Webcast 2T13

1
DIVULGAÇÃO DE
RESULTADOS
2º trimestre de 2013
Teleconferência/Webcast
12 de Agosto de 2013

2
Estas apresentações podem conter previsões acerca de
eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia sobre
condições futuras da economia, além do setor de
atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da
Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa",
"acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja",
"projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos
similares, visam a identificar tais previsões, as quais,
evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou
não pela Companhia e, consequentemente, não são
garantias de resultados futuros da 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.
A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações
e previsões à luz de novas informações ou de seus
desdobramentos futuros. Os valores informados para
2013 em diante são estimativas ou metas.
A SEC somente permite que as companhias de óleo
e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas
provadas que a Companhia tenha comprovado por
produção ou testes de formação conclusivos que
sejam viáveis econômica e legalmente nas condições
econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
alguns termos nesta apresentação, tais como
descobertas, que as orientações da SEC nos
proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
Aviso

3
1.957 1.764 1.792 1.677 1.6911.855
240233188140115109
+1%
2T13
1.931
1T13
1.910
4T122T12
1.9802.066
1T12
1.904
3T12
1.970
Produção de Óleo e LGN (mbpd)
» Produção de Óleo e LGN 1,1% superior ao 1T13 (+21 mbpd):
• Perdas com paradas programadas e problemas operacionais: +18 mbpd.
• Entrada de novos poços/novos sistemas parcialmente compensada pelo
declínio natural da produção: +3 mbpd.
» Produção de GN de 61,8 milhões m³/dia ou 389 mboed (-3% vs. 1T13).
» Produção esperada para o 3T13 em linha com a do 2T13.
Produção no Pré-Sal (mbpd)
» 9 unidades de produção em operação no pré-sal, sendo que 4 entraram em
operação após o 2T12: Cidade de Anchieta (Baleia Azul, Set/12), Cidade de
São Paulo (Sapinhoá, Jan/13), Cidade de São Vicente (TLD Sapinhoá Norte,
Fev/13) e o Cidade de Paraty (Lula NE, Jun/13).
Entrada de Unidades de Produção (Brasil)
Desde o 2T12 entraram em operação 4 novos sistemas definitivos com
capacidade total de 420 mbpd, sendo 312 mbpd da Petrobras
Capacidade
120 mbpd
45% Petrobras
Capacidade
80 mbpd
100% Petrobras
Capacidade
120 mbpd
65% Petrobras
Recorde Pré-Sal (Petrobras+Parceiros): 326 mbpd em 22/06/13
Outros camposPré-Sal
2012 = 1 2013 = 4 até junho
Nº de Poços Interligados
9
7
5
9
34
2T13
7
4
1T13
8
4
4T123T122T121T12
Sistemas AntigosNovos Sitemas
» 15 poços interligados no 1S13.
» Interligações de 36 poços planejadas para o 2S13, adicionando aproximadamente
440 mbpd de potencial de produção.
Capacidade
140 mbpd
62,5% Petrobras
*
291
1T13
277
4T12
218
3T12
176
2T12
146
1T12
135
2X
2T13
Produção Pré-Sal (Petrobras + Parceiros)Recordes
* P-63 saiu em 18/jun do Estaleiro Quip/Honório Bicalho e seguirá para a locação definitiva em 23/ago.
Recorde
326 mbpd
Produção de Óleo e LGN no Brasil
Produção do trimestre em linha com o previsto. Novo Recorde do Pré-Sal: 326 mbpd.
FPSO Cid. São
Paulo (Sapinhoá)
Jan/13
FPSO Cid. Anchieta
(Baleia Azul) Set/12
FPSO Cid. Itajaí
(Baúna)
Fev/13
FPSO Cid. Paraty
(Piloto de Lula NE)
Jun/13
P-63*
(Papa-Terra)
Jun/13 - saída estaleiro
Capacidade
100 mbpd
100% Petrobras
» 4 novos sistemas definitivos iniciam a produção até o final do ano: P-63, P-58,
P-55 e P-61/TAD.
* Novos sistemas: FPSOs Cid. São Paulo, Cid. São Vicente, Cid. Itajaí e Cid. Paraty.

4
Desempenho Operacional no Brasil – E&P
PROEF 2T13: ganhos na produção de óleo de 62 mbpd, 15 mbpd na UO-BC e 47 mbpd na UO-RIO
Despesas com Prospecção e Perfuração (R$ milhões)
1.1461.2371.728
1.116
3.294
921
3T12 1T13
-63%
2T134T122T121T12
Política Exploratória (2S12)
» Migração de sondas da Exploração para o Desenvolvimento da Produção (DP).
» Saída de locações de maior risco exploratório.
» 2T13: 13 poços baixados, nenhum do Pré-Sal (41 poços no 2T12, 2 no Pré-Sal).
Nº de Descobertas
3
4 3
4
121
7
4
5
1T132T12 4T12
1
8
5
4
3T12
4
2T13
4
1T12
Pós-Sal Pré-sal/Cessão Onerosa
» 1S13: Índice de Sucesso Exploratório da Petrobras foi de 70% (64% em 2012) e
de 100% apenas no Pré-Sal (82% em 2012).
» Descoberta de óleo de boa qualidade no Entorno de Iara (Cessão Onerosa),
anunciada em 07/mai.
» Gráfico apresenta as 30 descobertas mais relevantes divulgadas ao mercado,
todas offshore, salvo Igarapé Chibata (Amazonas).
55 descobertas nos últimos 18 meses, sendo 16 no Pré-Sal.
Eficiência Operacional
(%)
Produção de Óleo +
LGN (mbpd)
Eficiência Operacional
(%)
Produção de Óleo +
LGN (mbpd)
+47 mbpd
887840
+2,4 p.p.
92,890,4
389374
+15 mbpd
66,1 74,3
+8,2 p.p.
PROEF UO-BC: 2T13 PROEF UO-RIO: 2T13
» Produção adicional de 15 mbpd.
» Foco na recuperação de poços e sistemas submarinos.
» VPL de US$ 626 milhões.
» Dispêndios totais de US$ 1,2 bilhão até jun/13.
» Produção adicional de 47 mbpd.
» Foco na gestão, melhoria de integridade e otimização da utilização de
recursos.
» VPL de US$ 596 milhões.
» Dispêndios totais de US$ 3,2 milhões até jun/13.

5
39,03
38,68 39,54 37,59 36,6338,48
1.9101.9802.066
1.9041.970 1.931
1T12
26,39
61,60
22,57
2T13
67,08 67,88
31,25
1T132T12
28,33
3T12
30,79
64,87 67,87
4T12
69,47
29,49
3T13 4T13
P-63
P-55
P-58
P-61
TAD
Capacidade:
500 mbpd
Custo de Extração
Novas unidades ainda em ramp up de produção no 2T13: 138 mbpd x 312 mbdp de capacidadeCustodeExtração
R$/Barril
» Custo de novas unidades com impacto integral no período sem a contrapartida da produção (ramp up gradual).
» Impacto no custo de pessoal decorrentes da revisão atuarial dos planos de pensão e saúde.
» Desvalorização cambial de 3% (2T13 vs. 1T13) impactou os custos em Reais.
» Principais alavancas do PROCOP que contribuíram para a otimização do Custo de Extração: custo de intervenções onshore; consumo de químicos
no processo de produção; e otimização do uso dos recursos de manutenção.
» A redução das participações governamentais se deve ao menor preço médio de referência, vinculado às cotações internacionais. Brent, em reais,
6% menor que no 1T13.
» Lucro Líquido da área de E&P: R$ 8,9 bilhões no 2T13 x R$ 10,0 bilhões no 1T13.
Produção de Óleo e LGNCusto de ExtraçãoParticipações Governamentais
Cid. Anchieta
Set/12
Cid. Itajaí
Fev/13
Cid. São Paulo
Jan/13
Custo de Extração, Produção de Óleo e Entrada de Novas Unidades de Produção
ProduçãodeÓleoeLGN
mbpd
Capacidade:¹ 100 mbpd
2T13: 93 mbpd
Capacidade¹: 54 mbpd
2T13: 11 mbpd
2T13: 31 mbpd
2T13: 3 mbpd
¹ Capacidade de processamento equivalente à participação da Petrobras.
Cid. Paraty
Jun/13

6
39,03
38,68 39,54 37,59 36,6338,48
1.9311.9101.9801.9041.9702.066
67,87
28,33
3T12
69,47
30,79
2T12
64,87
26,39
1T12
61,60
22,57
4T133T132T13
67,88
4T12 1T13
67,08
29,49 31,25
P-63
P-55
P-58
P-61
TAD
Capacidade¹:
448 mbpd
Produção 2013
Crescimento mais intenso no 4T13 devido à entrada de 4 novos sistemas de produçãoCustodeExtração
R$/Barril
Produção de Óleo e LGNCusto de ExtraçãoParticipações Governamentais
¹ Capacidade de processamento equivalente à participação da Petrobras.
Cid. Paraty
Jun/13
» Crescimento Sustentado da Produção no 2º semestre:
• Ramp up dos sistemas que iniciaram operação no 1º semestre.
• Entrada em operação das unidades P-55, P-58, P-63, P-61/TAD (Tender Assisted Drilling) no 4º trimestre.
• Interligação, ao longo do 2º semestre, de 36 poços offshore com aproximadamente 440 mbpd de potencial de produção.
Cid. Itajaí
Fev/13
Cid. São Paulo
Jan/13
Custo de Extração, Produção de Óleo e Entrada de Novas Unidades de Produção
2T13: 11 mbpd
2T13: 31 mbpd
2T13: 3 mbpd
Cid. Anchieta
Set/12 Capacidade:¹ 100 mbpd
2T13: 93 mbpd
Exemplo Ilustrativo

7
Desempenho Operacional no Brasil – Abastecimento
Produção de derivados, defasagem de preços, importação de derivados e exportação de óleo
Vendas de Derivados no Brasil (mbpd)
Produção de Derivados no Brasil (mbpd)
» Foco no aumento da produção de derivados que tragam maior retorno, com
destaque para a gasolina (+48 mbpd) e o diesel (+16 mbpd), em detrimento
de outros como a Nafta (-25 mbpd) e o Óleo Combustível (-43 mbpd).
» Produção de derivados 196 mbpd acima do 1T12, comparável à capacidade
de refino do Trem 1 do COMPERJ (165 mbpd).
» Maximização da produção de diesel planejada para o 2S13.
757 785 802 785 839 855
754 782 785 784 835 782
+1%
2T13
2.138
501
1T13
2.127
453
4T12
2.010
441
3T12
2.026
439
2T12
2.008
441
1T12
1.942
431
+6%
Diesel
Gasolina
Outros
Carga Processada (mil bbl/dia) e Fator de Utilização (%)
Custo do Refino (R$/bbl)
436360337385351350
+99%+98%+97%+98%+95%+93%
2T13
2.102
1.666
1T13
2.083
1.722
4T12
1.970
1.633
3T12
1.974
1.589
2T12
1.936
1.585
1T12
1.884
1.534
Óleo Nac. + LGNÓleo Imp.FUT
» Recorde diário de processamento de petróleo: 2.200 mbpd (29 e 30/jun).
» FUT de 99% no 2T13: esforço contínuo de maior utilização das refinarias
contribuiu para o aumento da carga fresca processada.
984 986 978921914864
+3%+6%
2T13
2.372
583
811
1T13
2.313
580
812
4T12
2.391
610
795
3T12
2.350
569
797
2T12
2.237
557
766
1T12
2.168
545
759
Gasolina
Diesel
Outros
» Crescimento de 3% nas vendas no mercado interno com destaque para o
diesel (+6% vs. 1T13).
» Diesel: +57 mbpd frente ao 1T13 devido à elevação sazonal das atividades
industrial e agrícola.
» Gasolina: +3 mbpd frente ao 1T13 decorrentes do aumento da frota de
veículos leves no Brasil.
6,376,246,987,076,256,60
2T13
+2%
1T134T123T12
+2%
2T121T12
» 2T13 x 1T13: aumento do custo unitário do refino devido à revisão atuarial
dos planos de pensão e saúde, parcialmente compensado pela elevação da
carga fresca processada (+1%) e pelos resultados do PROCOP.
» Principais alavancas do PROCOP que contribuíram para a otimização do
Custo de Refino: padronização do escopo de manutenção do refino; e
aumento da produtividade energética.
+11%
+2%
+6%
+196 mbpd

8
Comparação entre Preço Doméstico e Internacional
No 2T13, a defasagem dos preços dos derivados foi a menor desde jan/2012
Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**
A queda da defasagem no 2T13 foi fruto dos reajustes do diesel (30/jan, 06/mar) e da gasolina (30/jan) e da queda dos preços
internacionais. A depreciação do Real na segunda metade do trimestre prejudicou a convergência aos preços internacionais.
Importação de DieselImportação de Gasolina
Preços(R$/bbl)
* Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível).
** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima.
VolumesImportados(Milbbl/d)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
100
120
140
160
180
200
220
240
260
jun/12
jan/12
out/12
ago/12
mai/12
jul/12
set/12
abr/12
mar/12
fev/12
jun/13
mai/13
abr/13
mar/13
fev/13
jan/13
dez/12
nov/12
Preço Médio de Venda Brasil
25/Jun
Reajustes
16/Jul
20132012
Reajustes
30/Jan
+5,4% diesel
+6,6% gasolina
06/Mar
+5% diesel
2T13 x 2T12
Gasolina: -31 mbpd
Diesel: -127 mbpd
• Aumentos dos Preços de Venda
• Queda dos Preços Internacionais
• Redução das Importações
Preço Médio de Vendas
Golfo Americano
Perdas de Resultado

9
Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados
Aumento da produção nacional melhora o saldo da balança do 2T13 frente ao 1T13
Melhora no saldo líquido da balança no 2T13 em função da menor importação de derivados (-115 mbpd) decorrente do
aumento na produção nacional de Gasolina (+48 mbpd) e Diesel (+16 mbpd).
» Queda de 31% na importação de derivados (2T13 vs. 1T13), apesar da elevação das vendas (+3%), puxada pela redução no diesel e na
gasolina (-66%):
» Menor importação de Gasolina (-75%) devido ao aumento da produção nacional e à elevação do teor de etanol na mistura.
» Menor importação de Diesel (-64%) devido ao aumento da produção nacional associada à redução de estoque formado no 1T13.
» Redução das exportações de petróleo pesado para formação de estoques com petróleo doméstico.
» Menor importação de petróleo leve devido a utilização de estoques formados em período anterior.
» Projeção de maior patamar de importações de diesel e gasolina no segundo semestre em função do aumento sazonal das vendas e da menor
produção doméstica devido a paradas programadas.
» Lucro Líquido da área de Abastecimento: -R$ 2,5 bilhões no 2T13 x -R$ 4,2 bilhões no 1T13.
Saldo Líquido Exportação Importação
mbpd
68
188195
13
5244
383731
341
2T13
359
2T12
215
554
172 159
162
1T13
406
155
-12%
-18%
2T13
708
180
447
1T13
860
136
484
2T12
724
144
351
DieselGasolinaOutros DerivadosOCPetróleo
-35%
-2%
+105%
-180
-64
-185
10
2T13
-349
-285
1T13
-454
-269
2T12
-170
-23%
Importação de Diesel e
Gasolina (mbpd)
195 188
68
13
-66%
2T13
81
1T13
240
52
-66%
2T12
239
44

10
Desempenho Operacional no Brasil – Gás e Energia
Balanço de oferta e demanda de gás natural, fertilizantes e geração de energia
Geração de Energia (GWmed)Produção de Fertilizantes (mil ton)
» Fator de Utilização de 82%, maior patamar médio desde o 1T12.
» Incorporação da Fábrica de Fertilizantes do Paraná (FAFEN-PR) em 01/Jun/13,
com capacidade de produção de Amônia (1.303 toneladas/dia) e de Ureia
(1.975 toneladas/dia).
» Produção do 2T13 não contempla FAFEN-PR.
+43% +38%
2T13
419
231
188
1T13
304
166
138
4T12
405
221
184
3T12
417
225
192
2T12
293
156
137
1T12
455
252
203
FUT 87% 57% 80% 78% 60% 82%
1,1
2T12
4,1
2,6
1,3
1T12
1,9
0,9
0,8
-12%
2T13
8,2
4,2
2,1
0,3
1,6
1T13
9,3
4,6
2,3
0,6
1,9
4T12
8,8
4,9
1,8
0,4
1,7
3T12
3,4
2,0
Atend. ONS 98% 99% 99%99% 98% 99%
» Fornecimento de gás natural e óleo para geração de 8,2 GW médios de energia
elétrica, 14% da carga do Sistema Interligado Nacional (SIN).
» Redução de 12% na geração de energia frente ao 1T13 em função da melhoria
do nível dos reservatórios das hidrelétricas.
» Geração de energia elétrica da Petrobras atingiu 4,5 GW médios.
FUT = Fator de Utilização
Uréia
Amonia
18,314,116,07,39,50,9
90,3
30,8
43,5
3T12
71,5
24,6
39,6
2T12
74,5
27,2
37,8
1T12
63,5
+21% +2%
2T13
90,1
30,4
41,4
1T13
88,1
30,7
43,3
4T12
25,5
37,0
12,110,812,412,211,712,1
+20% +2%
2T13
89,4
38,0
39,3
1T13
87,7
39,9
37,0
4T12
89,3
40,3
2T12
74,2
23,0
39,5
1T12
63,1
11,7
39,3
38,3
3T12
71,0
18,6
38,6
Oferta de Gás Natural (milhão m³/dia)Demanda de Gás Natural (milhão m³/dia)
GNL
Bolívia
Nacional
Abast/E&P
Fertilizantes
Termelétrico
Não-Termelétrico
+6%
» Demanda não-termelétrica aumentou 6% no 2T13 em função da retomada do
consumo industrial.
» Redução de 5% na demanda termelétrica frente ao 1T13 em função do menor
patamar de geração de energia elétrica a GN (-7%).
» Oferta Total de Gás Natural alcançou 90 milhões m³/dia
» Menor oferta de GN Nacional (2T13 x 1T13) devido a paradas programadas para
manutenção nos campos de Manati, Mexilhão, Uruguá e Lula levou à maior
importação de GNL.
» Lucro Líquido da área de Gás e Energia: R$ 0,6 bilhão no 2T13 x R$ 0,9 bilhão no 1T13.

11
PROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Jan a Jun/13
Realização de R$ 2,9 bilhões, 78% da meta anual de otimização de custos operacionais
Meta 2013: R$ 3,8 bilhões
160%
150%
140%
130%
120%
110%
100%
10%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
0%
90%
Execuçãooperacional(%)
Jan-Jun/13
Redução de Custos Prevista: R$ 1,6 bilhão (43%)
Redução de Custos Realizada: R$ 2,9 bilhões (78%)
100%
Exploração & Produção Abastecimento
Engenharia,
Tecnologia
& Materiais
Corporativa
& Serviços
Transpetro
Gás & Energia
Produção
Onshore
Administração
e Apoio Adm. Predial,
Viagens e
Hospedagens
Produção
Offshore
Serviços
de Apoio
Intervenção
em Poços
Refino Logística de
Óleo e Derivados
Comercialização
Suprimentos
e Estoque
TIC Gestão
SMESLogística
de GN
Fertilizantes
Planejado
Realização conforme planejado ou superior Risco elevado de não realização da meta anual
Pontos de atenção que podem comprometer o alcance da meta anual
Incorporação de metas adicionais, incluindo também as subsidiárias Liquigás, BR e PBIO, trarão
economia adicional de R$ 151 milhões em 2013 e de R$ 1,9 bilhão até 2016.

12
Destaques do Resultado Financeiro do 2º Trimestre
» Elevado Lucro Operacional com expressivo aumento da Geração de Caixa.
» PRODESIN: Venda de 50% dos ativos na África, gerando ganho de R$ 1,9 bilhão, com aumento de caixa no valor de R$ 3,4 bilhões.
» Até o 2T13, desinvestimentos realizados totalizam US$ 1,8 bilhão.
» Lucro Líquido da área Internacional: R$ 2,0 bilhões no 2T13 x R$ 0,7 bilhão no 1T13.
» Captação líquida total de US$ 15,1 bilhões, com destaque para a operação de US$ 11 bilhões em global notes (mai/13).
» Extensão da contabilidade de hedge para proteção de exportações futuras:
» Perdas cambiais de R$ 8,0 bilhões, relativas a aproximadamente 70% do endividamento líquido exposto a variação cambial
(final 2T13), foram contabilizadas no Patrimônio Líquido.
» Transferência para o resultado na medida em que as exportações forem realizadas.
Lucro LíquidoLucro Operacional EBITDA
-19%
+561%
+13%
+110%
+11%
+71%
R$milhões
R$milhões
R$milhões

13
Lucro Operacional - 1T13 vs 2T13
Aumento de preços dos derivados e da demanda no mercado interno
R$milhões
» Houve aumento na Receita de Vendas devido ao efeito integral dos reajustes nos preços do diesel e
gasolina realizados ao longo do 1T13 e pelo aumento da demanda no mercado interno.
» O aumento do CPV é explicado pelo maior volume de vendas no mercado interno, pelo maior
processamento de óleo importado e pelas maiores importações de GNL.
» A melhora na linha de Demais Despesas/Receitas refere-se, principalmente, à venda de ativos na África.

14
Lucro Líquido - 1T13 vs 2T13
Inferior em relação ao trimestre anterior devido ao Resultado Financeiro
R$milhões
» O Lucro Líquido diminuiu devido ao efeito da depreciação cambial sobre o endividamento
líquido, parcialmente compensado pelo aumento no Lucro Operacional.
» O Resultado Financeiro já contempla a menor exposição cambial decorrente da extensão da
contabilidade de hedge para exportações futuras.
» A redução dos Impostos reflete o menor lucro do período.

15
Investimentos: Realização Física em Linha com a Financeira
Acompanhamento da Evolução Física e Financeira – Curvas S
Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 155 projetos (Curvas S):
Realização física média de 98,4% e financeira de 97,7%.
R$Bilhão
Investimentos: 1S12 x 1S13
Investimentos de R$ 44,1 bilhões no 1S13, 14% superior ao 1S12.
Quando calculados em Dólares, Investimentos cresceram 5%.
44,1
38,7
+14%
1S131S12
Investimentos 1S13 por área de negócio
54%
R$ 10,7 bi35%
R$ 6,9 bi
1%
1%
0%
5%
6%
G&E
Internacional
Distribuição
Biocombustíveis
Corporativo
Abastecimento
E&P

16
1) Endiividamento Líquido / (EBITDA ajustado 1S13 x 2)
2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)
3) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos)
4) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias
Endividamento
Captações realizadas a custos competitivos para financiamento do PNG 2013-17
R$ Bilhões 31/06/13 31/03/13
Endividamento de Curto Prazo 18,2 14,6
Endividamento de Longo Prazo 230,8 182,4
Endividamento Total 249,0 196,9
(-) Disponibilidades ajustadas 3 72,8 46,3
= Endividamento Líquido 176,3 150,7
US$ Bilhões
Endividamento Líquido 79,6 74,8
1,61
2,46 2,42
2,77
2,32
2,57
24%
28% 28%
31% 31%
34%
-20%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13
Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida2
3
3
» Captação líquida total de US$ 15,1 bilhões
no 2T13.
» Terminamos o 2T13 com R$ 72,8 bilhões
(US$ 32,8 bilhões) de disponibilidades.
3
1

17
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