil bpd, uma queda de 1%.
 Aumento de 9% das exportações de petróleo e derivados, que alcançaram 562 mil bpd.

Vide definições de Fluxo de caixa livre, EBITDA ajustado, Endividamento líquido e LTM EBITDA Ajustado no Glossário e respectivas reconciliações nas seções de Liquidez
e Recursos de Capital, Reconciliação do EBITDA Ajustado, Endividamento e LTM EBITDA Ajustado.
RESULTADOS CONSOLIDADOS DO TERCEIRO TRIMESTRE DE 2016
Rio de Janeiro, 10 de novembro de 2016

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www.petrobras.com.br/ri
Para mais informações:
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
Relacionamento com Investidores
e-mail: petroinvest@petrobras.com.br / acionistas@petrobras.com.br
Av. República do Chile, 65 – 1002 – 20031-912 – Rio de Janeiro, RJ
Tel: 55 (21) 3324- 1510 / 9947 I 0800-282-1540
Este documento pode conter previsões segundo significado da Seção 27ª da Lei de Valores Mobiliários de 1993, conforme alterada (Lei de Valores Mobiliários), e seção
21E da lei de Negociação de Valores Mobiliários de 1934, conforme alterada (Lei de Negociação) que refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia.
Os termos “antecipa”, “espera”, “prevê, “pretende”, “planeja”, “projeta”, “objetiva”, “deverá”, bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as
quais, evidentemente, envolvem riscos ou incertezas previstos ou não pela Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das
atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas.
BM&F BOVESPA: PETR3, PETR4
NYSE: PBR, PBRA
BCBA: APBR, APBRA
LATIBEX: XPBR, XPBRA

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R$ milhões
Período Jan - Set
2016 2015
2016 x
2015 (%)
3T-2016 2T-2016
3T16 X
2T16 (%)
3T-2015
Receita de vendas 212.100 236.535 (10) 70.443 71.320 (1) 82.239
Lucro bruto 67.166 71.727 (6) 23.337 22.821 2 23.755
Lucro (Prejuízo) operacional 5.300 28.504 (81) (10.032) 7.184 (240) 6.045
Resultado financeiro líquido (21.876) (23.113) 5 (7.122) (6.061) (18) (11.444)
Lucro líquido (Prejuízo) - Acionistas Petrobras (17.334) 2.102 (925) (16.458) 370 (4548) (3.759)
Lucro líquido (Prejuízo) por ação (1,33) 0,16 (930) (1,26) 0,03 (4300) (0,29)
Valor de mercado (Controladora) 188.698 104.117 81 188.698 138.434 36 104.117
EBITDA ajustado* 63.011 56.795 11 21.603 20.317 6 15.506
Margem bruta (%) 32 30 2 33 32 1 29
Margem operacional (%) 2 12 (10) (14) 10 (24) 7
Margem líquida (%) (8) 1 (9) (23) 1 (24) (5)
Investimento total 41.288 55.489 (26) 12.260 13.436 (9) 19.315
E&P 36.104 45.991 (21) 10.400 11.935 (13) 16.093
Abastecimento 3.017 6.252 (52) 1.240 825 50 2.222
Gás e Energia 987 1.964 (50) 336 359 (6) 529
Distribuição 330 568 (42) 110 121 (9) 192
Biocombustível 348 58 501 23 54 (58) 19
Corporativo 501 656 (24) 151 141 6 260
Dólar médio de venda (R$) 3,55 3,17 12 3,25 3,51 (7) 3,54
Dólar final de venda (R$) 3,25 3,97 (18) 3,25 3,21 1 3,97
Variação - Dólar final de venda (%) (16,9) 49,6 (67) 1,1 (9,8) 11 28,1
Preço derivados básicos - Mercado interno (R$/bbl) 229,73 224,53 2 228,58 228,95 − 228,15
Brent (R$/bbl) 146,89 174,25 (16) 148,87 159,79 (7) 177,38
Brent (US$/bbl) 41,77 55,39 (25) 45,85 45,57 1 50,26
Preço de venda - Brasil
Petróleo (US$/bbl) 37,12 45,04 (18) 41,77 39,86 5 39,76
Gás natural (US$/bbl) 32,26 37,45 (14) 32,21 29,90 8 35,47
Preço de venda - Internacional
Petróleo (US$/bbl) 43,76 58,25 (25) 42,38 47,24 (10) 55,69
Gás natural (US$/bbl) 21,98 23,68 (7) 20,51 21,74 (6) 25,84
Volume total de vendas (mil barris/dia)
Diesel 804 928 (13) 804 811 (1) 953
Gasolina 542 550 (1) 521 541 (4) 540
Óleo combustível 67 106 (37) 57 64 (10) 97
Nafta 146 143 2 156 172 (9) 137
GLP 234 234 − 248 236 5 243
QAV 102 111 (8) 101 97 4 113
Outros 189 182 4 201 188 7 199
Total de derivados 2.084 2.254 (8) 2.088 2.109 (1) 2.282
Alcoóis, nitrogenados renováveis e outros 114 123 (7) 121 111 9 134
Gás natural 334 438 (24) 325 316 3 418
Total mercado interno 2.532 2.815 (10) 2.534 2.536 − 2.834
Exportação de petróleo, derivados e outros 522 502 4 579 532 9 511
Vendas internacionais 435 519 (16) 360 488 (26) 544
Total mercado externo 957 1.021 (6) 939 1.020 (8) 1.055
Total geral 3.489 3.836 (9) 3.472 3.556 (2) 3.889
Tabela 01 - Principais itens e indicadores econômicos consolidados


Vide definição de EBITDA ajustado no Glossário e respectiva reconciliação na seção de Reconciliação do EBITDA Ajustado.

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Resultados do 3T-2016 x 2T-2016
:
Lucro Bruto
O lucro bruto aumentou 2% em relação ao 2T-2016, atingindo R$ 23.337 milhões, devido, principalmente, aos menores gastos com
importações de derivados, petróleo e GNL, e ao aumento da exportação de petróleo. A receita de vendas reduziu devido,
principalmente, à alienação da Petrobras Argentina (PESA) e ao menor volume de vendas de gasolina no mercado interno e de
exportação de derivados. Por outro lado, houve menores custos com operações no exterior, em função, principalmente, da venda da
PESA.
Prejuízo Operacional
O prejuízo operacional foi de R$ 10.032 milhões, ante um lucro de R$ 7.184 milhões no 2T-2016, devido, principalmente, ao
impairment1
de ativos de R$ 15.292 milhões, decorrente da apreciação do real, do aumento da taxa de desconto, da revisão do
conjunto de premissas, tais como preço de Brent e taxa de câmbio de longo prazo, e da carteira de investimentos contemplados no
Plano de Negócios e Gestão 2017-2021.
Adicionalmente, o prejuízo operacional é função de reclassificação de perdas com depreciação cambial (ajustes acumulados de
conversão – CTA, em decorrência da venda da PESA), da maior despesa com Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário
(PIDV), provisão para gastos com acordos em ações individuais contra a Petrobras em Nova York, para assunção de dívidas e para
perdas com adiantamentos a fornecedores para construção de cascos de FPSOs. Esses fatores foram parcialmente compensados
pelo efeito positivo da revisão de abandono de áreas de produção de petróleo e gás 2
, pelos menores gastos com ociosidade de
sondas e pela apuração de ganho contábil com a alienação da PESA.
Resultado Financeiro
As despesas financeiras líquidas atingiram R$ 7.122 milhões, 18% acima do registrado no 2T-2016, em função, principalmente, da
depreciação do dólar frente ao euro e da menor apreciação do dólar frente à libra.
Resultado Líquido
O prejuízo do trimestre alcançou R$ 16.458 milhões, o que representa uma reversão do lucro ocorrido no 2T-2016. Esse resultado
decorre, principalmente, do impairment de ativos e de investimentos em coligadas no valor de R$ 15.709 milhões.
EBITDA Ajustado e Fluxo de Caixa Livre 
O EBITDA ajustado da Companhia foi 6% superior em comparação ao 2T-2016, somando R$ 21.603 milhões, devido ao aumento da
produção e exportação de petróleo e aos menores gastos com importações. A margem do EBITDA ajustado foi de 31% no 3T-2016.
A maior geração operacional e a redução dos investimentos resultaram, pelo sexto trimestre consecutivo, no aumento do fluxo de
caixa livre* positivo, que atingiu R$ 16.448 milhões, 1,52 vezes superior ao registrado no 2T-2016. Esse resultado contribui para o
objetivo de desalavancagem da Companhia.

Informações adicionais sobre o resultado das operações do 3T-2016 x 2T-2016, vide item 6.
1
Explicações detalhadas sobre impairment de ativos estão disponíveis no item 1 das Informações Adicionais e na nota explicativa 13 do ITR.
2
Para maior detalhamento, vide nota explicativa 19 do ITR.

Vide definições de Fluxo de caixa livre e EBITDA Ajustado no Glossário e respectivas reconciliações nas seções de Liquidez e Recursos de Capital e Reconciliação do
EBITDA Ajustado.

5
Resultados de Jan-Set/2016 x Jan-Set/2015
:
Lucro Bruto
O lucro bruto reduziu 6% em relação a Jan-Set/2015, atingindo R$ 67.166 milhões. Houve diminuição na receita, em função da
queda de 8% nas vendas de derivados no mercado doméstico, parcialmente compensada pelas maiores margens de diesel e
gasolina. Também contribuíram para redução da receita o decréscimo nos preços das exportações de petróleo e derivados, a
diminuição das atividades no exterior em função da venda da PESA, além da queda da geração e dos preços de energia elétrica e o
recuo do volume de gás natural comercializado no mercado interno.
Foram registrados menores custos com importações e participações governamentais no Brasil, principalmente, pela queda dos
preços de petróleo e das vendas, e redução das atividades no exterior em função da venda da PESA. Porém, houve aumento da
depreciação devido à redução das estimativas de reservas (em decorrência, principalmente, da queda dos preços de petróleo),
parcialmente compensada pelo menor saldo de ativos em função das perdas por impairment em 2015.
Lucro Operacional
O lucro operacional atingiu R$ 5.300 milhões, uma redução de 81% em comparação a Jan-Set/2015. Esse resultado reflete a
redução do lucro bruto, o reconhecimento de impairment de ativos, a reclassificação de perdas com depreciação cambial (ajustes
acumulados de conversão – CTA, em decorrência da venda da PESA), os maiores gastos com ociosidade de sondas, aumento das
despesas com o novo PIDV e com contingênciais judiciais, incluindo provisão para gastos com acordos em ações individuais contra a
Petrobras em Nova York, e provisão para assunção de dívidas com fornecedores para construção de cascos de FPSOs.
Adicionalmente, houve efeito positivo da revisão de abandono de áreas de petróleo e gás no 3T-2016.
Resultado Financeiro
Despesa financeira líquida de R$ 21.876 milhões, inferior em R$ 1.237 milhão, devido à redução do impacto negativo das variações
monetárias e cambias, parcialmente compensado pelo aumento das despesas com juros em função da depreciação do real frente
ao dólar.
Resultado Líquido
A Companhia apresentou prejuízo de R$ 17.334 milhões no Jan-Set/2016, em função, principalmente, do impairment de ativos e de
investimentos em coligadas no valor de R$ 17.187 milhões.
EBITDA Ajustado e Fluxo de Caixa Livre
O EBITDA ajustado aumentou 11% em relação a Jan-Set/2015, somando R$ 63.011 milhões, devido às maiores margens de diesel e
gasolina e aos menores gastos com importações e participações governamentais. A margem EBITDA ajustado foi de 30% no Jan-
Set/2016. A maior geração operacional e a redução dos investimentos resultaram no fluxo de caixa livre positivo de
R$ 29.619 milhões, 3,6 vezes superior ao registrado em Jan-Set/2015. Esse resultado contribui para o objetivo de desalavancagem
da Companhia.

Informações adicionais sobre o resultado das operações do Jan-Set/2016 x Jan-Set/2015, vide item 7.

Vide definições de Fluxo de caixa livre e EBITDA Ajustado no Glossário e respectivas reconciliações nas seções de Liquidez e Recursos de Capital e Reconciliação do
EBITDA Ajustado.

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RESULTADO POR ÁREA DE NEGÓCIO
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO
Jan-Set/2016 x Jan-Set/2015 3T-2016 x 2T-2016
Lucro Bruto
A redução do lucro bruto decorre da queda na receita devido à
menor produção no Brasil e no exterior e à redução nas
cotações do Brent, atenuada pela depreciação do real.
Adicionalmente, houve aumento da depreciação, parcialmente
compensado por menores gastos com participações
governamentais.
O lucro bruto permaneceu praticamente estável.
Lucro Operacional
Além da redução do lucro bruto, o lucro operacional
apresentou queda, principalmente em função do aumento das
despesas com impairment, do aumento dos gastos com
ociosidade de sondas, despesas com o PIDV e provisão para
assunção de dívidas e para perdas com adiantamentos a
fornecedores de cascos de FPSOs, parcialmente compensado
pelo efeito positivo da revisão de abandono de áreas de
produção de petróleo e gás.
O Lucro Operacional apresentou queda em função do
aumento das despesas com impairment, com PIDV, provisão
para assunção de dívidas e para perdas com adiantamentos a
fornecedores de cascos de FPSOs, parcialmente compensado
por uma redução nas despesas com ociosidade de sondas e
pelo efeito positivo da revisão de abandono de áreas de
produção de petróleo e gás.
Desempenho Operacional
Produção
Redução de 1% na produção de petróleo e LGN no Brasil
devido, principalmente, à maior realização de paradas
programadas no 1T-2016. Em contrapartida, houve entrada
em operação do FPSO Cid. Maricá (Lula - área de Lula Alto) e
FPSO Cid. Saquarema (Lula – área de Lula Central) e ramp-up
de novos sistemas, notadamente FPSO Cid. Itaguaí (Lula -
área de Iracema Norte), FPSO Cid. Mangaratiba (Lula - área de
Iracema Sul) e P-58 (Jubarte).
A produção de gás no país aumentou 2% devido,
principalmente, à entrada em operação e ao ramp-up dos
sistemas mencionados acima.
A produção de petróleo e LGN no exterior reduziu 16%,
principalmente em função da venda de ativos da Bacia Austral
na Argentina, em março/2015, associada à conclusão da venda
da PESA.
A produção de gás no exterior manteve-se praticamente
estável neste período, pois, a despeito da venda da PESA,
houve aumento de produção de gás nos EUA devido ao ramp-
up de produção no campo de Hadrian South.
A produção de petróleo e LGN no Brasil aumentou 4% devido,
principalmente, ao ramp-up dos FPSOs Cid. Maricá (Lula - área
de Lula Alto) e Cid. Itaguaí (Lula - área de Iracema Norte), além
da entrada em operação do FPSO Cid. Saquarema (Lula - área
de Lula Central).
A produção de gás no país aumentou 5% devido,
principalmente, ao ramp-up e entrada em operação dos
sistemas mencionados acima.
A produção de petróleo e LGN no exterior reduziu 17%,
principalmente devido à venda da participação na PESA, em
julho/2016.
A produção de gás no exterior reduziu 32%, em decorrência da
venda da PESA.
Lifting Cost
O indicador expresso em dólar reduziu em virtude de menores
gastos com intervenções em poços e com engenharia e
manutenção submarina, além do aumento da participação da
produção do pré-sal, com custo unitário menor.
Adicionalmente, tivemos menores gastos com participações
governamentais em consequência da queda no preço do
petróleo.
No exterior, a queda deve-se à venda de ativos na Bacia
Austral e da participação na PESA, com custos operacionais
mais elevados, além da maior produção nos EUA, com custos
relativamente mais baixos.
O indicador expresso em dólar reduziu em virtude do aumento
da produção e dos menores gastos com transporte offshore e
com intervenções em poços.
Adicionalmente, tivemos menores gastos com participações
governamentais.
No exterior, houve redução no custo de extração,
principalmente, devido à venda da participação na PESA, que
possuía custos mais elevados.

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R$ milhões
Período Jan - Set
2016 2015
2016 x
2015 (%)
3T-2016 2T-2016
3T16 X
2T16 (%)
3T-2015
Receita de vendas 83.370 89.254 (7) 30.073 29.622 2 28.847
Brasil 79.511 84.692 (6) 29.117 28.185 3 27.159
Exterior 3.859 4.562 (15) 956 1.437 (33) 1.688
Lucro bruto 18.760 27.443 (32) 7.898 8.024 (2) 7.947
Brasil 17.496 25.894 (32) 7.589 7.549 1 7.402
Exterior 1.264 1.549 (18) 309 475 (35) 545
Despesas operacionais (21.226) (9.292) (128) (12.472) (5.143) (143) (4.116)
Brasil (19.740) (8.522) (132) (11.757) (4.585) (156) (3.444)
Exterior (1.486) (770) (93) (715) (558) (28) (672)
Lucro (Prejuízo) operacional (2.466) 18.151 (114) (4.574) 2.881 (259) 3.831
Brasil (2.244) 17.372 (113) (4.168) 2.964 (241) 3.958
Exterior (222) 779 (128) (406) (83) (389) (127)
Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras (1.313) 11.604 (111) (2.870) 2.162 (233) 2.272
Brasil (1.099) 10.757 (110) (2.591) 2.207 (217) 2.316
Exterior (214) 847 (125) (279) (45) (520) (44)
EBITDA ajustado do segmento* 34.747 36.654 (5) 13.707 11.863 16 10.313
Brasil 33.559 34.401 (2) 13.619 11.519 18 9.851
Exterior 1.188 2.253 (47) 88 344 (74) 462
Margem do EBITDA do segmento (%) 42 41 1 46 40 6 36
Investimento do segmento 36.104 45.991 (21) 10.400 11.935 (13) 16.093
Brent médio (R$/bbl) 146,89 174,25 (16) 148,87 159,79 (7) 177,38
Brent médio (US$/bbl) 41,77 55,39 (25) 45,85 45,57 1 50,26
Preço de venda - Brasil
Petróleo (US$/bbl) 37,12 45,04 (18) 41,77 39,86 5 39,76
Preço de venda - Exterior
Petróleo (US$/bbl) 43,76 58,25 (25) 42,38 47,24 (10) 55,69
Gás natural (US$/bbl) 21,98 23,68 (7) 20,51 21,74 (6) 25,84
Produção Petróleo e LGN (mil barris/dia) 2.196 2.232 (2) 2.297 2.223 3 2.234
Brasil 2.111 2.132 (1) 2.219 2.133 4 2.136
Exterior 59 70 (16) 52 63 (17) 69
Exterior não consolidada 26 30 (13) 26 27 (4) 29
Produção Gás natural (mil barris/dia) 567 558 2 572 581 (2) 566
Brasil 479 469 2 503 479 5 476
Exterior 88 89 (1) 69 102 (32) 90
Produção total 2.763 2.790 (1) 2.869 2.804 2 2.800
Lifting cost - Brasil (US$/barril)
sem participação governamental 10,78 12,40 (13) 10,82 11,00 (2) 11,24
com participação governamental 15,58 19,62 (21) 15,76 17,37 (9) 16,92
Lifting cost - Brasil (R$/barril)
sem participação governamental 37,34 39,16 (5) 34,87 37,64 (7) 40,82
com participação governamental 53,65 63,00 (15) 51,06 58,93 (13) 64,33
Lifting cost – Exterior s/ participação governamental
(US$/barril)
5,43 7,73 (30) 5,12 5,49 (7) 7,21
Participações Governamentais - Brasil 10.160 15.087 (33) 3.548 4.453 (20) 5.021
Royalties 7.108 8.471 (16) 2.723 2.472 10 2.846
Participação Especial 2.916 6.489 (55) 779 1.938 (60) 2.132
Retenção de área 136 127 7 46 43 7 43
Participações Governamentais - Exterior 680 724 (6) 162 244 (34) 276
Tabela 02 - Principais Indicadores de Exploração & Produção

Vide reconciliação na seção de Reconciliação do EBITDA Ajustado por Área de Negócio.

8
ABASTECIMENTO
Lucro Bruto
O aumento do lucro bruto decorre da redução dos custos com
aquisição/transferência de petróleo devido à queda da
cotação do Brent, da menor participação de óleo importado na
carga processada e da menor participação de derivados
importados no mix das vendas, principalmente diesel. Por
outro lado, houve redução do preço da cesta de petróleo
exportado. Além disso, a menor atividade econômica e o
aumento da colocação de diesel por terceiros reduziram as
vendas de derivados no mercado interno.
A redução do lucro bruto deve-se às menores vendas no
mercado interno associadas ao aumento do custo do produto
vendido, devido à realização de estoques formados à custos
mais elevados no trimestre anterior.
Lucro Operacional
O aumento do lucro operacional decorre do maior lucro bruto,
parcialmente compensado pela maior despesa com
impairment e gastos com o novo PIDV.
A redução do lucro operacional deve-se, principalmente, à
maior despesa com impairment e a redução do lucro bruto.
Balança Comercial
Melhora no saldo da balança comercial de petróleo em função
da redução das importações, devido ao menor volume de
processamento e à maior participação percentual de óleo
nacional na carga processada.
A menor importação de derivados, especialmente diesel, em
função da retração da demanda do mercado interno associada
a maior colocação por terceiros, reduziu o déficit da balança
comercial de derivados.
Melhora no saldo da balança comercial de petróleo em função
da maior exportação devido ao crescimento da produção
doméstica.
A redução no déficit da balança comercial de derivados
decorre das menores importações de gasolina e nafta, devido
à menor demanda, parcialmente compensada pela redução na
exportação, principalmente de óleo combustível.
Indicadores Operacionais de Refino
A carga processada foi 8% inferior, principalmente em função
da menor demanda de derivados no mercado interno. O
impacto das paradas programadas ocorridas na REPLAN,
REPAR e REFAP foram parcialmente compensadas pelo
aumento da produção da RNEST em função de melhoria da
eficiência operacional.
A carga processada diária foi 4% inferior, principalmente em
função da menor demanda de derivados no mercado interno.
O impacto da parada programada na REPAR e das paradas não
programadas na RLAM e REDUC foram atenuados pela
retomada das operações na REFAP.
Custo de Refino
O indicador em dólar foi 2% inferior. Em reais, houve aumento
de 8%, devido, principalmente, aos maiores gastos com
pessoal decorrente do reajuste salarial concedido no Acordo
Coletivo de Trabalho 2015 e à redução da carga processada.
O indicador em dólar foi 9% superior. Em reais, houve aumento
de 1% explicado pela provisão do reajuste salarial do ACT 2016
e pelo decréscimo de carga processada, em parte compensado
pela redução dos gastos com catalisadores e produtos
químicos.

9
R$ milhões
Período Jan - Set
2016 2015
2016 x
2015 (%)
3T-2016 2T-2016
3T16 X
2T16 (%)
3T-2015
Receita de vendas 163.016 181.400 (10) 53.984 55.947 (4) 63.410
Brasil (inclui operações de Trading no exterior) 164.443 177.634 (7) 55.112 56.220 (2) 63.188
Exterior 8.286 10.043 (17) 2.094 3.306 (37) 3.146
Eliminações (9.713) (6.277) (55) (3.222) (3.579) 10 (2.924)
Lucro bruto 39.359 32.771 20 11.292 14.081 (20) 10.290
Brasil 39.175 32.095 22 11.273 13.798 (18) 10.119
Exterior 184 676 (73) 19 283 (93) 171
Brasil (13.634) (10.244) (33) (7.626) (3.618) (111) (5.394)
Exterior (233) (377) 38 (14) (118) 88 (123)
Lucro (Prejuízo) operacional 25.492 22.150 15 3.652 10.345 (65) 4.773
Brasil 25.541 21.851 17 3.647 10.180 (64) 4.725
Exterior (49) 299 (116) 5 165 (97) 48
Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras 17.600 15.717 12 2.416 7.208 (66) 3.759
Brasil 17.646 15.415 14 2.412 7.048 (66) 3.664
Exterior (46) 302 (115) 4 160 (98) 95
EBITDA ajustado do segmento* 37.329 28.093 33 10.513 13.398 (22) 6.667
Brasil 37.220 27.649 35 10.467 13.183 (21) 6.561
Exterior 109 444 (75) 46 215 (79) 106
Margem do EBITDA do segmento (%) 23 15 7 19 24 (4) 11
Investimento do segmento 3.017 6.252 (52) 1.240 825 50 2.222
Preço derivados básicos - Mercado Interno (R$/bbl) 229,73 224,53 2 228,58 228,95 − 228,15
Importação (mil barris/dia) 400 590 (32) 352 359 (2) 531
Importação de petróleo 158 298 (47) 154 122 26 313
Importação de diesel 16 100 (84) − − - 64
Importação de gasolina 33 33 − 7 41 (83) 22
Importação de outros derivados 193 159 21 191 196 (3) 132
Exportação (mil barris/dia) 510 501 2 562 515 9 510
Exportação de petróleo 356 351 1 419 341 23 365
Exportação de derivados 154 150 3 143 174 (18) 145
Exportação (importação) líquida 110 (89) 224 210 156 35 (21)
Indicadores Operacionais - Brasil (mil barris/dia)
Produção de derivados 1.913 2.049 (7) 1.862 1.919 (3) 2.085
Carga de referência 2.176 2.176 − 2.176 2.176 − 2.176
Fator de utilização do parque de refino (%) 83 90 (8) 80 84 (5) 93
Carga fresca processada 1.800 1.962 (8) 1.745 1.820 (4) 2.013
Carga processada 1.846 2.002 (8) 1.799 1.869 (4) 2.052
Participação do óleo nacional na carga processada (%) 91 86 6 93 91 2 84
Indicadores Operacionais - Exterior (mil barris/dia)
Carga total processada 132 136 (3) 120 136 (12) 146
Produção de derivados 134 148 (9) 119 138 (14) 150
Carga de referência 200 230 (13) 200 230 (13) 230
Fator de utilização do parque do refino (%) 57 57 − 58 56 4 60
Custo do refino – Brasil
Custo de refino (US$/barril) 2,47 2,52 (2) 2,68 2,46 9 2,12
Custo de refino (R$/barril) 8,66 8,01 8 8,67 8,56 1 7,89
Custo do refino – Exterior (US$/barril) 3,96 4,01 (1) 3,87 4,00 (3) 4,03
Volume de Vendas (inclui vendas para BR Distribuidora e terceiros)
Diesel 760 893 (15) 747 769 (3) 918
Gasolina 486 494 (2) 459 487 (6) 483
Nafta 146 143 2 156 172 (9) 137
GLP 235 234 − 250 235 6 243
QAV 116 127 (9) 113 110 3 127
Outros 205 206 − 214 204 5 207
Total de derivados mercado interno (mil barris/dia) 2.010 2.192 (8) 1.990 2.038 (2) 2.199
Tabela 03 - Principais Indicadores do Abastecimento


10
GÁS & ENERGIA
Lucro Bruto
O maior lucro bruto decorreu da redução dos custos de
aquisição, principalmente em função dos menores volumes
importados de gás natural e GNL. Esse efeito foi parcialmente
compensado pela redução das vendas de gás natural e pela
menor receita de geração de energia elétrica devido à melhora
do quadro hidrológico do país.
O aumento no lucro bruto refletiu a redução do custo total de
aquisição de gás natural, com menores volumes de importação
de GNL e melhores margens na geração de energia elétrica no
3T-2016.
Lucro Operacional
A redução do lucro operacional decorreu principalmente de
maiores despesas de vendas devido à provisão de perdas com
recebíveis do setor elétrico em 2016 e à reversão de provisão
no 1T-2015 e despesa com impairment.
O prejuízo operacional do 3T-2016 decorreu das despesas
com impairment e indenização com processo judicial.
Indicadores Físicos e Financeiros
A redução de 4% nas vendas de energia no Ambiente de
Contratação Livre (ACL) ocorreu devido ao término de
contratos.
A redução nas vendas no Ambiente de Contratação Regulada
(ACR) decorreu do término do contrato de 205 MW médios
referente ao Leilão de Energia Existente para o 1S-2015.
O decréscimo de 72% no PLD foi reflexo da redução da carga
projetada no Sistema Interligado Nacional (SIN) devido à
melhora nas condições hidrológicas.
O menor volume de geração de energia decorreu da decisão do
Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico (CMSE) pelo não
despacho por garantia energética de usinas com custo variável
unitário acima de limites estabelecidos, pelo menor despacho
por Ordem de Mérito devido à melhora nas condições
hidrológicas e pela redução da carga projetada no SIN.
Houve redução das vendas de gás natural, principalmente em
função da menor demanda termelétrica no período,
possibilitando a redução de 63% na importação de GNL e de
9% na importação de gás natural boliviano.
Houve redução de 7% no volume de vendas no Ambiente de
Contratação Livre.
O aumento da geração de energia de 16% foi causado
principalmente pelo maior despacho em virtude da realização
dos jogos Olímpicos e Paralímpicos e para acúmulo de créditos
de energia para uso futuro.
O incremento de 48% no Preço de Liquidação das Diferenças
(PLD) foi reflexo da piora das condições hidrológicas
observadas nos subsistemas do país.
O aumento de 4% na importação de gás boliviano decorreu da
maior demanda observada em todos os segmentos de venda
de gás natural. Em contrapartida, houve redução de 42% na
importação de GNL em função da maior oferta de gás nacional.

11
R$ milhões
Período Jan - Set
2016 2015
2016 x
2015 (%)
3T-2016 2T-2016
3T16 X
2T16 (%)
3T-2015
Receita de vendas 25.007 32.522 (23) 7.856 7.760 1 10.933
Brasil 23.602 31.218 (24) 7.606 7.163 6 10.350
Exterior 1.405 1.304 8 250 597 (58) 583
Lucro bruto 6.494 6.354 2 2.520 2.146 17 2.584
Brasil 6.273 6.127 2 2.481 2.065 20 2.466
Exterior 221 227 (3) 39 81 (52) 118
Brasil (4.570) (3.485) (31) (2.631) (1.222) (115) (1.498)
Exterior (80) (66) (21) (39) (24) (63) (27)
Lucro (Prejuízo) operacional 1.844 2.803 (34) (150) 900 (117) 1.059
Brasil 1.703 2.642 (36) (150) 843 (118) 968
Exterior 141 161 (12) − 57 (100) 91
Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras 1.239 1.905 (35) (63) 545 (112) 680
Brasil 994 1.686 (41) (84) 433 (119) 589
Exterior 245 219 12 21 112 (81) 91
EBITDA ajustado do segmento* 5.480 5.553 (1) 2.033 1.639 24 1.769
Brasil 5.287 5.345 (1) 2.003 1.574 27 1.661
Exterior 193 208 (7) 30 65 (54) 108
Margem do EBITDA do segmento (%) 22 17 5 26 21 5 16
Investimento do segmento 987 1.964 (50) 336 359 (6) 529
Indicadores Operacionais - Brasil
Vendas de energia elétrica (ACL) - MW médio 845 878 (4) 807 866 (7) 822
Vendas de energia elétrica (ACR) - MW médio 3.172 3.194 (1) 3.172 3.172 − 3.058
Geração de energia elétrica - MW médio 2.106 4.830 (56) 1.872 1.616 16 4.401
Preço de liquidação das diferenças (PLD) - R$/MWh 88 319 (72) 117 79 48 202
Importação de GNL (mil barris/dia) 42 112 (63) 19 33 (42) 92
Importação de Gás Natural (mil barris/dia) 183 202 (9) 181 174 4 196
Tabela 04 - Principais Indicadores de Gás & Energia
 Vide reconciliação na seção de Reconciliação do EBITDA Ajustado por Área de Negócio.

12
DISTRIBUIÇÃO
Lucro Bruto
O decréscimo do lucro bruto refletiu o menor volume de
vendas no Brasil, em função do menor nível de atividade
econômica e da menor demanda de combustíveis para
térmicas.
Houve aumento nas margens de comercialização de 3% e no
volume de vendas de 2% no Brasil. No entanto, a venda da
participação da PESA no exterior resultou numa leve queda do
lucro bruto.
Lucro Operacional
No Brasil, a redução do lucro operacional acompanhou a
variação apresentada no lucro bruto. No exterior, ocorreu
impairment dos ativos de distribuição do Chile em
decorrência da operação de desinvestimento.
O decréscimo do lucro operacional refletiu o impairment dos
ativos de distribuição do Chile, parcialmente compensado pelo
melhor resultado no Brasil.
Participação de Mercado - Brasil
A redução do market share é explicada principalmente pela
redução das vendas às térmicas (-57%). Adicionalmente,
houve reposicionamento das margens decorrente da
estratégia de maximização da rentabilidade.
O market share ficou estável no 3T-2016 com manutenção da
política de preservação das margens.

13
R$ milhões
Período Jan - Set
2016 2015
2016 x
2015 (%)
3T-2016 2T-2016
3T16 X
2T16 (%)
3T-2015
Receita de vendas 73.749 81.633 (10) 24.300 24.218 − 27.484
Brasil 64.877 71.683 (9) 21.794 21.036 4 23.959
Exterior 8.872 9.950 (11) 2.506 3.182 (21) 3.525
Lucro bruto 5.517 6.046 (9) 1.773 1.804 (2) 1.835
Brasil 4.574 5.138 (11) 1.517 1.431 6 1.535
Exterior 943 908 4 256 373 (31) 300
Brasil (4.372) (4.403) 1 (1.327) (1.293) (3) (1.916)
Exterior (979) (703) (39) (500) (244) (105) (246)
Lucro (Prejuízo) operacional 166 940 (82) (54) 267 (120) (327)
Brasil 202 735 (73) 190 138 38 (381)
Exterior (36) 205 (118) (244) 129 (289) 54
Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras 131 595 (78) (28) 184 (115) (254)
Brasil 185 423 (56) 223 58 284 (296)
Exterior (54) 172 (131) (251) 126 (299) 42
EBITDA ajustado do segmento* 902 1.376 (34) 390 411 (5) (173)
Brasil 535 1.080 (50) 298 250 20 (263)
Exterior 367 296 24 92 161 (43) 90
Margem do EBITDA do segmento (%) 1 2 − 2 2 − (1)
Investimento do segmento 330 568 (42) 110 121 (9) 192
Participação de Mercado - Brasil 31,4% 35,4% (4) 30,8% 30,9% − 35%
Volume de vendas - Brasil (mil barris/dia)
Diesel 320 381 (16) 332 317 5 380
Gasolina 190 203 (6) 187 187 − 197
QAV 50 57 (12) 50 47 6 56
Outros 99 96 3 102 99 3 97
Total de derivados mercado interno 711 829 (14) 714 700 2 811
Tabela 05 - Principais Indicadores da Distribuição


14
Liquidez e Recursos de Capital
R$ milhões
Período Jan - Set
2016 2015 3T-2016 2T-2016 3T-2015
Disponibilidades ajustadas* no início do período 100.887 68.946 65.370 80.521 91.636
Títulos públicos federais e time deposits acima de 3 meses no início do período (3.042) (24.707) (2.430) (2.743) (10.470)
Caixa e equivalentes de caixa no início do período 97.845 44.239 62.940 77.778 81.166
Recursos gerados pelas atividades operacionais 65.965 61.133 26.715 21.943 21.816
Recursos utilizados em atividades de investimento (33.168) (27.644) (7.891) (10.759) (11.566)
Investimentos em área de negócios (36.346) (52.810) (10.267) (11.153) (17.977)
Recebimentos pela venda de ativos (desinvestimentos) 2.402 625 2.388 3 13
Investimentos em títulos e valores mobiliários 776 24.541 (12) 391 6.398
(=) Fluxo de caixa líquido 32.797 33.489 18.824 11.184 10.250
Financiamentos líquidos (49.041) (3.087) (11.942) (19.594) (11.668)
Captações 43.707 50.049 11.028 25.464 12.577
Amortizações (92.748) (53.136) (22.970) (45.058) (24.245)
Participação de acionistas não controladores 34 315 (155) 43 (190)
Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa (11.575) 24.914 393 (6.471) 20.312
Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 70.060 99.870 70.060 62.940 99.870
Títulos públicos federais e time deposits acima de 3 meses no fim do período 2.542 4.366 2.542 2.430 4.366
Disponibilidades ajustadas* no fim do período 72.602 104.236 72.602 65.370 104.236
Reconciliação do Fluxo de caixa livre
Recursos gerados pelas atividades operacionais 65.965 61.133 26.715 21.943 21.816
Fluxo de caixa livre* 29.619 8.323 16.448 10.790 3.839
Tabela 06 – Liquidez e recursos de capital
Em 30 de setembro de 2016, o saldo de caixa e equivalentes de caixa era R$ 70.060 milhões e as disponibilidades ajustadas
totalizavam R$ 72.602 milhões. As principais aplicações de recursos em 2016 foram destinadas ao cumprimento do serviço da
dívida no período e financiamento dos investimentos em área de negócios. Esses recursos foram parcialmente proporcionados por
uma geração de caixa operacional de R$ 65.965 milhões e captações de R$ 43.707 milhões. O saldo de disponibilidades ajustadas foi
impactado negativamente em 2016 pelo efeito da variação do câmbio sobre as aplicações no exterior.
A geração operacional de caixa de R$ 65.965 milhões foi principalmente motivada pelas maiores margens de diesel e gasolina,
redução dos gastos com participações governamentais no Brasil e com importações de petróleo, derivados e gás natural, além da
maior participação do petróleo nacional na carga processada. Estes efeitos foram compensados parcialmente pelos menores
preços das exportações de petróleo e derivados, bem como pelo recuo no volume de vendas no Brasil em função da retração da
atividade econômica.
Os investimentos nos negócios da Companhia foram de R$ 36.346 milhões em 2016, um recuo de 31% em relação ao mesmo
período do ano anterior, sendo 87% dos investimentos na área de exploração e produção. Apesar dessa redução, a produção de
petróleo e gás natural permaneceu estável.
O fluxo de caixa livre foi positivo em R$ 29.619 milhões em 2016, sendo 3,6 vezes maior que o mesmo período do ano anterior.
De janeiro a setembro de 2016 a Companhia captou R$ 43.707 milhões, com destaque para a oferta de títulos no mercado de
capitais internacional (Global Notes), no valor de US$ 9,75 bilhões e com vencimentos de 5 e 10 anos, para recompra de títulos
(tender offer) no valor de US$ 9,3 bilhões. Adicionalmente, foi realizada operação de sale and leaseback com o Industrial and
Commercial Bank of China (ICBC) no valor de US$ 1 bilhão. Em 30 de setembro de 2016, o prazo médio de vencimento da dívida
ficou em 7,33 anos (7,14 anos em 31 de dezembro de 2015).
As amortizações de juros e principal somaram R$ 92.748 milhões em 2016 e o fluxo nominal (visão caixa) de principal e juros dos
financiamentos, por vencimento, é apresentado a seguir:
Consolidado
Vencimento 2016 2017 2018 2019 2020
2021 em
diante
30.09.2016 31.12.2015
Principal 11.893 25.522 43.869 69.371 53.885 197.048 401.588 497.289
Juros 6.809 23.147 21.930 19.100 14.714 113.378 199.078 230.531
Total 18.702 48.669 65.799 88.471 68.599 310.426 600.666 727.820
Tabela 07 - Fluxo nominal de principal e juros dos financiamentos


Vide reconciliação de Disponibilidades ajustadas no Endividamento Líquido e definição das Disponibilidades Ajustadas e Fluxo de caixa livre no Glossário.

15
Endividamento consolidado
Em relação a 31.12.2015, o endividamento bruto do Sistema Petrobras recuou 19% e o endividamento líquido reduziu 17%,
principalmente em decorrência da apreciação do real em 16,9%.
O endividamento de curto e longo prazo incluem Arrendamentos Mercantis Financeiros no montante de R$ 56 milhões e
R$ 315 milhões em 30.09.2016, respectivamente (R$ 73 milhões e R$ 303 milhões em 31.12.2015).
O índice dívida líquida sobre LTM EBITDA ajustado recuou de 5,31, em 31.12.2015, para 4,07, em 30.09.2016, devido à redução do
endividamento e ao aumento do EBITDA Ajustado.
R$ milhões
30.09.2016 31.12.2015 Δ%
Endividamento curto prazo 37.101 57.407 (35)
Endividamento longo prazo 361.064 435.616 (17)
Total 398.165 493.023 (19)
Disponibilidades 70.060 97.845 (28)
Títulos públicos federais e Time Deposits (vencimento superior a 3 meses) 2.542 3.042 (16)
Disponibilidades ajustadas* 72.602 100.887 (28)
Endividamento líquido* 325.563 392.136 (17)
Endividamento líquido/(endividamento líquido+patrimônio líquido) 55% 60% (5)
Passivo total líquido* 730.604 799.248 (9)
(capital de terceiros líquido / passivo total líquido) 64% 68% (4)
Índice de Dívida Líquida/LTM EBITDA ajustado* 4,07 5,31 (23)
Tabela 08 – Endividamento consolidado em reais
U.S.$ milhões
30.09.2016 31.12.2015 Δ%
Endividamento curto prazo 11.429 14.702 (22)
Endividamento longo prazo 111.227 111.560 −
Total 122.656 126.262 (3)
Endividamento líquido 100.291 100.425 −
Prazo médio da dívida (anos) 7,33 7,14 0,19
Tabela 09 – Endividamento consolidado em dólares
R$ milhões
30.09.2016 31.12.2015 Δ%
Informações sumarizadas sobre financiamentos:
Por taxa
Indexados a taxas flutuantes 195.721 243.293 (20)
Indexados a taxas fixas 202.073 249.354 (19)
Total 397.794 492.647 (19)
Por moeda
Reais 80.078 80.269 −
Dólar 286.608 365.354 (22)
Euro 22.754 33.909 (33)
Outras moedas 8.354 13.115 (36)
Total 397.794 492.647 (19)
Por vencimento
2016 16.661 57.333 (71)
2017 26.802 44.505 (40)
2018 42.822 62.827 (32)
2019 68.824 88.231 (22)
2020 53.273 60.670 (12)
2021 em diante 189.412 179.081 6
Total 397.794 492.647 (19)
Tabela 10 – Endividamento por taxa, moeda e vencimento

Vide definição de Disponibilidade ajustadas, Endividamento líquido, Passivo total líquido e LTM EBITDA ajustado no Glossário e reconciliação na seção de Reconciliação
do EBITDA Ajustado.

16
INFORMAÇÕES ADICIONAIS
1. Impairment de ativos
Consolidado
Ativo ou UGC, por natureza
Valor
contábil
líquido
Valor
recuperável
Perda por
desvaloriza-
ção (*) (**)
Perda por
desvaloriza-
ção (*) (**)
Segmento
Jan-
Set/2016
3T-2016
Campos de produção de óleo e gás no Brasil
(diversas UGCs)
36.591 30.406 5.936 5.619 Exploração e Produção, Brasil
Equipamentos vinculados à atividade de produção
de óleo e gás e perfuração de poços
2.976 208 2.768 2.720 Exploração e Produção, Brasil
2º trem de refinaria Abreu e Lima - RNEST 8.077 5.546 2.531 2.531 Abastecimento, Brasil
Complexo Petroquímico Suape 3.569 1.558 2.011 2.011 Abastecimento, Brasil
Comperj 1.186 − 1.186 62 Abastecimento, Brasil
UFN III 1.699 1.202 497 497 Gás e Energia, Brasil
Conjunto das Térmicas 8.750 8.280 470 470 Gás e Energia, Brasil
Araucária 638 185 453 453 Gás e Energia, Brasil
Conjunto de Navios da Transpetro 5.685 5.340 345 345 Abastecimento, Brasil
Ativos no Chile 1.825 1.507 318 318 Distribuição, Exterior
Usina de Quixada - CE 90 − 90 90 Biocombustível, Brasil
Outros 999 822 165 176 Diversos
Total 72.085 55.054 16.770 15.292
Impairment de investimentos em coligadas 1.297 879 417 417 Biocombustível, Brasil
Tabela 11 – Impairment de ativos
Em setembro de 2016, a Companhia realizou teste de impairment, cujo resultado foi impactado pela apreciação do real, por
aumento na taxa de desconto, pela revisão de conjunto de premissas, tais como preço de Brent e taxa de câmbio de longo prazo, e
da carteira de investimentos, conforme Plano de Negócios e Gestão 2017-2021, aprovado em 19 de setembro de 2016. As perdas
oriundas dos testes realizados foram reconhecidas no resultado do trimestre no montante de R$ 15.292 milhões nos ativos e
R$ 417 milhões nos investimentos.
No segmento de E&P, o destaque foi para alguns campos de produção de óleo e gás no Brasil, que já haviam sofrido impairment em
2015 e que tiveram seus fluxos de caixa mais pressionados pelo câmbio e pelo aumento da taxa de desconto, além da incerteza na
entrega dos cascos para os FPSOs P-71, P-72 e P-73. No segmento de Abastecimento, por sua vez, as perdas reconhecidas foram
devido, principalmente, à postergação do 2º trem da RNEST para 2023 e à revisão das premissas do plano de negócios do Complexo
Petroquímico Suape, como redução do mercado para resinas e câmbio, associadas ao aumento da taxa de desconto.
O aumento da taxa de desconto foi decorrente do maior prêmio de risco para o Brasil em função da perda do grau de investimento
(investment grade) e do cenário político brasileiro, que afetaram integralmente o período de 12 meses findo em 30 de setembro de
2016.
Para mais detalhes, vide nota explicativa 13 no ITR.
 

Constituição e reversão de impairment.

Inclui reversão de impairment de ativos classificados como mantidos para venda de R$ 12 milhões em 2016.

17
2. Reconciliação do EBITDA Ajustado
A Companhia divulga o EBITDA ajustado conforme Instrução CVM n.° 527 de 4 de outubro de 2012, calculado como sendo o
resultado líquido do período acrescido dos tributos sobre o lucro, resultado financeiro líquido, depreciação e amortização, além da
participação em investimentos e do impairment.
Especificamente em 2016, a Companhia optou por acrescentar no cálculo do EBITDA ajustado os efeitos cambiais acumulados de
conversão (CTA), reclassificados para resultado, por entender que este item representa variações cambiais acumuladas
anteriormente classificadas no patrimônio líquido da Companhia.
O EBITDA ajustado não está previsto nas normas internacionais de contabilidade – IFRS. Além disso, o EBITDA ajustado não deve
ser base de comparação com o divulgado por outras empresas e não deve ser considerado como substituto a qualquer outra
medida calculada de acordo com o IFRS. A Administração apresenta o EBITDA ajustado como uma informação adicional sobre
rentabilidade e deve ser considerado em conjunto com outras medidas e indicadores de perfomance para um melhor entendimento
sobre o desempenho financeiro da Companhia.
O LTM EBITDA ajustado é utilizado para cálculo do índice dívida líquida sobre LTM EBITDA ajustado, que corresponde a uma
métrica incluída no Plano de Negócio e Gestão da Companhia.
R$ milhões R$ milhões
Período Jan - Set
2016 2015
2016 x
2015 (%)
3T-2016 2T-2016
3T16 X
2T16 (%)
3T-2015
Lucro líquido (Prejuízo) (15.805) 411 (3.945) (16.323) 899 (1.916) (5.025)
Resultado Financeiro Líquido 21.876 23.113 (5) 7.122 6.061 18 11.444
Imposto de renda e contribuição social (125) 5.522 (102) (971) 622 (256) (174)
Depreciação, depleção e amortização 37.314 27.005 38 12.716 11.949 6 9.461
EBITDA 43.260 56.051 (23) 2.544 19.531 (87) 15.706
Resultado de participações em investimentos (646) (542) (19) 140 (398) 135 (200)
Reversão/Perdas no valor de recuperação de ativos -
Impairment
16.770 1.286 1.204 15.292 1.184 1.192 −
Realização de ajustes acumulados de conversão - CTA 3.627 − − 3.627 − − −
EBITDA ajustado 63.011 56.795 11 21.603 20.317 6 15.506
Margem do EBITDA ajustado (%) 30 24 6 31 28 3 19
Tabela 12 – Reconciliação do EBITDA Ajustado
R$ milhões
Últimos 12 meses até
30.09.2016 31.12.2015
Lucro líquido (Prejuízo) (51.387) (35.171)
Resultado Financeiro Líquido 26.804 28.041
Imposto de renda e contribuição social (11.705) (6.058)
Depreciação, depleção e amortização 48.883 38.574
EBITDA 12.595 25.386
Resultado de participações em investimentos 693 797
Reversão/Perdas no valor de recuperação de ativos - Impairment 63.160 47.676
Realização de ajustes acumulados de conversão - CTA 3.627 −
EBITDA ajustado 80.075 73.859
Tabela 13 – Reconciliação do LTM EBITDA Ajustado

18
3. Hedge Fluxo de Caixa sobre exportações
R$ milhões
Período Jan - Set
2016 2015
2016 x
2015 (%)
3T-2016 2T-2016
3T16 X
2T16 (%)
3T-2015
Variação Monetária e Cambial Total 42.566 (79.066) 154 (2.189) 23.275 (109) (54.673)
Variação Cambial Diferida registrada no Patrimônio
Líquido
(41.294) 72.586 (157) 2.184 (21.465) 110 49.628
Reclassificação do Patrimônio Líquido para o resultado (7.534) (4.193) (80) (2.137) (2.497) 14 (1.862)
Variação Monetária e Cambial, Líquidas (6.262) (10.673) 41 (2.142) (687) (212) (6.907)
Tabela 14 – Hedge do Fluxo de Caixa
A queda de reclassificação de despesa de variação cambial do patrimônio líquido para o resultado decorre, principalmente, do fato
de que no 3T-2016, em relação ao trimestre anterior, não ocorreram reclassificações de despesa de variação cambial do patrimônio
líquido para o resultado por conta de exportações previstas que deixaram de ser esperadas/realizadas.
Alterações das expectativas de realização de preços e volumes de exportação em futuras revisões dos planos de negócios podem
vir a determinar necessidade de reclassificações adicionais de variação cambial acumulada no patrimônio líquido para resultado.
Uma análise de sensibilidade com preço médio do petróleo Brent mais baixo em US$ 10/barril que o considerado na última revisão
do PNG 2017-2021, indicaria a necessidade de reclassificação de aproximadamente R$ 16 milhões do patrimônio líquido para o
resultado.
A expectativa anual de realização do saldo de variação cambial acumulada no patrimônio líquido em 30 de setembro de 2016 é
demonstrada a seguir:
Consolidado
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 a 2027 Total
Expectativa de realização (2.329) (10.106) (10.495) (7.187) (5.273) (4.423) (5.078) (2.393) 7.793 (39.491)
Tabela 15 – Expectativa de Realização das Exportações

19
4. Ativos e Passivos sujeitos à variação cambial
A Companhia possui ativos e passivos sujeitos a variações de moedas estrangeiras, cujas principais exposições brutas são do real
em relação ao dólar norte-americano e do dólar norte-americano em relação ao euro. A partir de meados de maio de 2013 a
Companhia estendeu a contabilidade de hedge para proteção de exportações futuras altamente prováveis.
A Companhia designa relações de hedge entre exportações e obrigações em dólares norte-americanos para que os efeitos da
proteção cambial natural existentes entre essas operações sejam reconhecidas simultaneamente nas demonstrações contábeis.
Com a extensão da contabilidade de hedge, ganhos ou perdas provocados por variações cambiais são acumulados no patrimônio
líquido, somente afetando o resultado na medida em que as exportações são realizadas.
Os saldos de ativos e passivos em moeda estrangeira de empresas controladas no exterior não são inseridos na exposição abaixo,
quando realizados em moedas equivalentes às suas respectivas moedas funcionais.
Em 30 de setembro de 2016, a exposição cambial líquida da Companhia é passiva, sendo a principal a do dólar norte-americano em
relação ao euro.
ITENS R$ milhões
30.09.2016 31.12.2015
Ativo 42.999 67.040
Passivo (266.954) (350.695)
Hedge Accounting 191.954 240.222
Total (32.001) (43.433)
Tabela 16 – Ativos e Passivos sujeitos à variação cambial
SEGREGAÇÃO POR MOEDA R$ milhões
30.09.2016 31.12.2015
Real/ Dólar (613) 2.881
Real/ Euro (142) (8.687)
Real/ Libra esterlina (60) (73)
Dólar/ Iene japonês (855) (2.180)
Dólar/ Euro (22.719) (24.988)
Dólar/ Libra esterlina (7.612) (10.241)
Peso/ Dólar − (145)
Total (32.001) (43.433)
Tabela 17 – Segregação dos Ativos e Passivos por moeda
R$ milhões
Período Jan - Set
Variação monetária e cambial
2016 2015
2016 x
2015 (%)
3T-2016 2T-2016
2T16 X
1T16 (%)
3T-2015
Variação cambial Dólar x Euro (974) 1.551 (163) (441) 910 (148) (12)
Variação cambial Real x Dólar 729 (6.355) 111 139 (33) 521 (3.418)
Variação cambial Dólar x Libra Esterlina 1.098 188 484 128 644 (80) 268
Reclassificação do hedge accounting do Patrimônio Líquido
para o Resultado
(7.534) (4.193) (80) (2.137) (2.497) 14 (1.862)
Variação cambial Real x Euro (230) (2.507) 91 (4) 32 (113) (2.029)
Outros 649 643 1 173 257 (33) 146
Variação Monetária e Cambial, Líquidas (6.262) (10.673) 41 (2.142) (687) (212) (6.907)
Tabela 18 – Variação Monetária e Cambial

20
5. Itens especiais
R$ milhões
Jan-Set
2016 2015 Item do Resultado 3T-2016 2T-2016 3T-2015
(17.187) (1.286) Impairment de ativos e de investimentos Diversos (15.709) (1.184) −
(3.685) (110) Programa de incentivo ao desligamento voluntário
Outras receitas
(despesas)
(2.472) (1.220) (29)
(3.627) − Ajustes Acumulados de Conversão - CTA
Outras receitas
(despesas)
(3.627) − −
(3.068) (1.861) (Perdas)/Ganhos com contingências judiciais
Outras receitas
(despesas)
(2.202) (569) (1.861)
(1.215) 633 Perdas com recebíveis do setor elétrico Despesa de vendas (269) (506) (492)
(51) (822) Programas de Anistias Estaduais / PRORELIT Diversos − − (302)
3.242 (153) Resultado relacionado à abandono de área
Outras receitas
(despesas)
3.243 (1) (61)
227 230 Ressarcimento de valores - Operação Lava Jato
Outras receitas
(despesas)
148 79 73
673 464 Ganhos/(Perdas) com alienação de ativos
Outras receitas
(despesas)
673 − −
− (7.501) REFIS Diversos − − (3.128)
(24.691) (10.406) Total (20.215) (3.401) (5.800)
Detalhamento do efeito do impairment de ativos e de investimentos nos diversos itens de resultado:
(16.770) (1.286)
Perda no valor de recuperação de ativos -
Impairment (15.292) (1.184) −
(417) − Resultado de participações em investimentos (417) − −
(17.187) (1.286) Impairment de ativos e investimentos (15.709) (1.184) −
Detalhamento do efeito da adesão aos Programas de Anistias Estaduais e ao Programa de Redução de Litígios Tributários (PRORELIT) nos
diversos itens do resultado:
(42) (723) Despesas tributárias − − (282)
(9) (99) Despesas financeiras - Juros − − (20)
(51) (822) Programas de Anistias Estaduais / PRORELIT − − (302)
Detalhamento do efeito da adesão ao REFIS nos diversos itens do resultado:
− (5.027) Despesas tributárias − − (1.955)
− (2.474) Despesas financeiras - Juros − − (1.173)
− (7.501) REFIS − − (3.128)
Tabela 19 – Itens Especiais
No julgamento da Administração, os itens especiais apresentados acima, embora relacionados aos negócios da Companhia, foram
destacados como informação complementar para um melhor entendimento e avaliação do resultado. Tais itens não ocorrem
necessariamente em todos os períodos, sendo divulgados quando relevantes.

21
6. Resultado das operações do 3T-2016 x 2T-2016:
Receita de vendas de R$ 70.443 milhões, 1% inferior ao 2T-2016 (R$ 71.320 milhões) influenciada por:
 redução da receita com atividades no exterior, com destaque para a Petrobras Argentina (PESA); e
 menor volume de venda de gasolina no mercado interno e de exportação de derivados.
Esses fatores foram compensados parcialmente pelo maior volume exportado de petróleo.
Custo dos produtos vendidos de R$ 47.106 milhões, 3% inferior ao 2T-2016 (R$ 48.499 milhões), refletindo:
 menores gastos com importações de derivados, de petróleo e de gás natural; e
 redução dos custos com operações no exterior, em grande parte pelo efeito da venda da PESA.
Esses fatores foram compensados parcialmente pelo aumento do volume de petróleo exportado.
Impairment de ativos de R$ 15.292 milhões (R$ 1.184 milhões no 2T-2016) decorrente de:
(i) revisão de projetos na carteira de investimentos contemplados no Plano de Negócios e Gestão – PNG no
horizonte de 2017 a 2021;
(ii) redução da taxa de câmbio e aumento da taxa de desconto; e
(iii) revisão do conjunto de premissas de médio e longo prazo pela companhia.
Outras despesas operacionais de R$ 8.741 milhões, 64% superiores ao 2T-2016 (R$ 5.325 milhões), influenciadas por:
 reclassificação de R$ 3.627 milhões de perda oriunda da depreciação cambial do peso argentino frente ao dólar,
anteriormente reconhecida no patrimônio líquido, a título de ajustes acumulados de conversão – CTA, em decorrência da
venda da PESA;
 resultado positivo relacionado a redução do passivo de abandono de R$ 3.243 milhões, refletindo o aumento da taxa de
desconto e da apreciação do real frente ao dólar;
 maior despesa com o novo Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário, pela maior adesão ocorrida nos meses de
julho e agosto (R$ 1.260 milhões);
 provisão para gastos com acordos em ações individuais propostas contra a Petrobras em Nova York (R$ 1.182 milhões);
 provisão para perdas com adiantamento a fornecedores de cascos de navios FPSO de R$ 1.128 milhões;
 provisão para assunção de dívidas de fornecedores com subcontratadas pela construção de cascos de navios FPSO no
montante de R$ 931 milhões;
 redução nos gastos com paradas não programadas, principalmente aos relacionados com ociosidade de sondas, (R$ 825
milhões); e
 ganho de R$ 673 milhões decorrente da operação de venda da PESA.
Despesas financeiras líquidas de R$ 7.122 milhões, 18% superiores em relação ao 2T-2016 (R$ 6.061 milhões), em razão de:
 variação cambial negativa de R$ 441 milhões devido à depreciação cambial de 1,9% do dólar sobre a exposição passiva
líquida em euro no 3T-2016, comparada à variação cambial positiva de R$ 910 milhões decorrente da apreciação de 3,1%
no 2T-2016 (R$ 1.351 milhões); e
 menor reclassificação da variação cambial acumulada no patrimônio líquido para o resultado pela realização das
exportações protegidas no âmbito da contabilidade de hedge (R$ 360 milhões).
O Resultado de participações em investimentos foi influenciado pelo impairment sobre investimentos em coligadas no montante
de R$ 417 milhões.
Imposto de renda e contribuição social credores no montante de R$ 971 milhões, comparados à despesa de R$ 622 milhões do 2T-
2016, devido, principalmente, ao prejuízo do período.
Resultado negativo com acionistas não controladores de R$ 135 milhões (resultado negativo de R$ 529 milhões no 2T-2016),
refletindo, principalmente, o efeito cambial sobre o endividamento em dólar das entidades estruturadas nos respectivos períodos.

22
7. Resultado das operações do Jan-Set/2016 x Jan-Set/2015:
Receita de vendas de R$ 212.100 milhões, 10% inferior ao período de jan-set/2015 (R$ 236.535 milhões). ocasionada por:
 redução de 8% da demanda de derivados no mercado interno, refletindo o menor nível de atividade econômica no Brasil,
principalmente de diesel, em função do recuo do consumo, e de óleo combustível pela menor geração térmica;
 redução da geração e do preço de energia elétrica, refletindo a melhora nas condições hidrológicas;
 menor volume vendido de gás natural, devido à redução da demanda do setor termelétrico;
 menores preços das exportações de petróleo e de derivados, acompanhando a redução das cotações internacionais; e
 menores receitas das atividades no exterior em função da venda da PESA, bem como pela redução dos preços de venda.
Esses fatores foram compensados parcialmente pelos maiores preços médios de derivados no mercado interno, em grande
parte devido às maiores margens de diesel e gasolina.
Custo dos produtos vendidos de R$ 144.934 milhões, 12% inferior ao período de jan-set/2015 (R$ 164.808 milhões), refletindo:
 menores gastos com importações de gás natural, de petróleo e de derivados, devido à menor demanda no mercado
interno e pelo efeito da redução de 25% na cotação do Brent, compensados parcialmente pela depreciação de 12% na taxa
média do real frente ao dólar sobre os custos de aquisição;
 redução de gastos com participações governamentais, influenciados pela redução das cotações internacionais das
commodities; e
 redução das atividades no exterior em função da venda da PESA, bem como da retração das cotações internacionais.
Esses fatores foram compensados, em parte, pelos maiores custos com depreciação devido à redução das estimativas de
reservas (método de unidades produzidas), atenuados pelo menor saldo de ativos em função das perdas por Impairment
reconhecidas em 2015.
Despesas de vendas de R$ 10.774 milhões, 14% superiores ao período de jan-set/2015 (R$ 9.465 milhões), devido à reversão de
perdas com recebíveis do setor elétrico no 1T-2015 (R$ 1.295 milhões).
Despesas tributárias de R$ 1.600 milhões, 79% inferiores ao período de jan-set/2015 (R$ 7.768 milhões), em função, principalmente
da adesão aos Programas de Parcelamento Especial de débitos tributários (REFIS) e de Anistias Estaduais em 2015.
Impairment de ativos de R$ 16.770 milhões (R$ 1.286 milhões de jan-set/2015) decorrente de:
(i) revisão de projetos na carteira de investimentos contemplados no Plano de Negócios e Gestão – PNG no horizonte de
2017 a 2021;
(ii) redução da taxa de câmbio e aumento da taxa de desconto; e
(iii) revisão do conjunto de premissas, tais como preço de Brent e taxa de câmbio de médio e longo prazo pela companhia.
Outras despesas operacionais de R$ 18.037 milhões, 78% superiores ao período de jan-set/2015 (R$ 10.109 milhões), influenciadas
por:
 despesas com o novo Programa de Incentivo ao Desligamento Voluntário (R$ 3.685 milhões);
 reclassificação de R$ 3.627 milhões de perda oriunda da depreciação cambial do peso argentino frente ao dólar,
anteriormente reconhecida no patrimônio líquido, a título de ajustes acumulados de conversão – CTA, em decorrência da
venda da PESA;
 maiores despesas com paradas não programadas e gastos pré-operacionais, principalmente com ociosidade de sondas
(R$ 2.838 milhões);
 provisão para gastos com acordos em ações individuais propostas contra a Petrobras em Nova York (R$ 1.182 milhões); e
 maiores despesas com contingências judiciais, principalmente com processos fiscais, tributários e cíveis (R$ 1.072
milhões).
Essas despesas foram parcialmente compensadas por:
 resultado positivo relacionado a redução do passivo de abandono de R$ 3.242 milhões, refletindo o aumento da taxa
de desconto e da apreciação do real frente ao dólar; e
 ganho de R$ 673 milhões decorrente do resultado da operação de venda da PESA.
Despesas financeiras líquidas de R$ 21.876 milhões, 5% inferior em relação ao período de jan-set/2015 (R$ 23.113 milhões), em
razão de:

23
 Menor variação cambial negativa em R$ 4.411 milhões ocasionada por:
(i) variação cambial do real sobre a exposição passiva líquida em dólar, positiva em R$ 3.743 milhões, decorrente da
apreciação de 16,9% do real e líquida da reclassificação da variação cambial acumulada no patrimônio líquido para o
resultado pela realização das exportações protegidas no âmbito da contabilidade de hedge;
 (ii) menor variação cambial negativa do real em relação ao euro, devido à redução da exposição passiva líquida nessa
moeda (R$ 2.277 milhões);
 (iii) variação cambial negativa de R$ 974 milhões decorrente da depreciação cambial de 3,3% do dólar sobre a
exposição passiva líquida em euro, comparada à variação cambial positiva de R$ 1.551 milhões em função da
apreciação de 8,1% no período de jan-set/2015 (R$ 2.525 milhões);
(iv) maior variação cambial positiva em R$ 910 milhões, decorrente da apreciação de 12% do dólar sobre a exposição
passiva em libra;
 Acréscimo de R$ 2.800 milhões nas despesas financeiras, refletindo:
(i) maior endividamento médio, decorrente da depreciação da cotação média do real frente ao dólar (R$ 4.088
milhões), líquido de encargos financeiros capitalizados);
(ii) aumento da atualização de juros sobre passivo de abandono (R$ 1.147 milhões);
(iii) reconhecimento, em 2015, de juros sobre despesas tributárias de IOF (R$ 1.418 milhões) e de IRRF (R$ 1.113
milhões).
Imposto de renda e contribuição social credores no montante de R$ 125 milhões comparados à despesa de R$ 5.522 milhões
devido, principalmente, ao prejuízo do período.
Resultado negativo com acionistas não controladores de R$ 1.529 milhões (resultado positivo de R$ 1.691 milhões no período de
jan-set/2015), refletindo, principalmente, o efeito cambial sobre o endividamento em dólar das entidades estruturadas nos
respectivos períodos.

24
DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS
Demonstração do Resultado – Consolidado
R$ milhões
Período Jan - Set
2016 2015 3T-2016 2T-2016 3T-2015
Receita de vendas 212.100 236.535 70.443 71.320 82.239
Custo dos produtos e serviços vendidos (144.934) (164.808) (47.106) (48.499) (58.484)
Lucro bruto 67.166 71.727 23.337 22.821 23.755
Vendas (10.774) (9.465) (3.333) (3.690) (3.855)
Gerais e administrativas (8.537) (8.228) (3.041) (2.844) (2.754)
Custos exploratórios para extração de petróleo e gás (4.647) (4.637) (1.859) (1.641) (2.234)
Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (1.501) (1.730) (491) (507) (556)
Tributárias (1.600) (7.768) (612) (446) (3.055)
Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos - Impairment (16.770) (1.286) (15.292) (1.184) −
Outras receitas (despesas), líquidas (18.037) (10.109) (8.741) (5.325) (5.256)
(61.866) (43.223) (33.369) (15.637) (17.710)
Lucro (Prejuízo) operacional 5.300 28.504 (10.032) 7.184 6.045
Receitas financeiras 2.841 3.215 1.191 764 1.866
Despesas financeiras (18.455) (15.655) (6.171) (6.138) (6.403)
Var. monetárias e cambiais (6.262) (10.673) (2.142) (687) (6.907)
Resultado financeiro líquido (21.876) (23.113) (7.122) (6.061) (11.444)
Resultado de participações em investimentos 646 542 (140) 398 200
Lucro (Prejuízo) antes dos impostos (15.930) 5.933 (17.294) 1.521 (5.199)
Imposto de renda e contribuição social 125 (5.522) 971 (622) 174
Lucro líquido (Prejuízo) (15.805) 411 (16.323) 899 (5.025)
Atribuível aos:
Acionistas Petrobras (17.334) 2.102 (16.458) 370 (3.759)
Acionistas não controladores 1.529 (1.691) 135 529 (1.266)
(15.805) 411 (16.323) 899 (5.025)

25
Balanço Patrimonial – Consolidado
ATIVO R$ milhões
30.09.2016 31.12.2015
Circulante 144.753 169.581
Caixa e equivalentes de caixa 70.060 97.845
Títulos e valores mobiliários 2.542 3.047
Contas a receber, líquidas 16.953 22.659
Estoques 27.627 29.057
Impostos e contribuições 8.709 10.732
Ativos classificados como mantidos para venda 12.623 595
Outros ativos circulantes 6.239 5.646
Não Circulante 658.453 730.554
Realizável a L. Prazo 61.226 74.879
Contas a receber, líquidas 11.959 14.327
Títulos e valores mobiliários 297 342
Depósitos judiciais 11.474 9.758
Imposto de renda e contribuição social diferidos 11.543 23.490
Adiantamento a fornecedores 4.655 6.395
Outros ativos realizáveis a longo prazo 10.453 9.550
Investimentos 12.955 13.772
Imobilizado 573.386 629.831
Intangível 10.886 12.072
Total do Ativo 803.206 900.135
PASSIVO R$ milhões
30.09.2016 31.12.2015
Circulante 82.830 111.572
Fornecedores 17.334 24.888
Financiamentos 37.101 57.407
Salários, férias, encargos e participações 8.261 5.085
Planos de pensão e saúde 2.753 2.556
Passivos associados a ativos classificados como mantidos para venda 472 488
Outras contas e despesas a pagar 6.633 7.599
Não Circulante 458.360 530.633
Financiamentos 361.064 435.616
Imposto de renda e contribuição social diferidos 888 906
Planos de pensão e saúde 51.527 47.618
Provisão para desmantelamento de áreas 30.533 35.728
Provisão para processos judiciais 12.787 8.776
Outras contas e despesas a pagar 1.561 1.989
Patrimônio Líquido 262.016 257.930
Capital Social realizado 205.432 205.432
Reservas de lucros e outras 54.103 49.299
Participação dos acionistas não controladores 2.481 3.199
Total do passivo 803.206 900.135

26
Demonstração dos Fluxos de Caixa – Consolidado
R$ milhões
Período Jan - Set
2016 2015 3T-2016 2T-2016 3T-2015
Lucro líquido (Prejuízo) do período (15.805) 411 (16.323) 899 (5.025)
(+) Ajustes 81.770 60.722 43.038 21.044 26.841
Depreciação, depleção e amortização 37.314 27.005 12.716 11.949 9.461
Variações cambiais e monetárias e encargos sobre financiamentos e outras 22.204 22.823 7.608 5.845 10.952
Resultado de participações em investimentos (646) (542) 140 (398) (200)
Reclassificação do ajuste acumulado de conversão 3.627 − 3.627 − −
Perdas em créditos de liquidação duvidosa 1.695 566 458 734 542
Resultado com alienações, baixas de ativos, áreas devolvidas e projetos
cancelados
894 1.034 659 133 1.223
Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos (4.682) 2.824 (1.980) (1.289) (988)
Baixa de poços secos e/ou subcomerciais 3.325 3.418 1.516 1.231 1.755
Perda na recuperação de ativos - Impairment 16.770 1.286 15.292 1.184 −
Ajuste ao valor de mercado dos estoques 1.195 883 (55) 74 845
Despesa atuarial de planos de pensão e saúde 6.010 5.055 1.987 2.018 1.687
Variação dos estoques (1.293) (843) 848 (468) 1.811
Variação de contas a receber 3.165 273 181 (600) 616
Variação depósitos judiciais (1.734) (1.678) (450) (901) 266
Variação de fornecedores (5.312) (2.402) (341) (1.196) 54
Variação de planos de pensão e de saúde (1.728) (1.601) (498) (792) (479)
Variação de impostos, taxas e contribuições 308 5.515 489 2.039 (1.654)
Imposto de renda e contribuição social pagos (895) (1.581) (316) (308) (404)
Variação de outros ativos e passivos 1.553 (1.313) 1.157 1.789 1.354
(=) Recursos gerados pelas atividades operacionais 65.965 61.133 26.715 21.943 21.816
(-) Recursos utilizados em atividades de investimento (33.168) (27.644) (7.891) (10.759) (11.566)
Recebimentos pela venda de ativos (desinvestimentos) 2.402 625 2.388 3 13
Investimentos em títulos e valores mobiliários 776 24.541 (12) 391 6.398
(=) Fluxo de caixa líquido 32.797 33.489 18.824 11.184 10.250
(-) Recursos gerados pelas atividades de financiamento (49.007) (2.772) (12.097) (19.551) (11.858)
Captações 43.707 50.049 11.028 25.464 12.577
Amortizações de principal (73.772) (37.727) (17.584) (39.090) (18.281)
Amortizações de juros (18.976) (15.409) (5.386) (5.968) (5.964)
Participação de acionistas não controladores 34 315 (155) 43 (190)
Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa (11.575) 24.914 393 (6.471) 20.312
(=) Variação líquida de caixa e equivalentes de caixa no período (27.785) 55.631 7.120 (14.838) 18.704
Caixa e equivalentes de caixa no início do período 97.845 44.239 62.940 77.778 81.166
Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 70.060 99.870 70.060 62.940 99.870

27
INFORMAÇÕES CONTÁBEIS POR ÁREA DE NEGÓCIO
Demonstração Consolidada do Resultado por Área de Negócio – Jan-Set/2016
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
BIOCOM DISTRIB. CORP.
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
Receita de vendas 83.370 163.016 25.007 612 73.749 − (133.654) 212.100
Intersegmentos 79.530 46.033 6.404 587 1.100 − (133.654) −
Terceiros 3.840 116.983 18.603 25 72.649 − − 212.100
Custo dos produtos e serviços vendidos (64.610) (123.657) (18.513) (683) (68.232) − 130.761 (144.934)
Lucro bruto 18.760 39.359 6.494 (71) 5.517 − (2.893) 67.166
Despesas (21.226) (13.867) (4.650) (186) (5.351) (16.818) 232 (61.866)
Vendas (397) (4.863) (2.208) (4) (3.569) 13 254 (10.774)
Gerais e adminstrativas (952) (1.076) (567) (61) (663) (5.217) (1) (8.537)
Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (4.647) − − − − − − (4.647)
Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (652) (144) (46) (2) (1) (656) − (1.501)
Tributárias (259) (169) (585) (7) (91) (489) − (1.600)
Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos -
Impairment
(8.909) (6.073) (1.446) (24) (318) − − (16.770)
Outras receitas (despesas), líquidas (5.410) (1.542) 202 (88) (709) (10.469) (21) (18.037)
Lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das
participações e impostos
(2.466) 25.492 1.844 (257) 166 (16.818)
(2.661)
5.300
Resultado financeiro líquido − − − − − (21.876) − (21.876)
Resultado de participações em investimentos 149 520 338 (386) 25 − − 646
Lucro (prejuízo) antes dos impostos (2.317) 26.012 2.182 (643) 191 (38.694) (2.661) (15.930)
Imposto de renda e contribuição social 839 (8.667) (627) 88 (57) 7.644 905 125
Lucro líquido (prejuízo) (1.478) 17.345 1.555 (555) 134 (31.050) (1.756) (15.805)
Atribuível aos:
Acionistas da Petrobras (1.313) 17.600 1.239 (555) 131 (32.680) (1.756) (17.334)
Acionistas não controladores (165) (255) 316 − 3 1.630 − 1.529
(1.478) 17.345 1.555 (555) 134 (31.050) (1.756) (15.805)
Demonstração Consolidada do Resultado por Área de Negócio – Jan-Set/2015
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
Intersegmentos 85.713 56.153 5.088 488 1.358 − (148.800) −
Terceiros 3.541 125.247 27.434 38 80.275 − − 236.535
Lucro bruto 27.443 32.771 6.354 (61) 6.046 − (826) 71.727
Despesas (9.292) (10.621) (3.551) (116) (5.106) (15.048) 511 (43.223)
Vendas (525) (4.803) (547) (5) (4.125) 23 517 (9.465)
Gerais e adminstrativas (1.018) (980) (585) (74) (674) (4.896) (1) (8.228)
Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (683) (284) (138) (25) (3) (597) − (1.730)
Tributárias (445) (2.162) (1.007) (3) (84) (4.067) − (7.768)
Impairment
(336) (365) (585) − − − − (1.286)
Outras receitas (despesas), líquidas (1.648) (2.027) (689) (9) (220) (5.511) (5) (10.109)
18.151 22.150 2.803 (177) 940 (15.048)
(315)
28.504
Resultado de participações em investimentos (349) 1.085 305 (347) (22) (130) − 542
Lucro (prejuízo) antes dos impostos 17.802 23.235 3.108 (524) 918 (38.291) (315) 5.933
Imposto de renda e contribuição social (6.172) (7.532) (953) 60 (320) 9.287 108 (5.522)
Lucro líquido (prejuízo) 11.630 15.703 2.155 (464) 598 (29.004) (207) 411
Atribuível aos:
Acionistas da Petrobras 11.604 15.717 1.905 (464) 595 (27.048) (207) 2.102
Acionistas não controladores 26 (14) 250 − 3 (1.956) − (1.691)
11.630 15.703 2.155 (464) 598 (29.004) (207) 411

28
Demonstração Consolidada do Resultado por Área de Negócio – 3T-2016
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
Intersegmentos 28.842 14.412 2.174 160 349 − (45.937) −
Terceiros 1.231 39.572 5.682 7 23.951 − − 70.443
Lucro bruto 7.898 11.292 2.520 (23) 1.773 − (123) 23.337
Despesas (12.472) (7.640) (2.670) (49) (1.827) (8.747) 36 (33.369)
Vendas (99) (1.522) (724) (1) (1.091) 62 42 (3.333)
Gerais e adminstrativas (297) (355) (187) (18) (224) (1.960) − (3.041)
Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (214) (41) (14) − (1) (221) − (491)
Tributárias (138) (32) (195) (2) (7) (238) − (612)
Impairment
(8.556) (4.948) (1.446) (24) (318) − − (15.292)
Outras receitas (despesas), líquidas (1.309) (742) (104) (4) (186) (6.390) (6) (8.741)
(4.574) 3.652 (150) (72) (54) (8.747)
(87)
(10.032)
Resultado de participações em investimentos 141 (41) 134 (384) 9 1 − (140)
Lucro (prejuízo) antes dos impostos (4.433) 3.611 (16) (456) (45) (15.868) (87) (17.294)
Imposto de renda e contribuição social 1.556 (1.242) 51 25 18 533 30 971
Lucro líquido (prejuízo) (2.877) 2.369 35 (431) (27) (15.335) (57) (16.323)
Atribuível aos:
Acionistas da Petrobras (2.870) 2.416 (63) (431) (28) (15.425) (57) (16.458)
Acionistas não controladores (7) (47) 98 − 1 90 − 135
(2.877) 2.369 35 (431) (27) (15.335) (57) (16.323)
Demonstração Consolidada do Resultado por Área de Negócio – 2T-2016
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
Intersegmentos 27.700 16.064 2.100 208 372 − (46.444) −
Terceiros 1.922 39.883 5.660 9 23.846 − − 71.320
Lucro bruto 8.024 14.081 2.146 (28) 1.804 − (3.206) 22.821
Despesas (5.143) (3.736) (1.246) (19) (1.537) (4.079) 123 (15.637)
Vendas (131) (1.579) (1.049) (1) (1.009) (41) 120 (3.690)
Gerais e adminstrativas (314) (328) (181) (20) (217) (1.784) − (2.844)
Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (229) (35) (11) − − (232) − (507)
Tributárias (59) 6 (220) (3) (46) (124) − (446)
Impairment
(59) (1.125) − − − − − (1.184)
Outras receitas (despesas), líquidas (2.710) (675) 215 5 (265) (1.898) 3 (5.325)
2.881 10.345 900 (47) 267 (4.079)
(3.083)
7.184
Resultado de participações em investimentos 107 186 148 (45) 9 (7) − 398
Lucro (prejuízo) antes dos impostos 2.988 10.531 1.048 (92) 276 (10.147) (3.083) 1.521
Imposto de renda e contribuição social (980) (3.517) (306) 16 (91) 3.207 1.049 (622)
Lucro líquido (prejuízo) 2.008 7.014 742 (76) 185 (6.940) (2.034) 899
Atribuível aos:
Acionistas da Petrobras 2.162 7.208 545 (76) 184 (7.619) (2.034) 370
Acionistas não controladores (154) (194) 197 − 1 679 − 529
2.008 7.014 742 (76) 185 (6.940) (2.034) 899

29
Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – Jan-Set/2016
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
Paradas não programadas e gastos pré-operacionais (5.146) (193) (124) − − (9) − (5.472)
(Perdas)/Ganhos c/processos judiciais, administrativos e
arbitrais
(1.296) (272) (444) (2) (926) (2.300) − (5.240)
Plano de pensão e saúde (inativos) − − − − − (3.717) − (3.717)
Gastos com PIDV (1.621) (868) (144) − 9 (1.061) − (3.685)
Realização de ajustes acumulados de conversão - CTA − − − − − (3.627) − (3.627)
Provisão para assunção de dívidas de fornecedores com
subcontratadas
(931) − − − − − − (931)
Resultado c/alienações/baixas de ativos; áreas devolvidas e
projetos cancelados (*)
(1.247) (221) (42) − 8 608 − (894)
Relações institucionais e projetos culturais (13) (12) (1) − (43) (568) − (637)
Despesas operacionais c/termelétricas − − (275) − − − − (275)
Gastos com segurança, meio ambiente e saúde (41) (43) (15) − (3) (111) − (213)
Perdas sobre multas aplicadas (21) (40) (1) − − (93) − (155)
Ressarcimentos de gastos referentes à Operação Lava Jato − − − − − 227 − 227
Subvenções e assistências governamentais 12 86 299 14 − 2 − 413
Contratos de Ship / Take or Pay (1) − 658 − − − − 657
Gastos/Ressarcimentos c/operações em parcerias de E&P 1.645 − − − − − − 1.645
Resultado relacionado a abandono de áreas 3.242 − − − − − − 3.242
Outras 8 21 291 (100) 246 180 (21) 625
(5.410) (1.542) 202 (88) (709) (10.469) (21) (18.037)
Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – Jan-Set/2015
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
arbitrais
(140) (1.228) (17) − (170) (1.431) − (2.986)
Gastos com PIDV (25) (26) (51) (4) 1 (5) − (110)
projetos cancelados
(599) 49 (505) − 29 (8) − (1.034)
Relações institucionais e projetos culturais (56) (45) (4) − (127) (819) − (1.051)
Subvenções e assistências governamentais 14 14 2 − − 8 − 38
Gastos/Ressarcimentos c/operações em parcerias de E&P 989 − − − − − − 989
Resultado relacionado a abandono de áreas (153) − − − − − − (153)
Outras 332 47 (53) (5) 48 46 (5) 410
(1.648) (2.027) (689) (9) (220) (5.511) (5) (10.109)

Inclui perdas sobre adiantamento a fornecedores, no montante de R$ 1.128 no E&P, conforme nota explicativa 13.3 no ITR.

30
Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – 3T-2016
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
arbitrais
(638) (119) (411) (2) (234) (1.263) − (2.667)
Gastos com PIDV (1.056) (601) (94) − − (721) − (2.472)
Realização de ajustes acumulados de conversão - CTA − − − − − (3.627) − (3.627)
Provisão para assunção de dívidas de fornecedores com
subcontratadas
(931) − − − − − − (931)
projetos cancelados (*)
(1.177) (74) (1) − 1 591 − (660)
Relações institucionais e projetos culturais (1) (3) − − (18) (183) − (205)
Gastos com segurança, meio ambiente e saúde (5) (9) (4) − − (37) − (55)
Perdas sobre multas aplicadas − 13 − − − (26) − (13)
Subvenções e assistências governamentais 4 33 101 5 − 1 − 144
Resultado relacionado a abandono de áreas 3.243 − − − − − − 3.243
Outras (65) 76 106 (7) 65 (32) (6) 137
(1.309) (742) (104) (4) (186) (6.390) (6) (8.741)
Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – 2T-2016
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
arbitrais
(623) (118) (28) 1 (338) (322) − (1.428)
Gastos com PIDV (535) (267) (75) − 4 (339) − (1.212)
projetos cancelados
(30) (116) (3) (1) 1 16 − (133)
Relações institucionais e projetos culturais (4) (4) (1) − (16) (169) − (194)
Subvenções e assistências governamentais 4 31 190 9 − − − 234
Contratos de Ship / Take or Pay 2 − 253 − − − − 255
Resultado relacionado a abandono de áreas (1) − − − − − − (1)
Outras (99) (46) 44 (4) 86 144 3 128
(2.710) (675) 215 5 (265) (1.898) 3 (5.325)

31
Ativo Consolidado por Área de Negócio – 30.09.2016
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
Ativo 448.332 169.890 65.282 1.955 20.234 116.250 (18.737) 803.206
Circulante 16.131 33.040 13.958 191 9.682 86.125 (14.374) 144.753
Não circulante 432.201 136.850 51.324 1.764 10.552 30.125 (4.363) 658.453
Realizável a longo prazo 24.170 10.593 3.345 12 3.454 23.853 (4.201) 61.226
Investimentos 5.110 4.696 1.654 1.424 50 21 − 12.955
Imobilizado 395.117 120.845 45.272 328 6.320 5.666 (162) 573.386
Em operação 289.118 106.233 38.833 318 5.396 4.476 (162) 444.212
Em construção 105.999 14.612 6.439 10 924 1.190 − 129.174
Intangível 7.804 716 1.053 − 728 585 − 10.886
Ativo Consolidado por Área de Negócio – 31.12.2015
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
Ativo 483.396 177.631 76.023 1.885 20.588 154.065 (13.453) 900.135
Circulante 14.215 35.247 10.398 176 8.979 112.715 (12.149) 169.581
Não circulante 469.181 142.384 65.625 1.709 11.609 41.350 (1.304) 730.554
Realizável a longo prazo 25.250 9.309 5.303 12 3.355 32.792 (1.142) 74.879
Investimentos 7.054 3.431 1.781 1.339 134 33 − 13.772
Imobilizado 428.447 128.982 57.300 358 7.296 7.610 (162) 629.831
Em operação 310.761 112.470 47.611 317 6.175 5.798 (162) 482.970
Em construção 117.686 16.512 9.689 41 1.121 1.812 − 146.861
Intangível 8.430 662 1.241 − 824 915 − 12.072

Inclui perdas sobre adiantamento a fornecedores, no montante de R$ 1.128 no E&P, conforme nota explicativa 13.3 no ITR.

32
Reconciliação do EBITDA Ajustado por Área de Negócio – Jan-Set/2016
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
Lucro líquido (prejuízo) (1.478) 17.345 1.555 (555) 134 (31.050) (1.756) (15.805)
Resultado financeiro líquido − − − − − 21.876 − 21.876
Imposto de renda/Contribuição social (839) 8.667 627 (88) 57 (7.644) (905) (125)
Depreciação, depleção e amortização 28.304 5.764 2.190 18 418 620 − 37.314
EBITDA 25.987 31.776 4.372 (625) 609 (16.198) (2.661) 43.260
Participação em investimentos (149) (520) (338) 386 (25) − − (646)
Impairment
8.909 6.073 1.446 24 318 − − 16.770
Realização ajuste acumul. conversão − − − − − 3.627 − 3.627
EBITDA ajustado* 34.747 37.329 5.480 (215) 902 (12.571) (2.661) 63.011
Reconciliação do EBITDA Ajustado por Área de Negócio – Jan-Set/2015
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
Lucro líquido (prejuízo) 11.630 15.703 2.155 (464) 598 (29.004) (207) 411
Imposto de renda/Contribuição social 6.172 7.532 953 (60) 320 (9.287) (108) 5.522
Depreciação, depleção e amortização 18.167 5.578 2.165 22 436 637 − 27.005
EBITDA 35.969 28.813 5.273 (502) 1.354 (14.541) (315) 56.051
Participação em investimentos 349 (1.085) (305) 347 22 130 − (542)
Impairment
336 365 585 − − − − 1.286
EBITDA ajustado* 36.654 28.093 5.553 (155) 1.376 (14.411) (315) 56.795
Reconciliação do EBITDA Ajustado por Área de Negócio – 3T-2016
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
Lucro líquido (prejuízo) (2.877) 2.369 35 (431) (27) (15.335) (57) (16.323)
Imposto de renda/Contribuição social (1.556) 1.242 (51) (25) (18) (533) (30) (971)
Depreciação, depleção e amortização 9.725 1.913 737 5 126 210 − 12.716
EBITDA 5.292 5.524 721 (451) 81 (8.536) (87) 2.544
Participação em investimentos (141) 41 (134) 384 (9) (1) − 140
Impairment
8.556 4.948 1.446 24 318 − − 15.292
Realização ajuste acumul. conversão − − − − − 3.627 − 3.627
EBITDA ajustado* 13.707 10.513 2.033 (43) 390 (4.910) (87) 21.603
Reconciliação do EBITDA Ajustado por Área de Negócio – 2T-2016
R$ milhões
E&P ABAST
GÁS &
ENERGIA
ELIMIN. CONSOLI
-DADO
Lucro líquido (prejuízo) 2.008 7.014 742 (76) 185 (6.940) (2.034) 899
Imposto de renda/Contribuição social 980 3.517 306 (16) 91 (3.207) (1.049) 622
Depreciação, depleção e amortização 8.923 1.928 739 2 144 213 − 11.949
EBITDA 11.911 12.459 1.787 (90) 420 (3.873) (3.083) 19.531
Participação em investimentos (107) (186) (148) 45 (9) 7 − (398)
Impairment
59 1.125 − − − − − 1.184
EBITDA ajustado* 11.863 13.398 1.639 (45) 411 (3.866) (3.083) 20.317

Vide definições de EBITDA Ajustado no Glossário

33
Glossário
ACL – Ambiente de Contratação Livre no sistema elétrico.
ACR - Ambiente de Contratação Regulada no sistema elétrico.
ANP – Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
Carga de referência ou capacidade instalada de processamento
primário – Carga máxima sustentável de petróleo alcançada nas
unidades de destilação, no final do período, respeitando os limites de
projeto dos equipamentos e os requisitos de segurança, meio ambiente
e qualidade dos produtos. É menor que a capacidade autorizada pela
ANP (inclusive autorizações temporárias) e órgãos ambientais.
Carga fresca processada – Volume diária de petróleo processado no
país utilizado para o cálculo do fator de utilização do parque de refino.
Carga processada – Volumes diário de petróleo e LGN processados no
país.
CTA – Cumulative translation adjustment. O montante acumulado de
variações cambiais reconhecido no patrimônio líquido deve ser
transferido para demonstração do resultado no momento da alienação
do investimento.
Disponibilidades ajustadas - Somatório de disponibilidades e
investimentos em títulos governamentais e aplicações financeiras no
exterior em time deposits de instituições financeiras de primeira linha
com vencimentos superiores a 3 meses a partir da data de aplicação,
considerando a expectativa de realização desses investimentos no
curto prazo. A medida disponibilidades ajustadas não está prevista nas
normas internacionais de contabilidade, não devendo ser considerada
isoladamente ou em substituição ao caixa e equivalentes de caixa
apurados em IFRS. Além disso, não deve ser base de comparação com a
de outras empresas, contudo a Administração acredita que é uma
informação suplementar que ajuda os investidores a avaliar a liquidez e
auxilia a gestão da alavancagem.
EBITDA Ajustado - Somatório do EBITDA, participações em
investimentos, impairment e realização de ajustes acumulados de
conversão – CTA.
Endividamento líquido – Endividamento bruto subtraído das
disponibilidades ajustadas. Esta métrica não está prevista nas normas
internacionais de contabilidade – IFRS e não deve ser considerada
isoladamente ou em substituição ao endividamento total de longo
prazo, calculado de acordo com IFRS. O cálculo do endividamento
líquido não deve ser base de comparação com o de outras empresas,
contudo a Administração acredita que é uma informação suplementar
que ajuda os investidores a avaliar a liquidez e auxilia a gestão da
alavancagem.
Entidades Estruturadas Consolidadas - Entidades que foram
designadas de modo que direitos de voto ou similares não sejam o fator
determinante para a decisão de quem controla a entidade. A Petrobras
não tem participação acionária em certas entidades estruturadas que
são consolidadas nas demonstrações contábeis da Companhia, porém o
controle é determinado pelo poder que tem sobre suas atividades
operacionais relevantes. Como não há participação acionária, o
resultado oriundo de certas entidades estruturadas consolidadas é
atribuível aos acionistas não controladores na demonstração de
resultado, sendo desconsiderado do resultado atribuível aos acionistas
da Petrobras.
Fator de utilização do parque de refino (%) – Relação entre a carga
fresca processada e a carga de referência.
Fluxo de caixa livre – Recursos gerados pelas atividades operacionais
subtraídos dos investimentos em áreas de negócio. A medida fluxo de
caixa livre não está prevista nas normas internacionais de
contabilidade, não devendo ser considerada isoladamente ou em
substituição ao caixa e equivalentes de caixa apurados em IFRS. Além
disso, não deve ser base de comparação com o de outras empresas,
contudo a Administração acredita que é uma informação suplementar
que ajuda os investidores a avaliar a liquidez e auxilia a gestão da
alavancagem.
GLP – Gás liquefeito de petróleo.
GNL – Gás natural liquefeito.
Indicadores Operacionais - Indicadores utilizados para gestão dos
negócios. Não são revisados pelo auditor independente.
LGN – Líquido de Gás Natural.
Lifting Cost - Indicador de custo de extração de petróleo e gás natural.
LTM EBITDA Ajustado - Somatório dos últimos 12 meses (Last Twelve
Months) do EBITDA Ajustado.
Lucro Líquido(Prejuízo) por Ação - Lucro líquido por ação calculado
com base na média ponderada da quantidade de ações.
Margem Operacional - Margem operacional calculada com base no
lucro (prejuízo) operacional, excluindo do cálculo a baixa de gastos
adicionais capitalizados indevidamente.
Margem do EBITDA ajustado - EBITDA ajustado dividido pela receita
de vendas.
Participação de mercado - Relação entre as vendas do segmento de
Distribuição e o total do mercado. A partir de 2015, o cálculo foi
revisado para não mais contemplar as vendas entre distribuidoras.
Adicionalmente, passamos a atualizar o indicador em aderência à
revisão dos valores históricos efetuados pela ANP e Sindicom. Os
trimestres anteriores foram recalculados pelo novo critério, para fins de
comparação.
Passivo total líquido – Passivo total subtraído das disponibilidades
ajustadas.
PESA – Petrobras Argentina S.A..
PLD (Preços de liquidação das diferenças) - Preços de energia elétrica
no mercado spot calculados semanalmente e ponderados por patamar
de carga livre (leve, médio e pesado), número de horas e capacidade do
mercado em questão.
Preço de Venda do Petróleo no País - Média dos preços de exportação
e preços internos de transferência da área de E&P para a área de
Abastecimento.
Produção de Gás Natural no Brasil – Produção de gás natural no país,
excluindo gás liquefeito e incluindo gás reinjetado.
QAV – Querosene de aviação.
Resultado por Área de Negócio – Resultados dos diferentes
segmentos de negócio da Companhia. A Petrobras é uma Companhia
que opera de forma integrada, sendo a maior parte da produção de
petróleo e gás natural transferida da área de Exploração e Produção
para outras áreas de negócio da Companhia. Na apuração dos
resultados por área de negócio são consideradas as transações
realizadas com terceiros e entre empresas do Sistema Petrobras, além
das transferências entre áreas de negócio valoradas por preços
internos definidos através de metodologias fundamentadas em
parâmetros de mercado. Em 28 de abril de 2016, a Assembleia Geral
Extraordinária aprovou os ajustes estatutários de acordo com a nova
estrutura organizacional da companhia e seu novo modelo de gestão e
governança, com o objetivo de alinhar a organização à nova realidade
do setor de óleo e gás e priorizar a rentabilidade e disciplina de capital.
O novo modelo de gestão não prevê a descontinuidade de negócios da
Companhia, porém envolve unificação de atividades.
Em 30 de junho de 2016, a apresentação de informações segmentadas
reflete a estrutura de avaliação da alta administração em relação aos
desempenhos e alocação de recursos dos negócios. Diante dos ajustes
na estrutura organizacional e no modelo de governança e gestão,
poderá vir a ser reavaliada, caso entenda-se necessário, a fim de
aprimorar a análise da gestão de negócios.

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