Tenha uma visão geral das nossas atividades e números operacionais e financeiros, com as perspectivas de investimentos.

1. __
Petrobras
Visão Geral
December, 2016

2. PLANO ESTRATÉGICO
PLANO DE NEGÓCIOS E GESTÃO 2017- 2021
—
Dezembro 2016

3. 3
Avisos
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 2016
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:
Adicionalmente, esta apresentação contém alguns indicadores
financeiros que não são reconhecidos pelo BR GAAP ou IFRS. Esses
indicadores não possuem significados padronizados e podem não
ser comparáveis a indicadores com descrição similar utilizados por
outras companhias. Nós fornecemos estes indicadores porque os
utilizamos como medidas de performance da companhia; eles não
devem ser considerados de forma isolada ou como substituto para
outras métricas financeiras que tenham sido divulgadas em acordo
com o BR GAAP ou IFRS.

4. NOSSA VISÃO
Uma empresa integrada de
energia com foco em óleo e gás
que evolui com a sociedade, gera
alto valor e tem capacidade
técnica única
Uma empresa integrada de
energia com foco em óleo e gás
que evolui com a sociedade, gera
alto valor e tem capacidade
técnica única
Uma empresa integrada de
energia com foco em óleo e gás
que evolui com a sociedade, gera
alto valor e tem capacidade
técnica única
Uma empresa integrada de
energia com foco em óleo e gás
que evolui com a sociedade, gera
alto valor e tem capacidade
técnica única
Uma empresa integrada de
energia com foco em óleo e gás
que evolui com a sociedade, gera
alto valor e tem capacidade
técnica única
4

5. NOSSOS VALORES
Ética e
transparência
Orientação
ao mercado
ResultadosSuperação e
confiança
5
Respeito à vida,
às pessoas e ao
meio ambiente

6. Principais métricas do Plano Estratégico (PE) e do Plano de Negócios e Gestão (PNG)
—
SEGURANÇA FINANCEIRA
Redução de
36%da Taxa de Acidentados
Registráveis (TAR*)
Redução da
ALAVANCAGEM
Dívida Líquida/EBITDA
* TAR = Taxa de Acidentados Registráveis por milhão de
homens-hora
PARA
2,5
até 2018
DE
5,3
em 2015
PARA
1,4
em 2018
DE
2,2
em 2015
6

7. Destaques do Plano
—
2métricas principais orientam a estratégia
Instrumento unificado
Novo sistema de gestão
com metas até supervisão
Disciplina na execução: acompanhamento sistemático
de metas e correção de desvios
Novas ferramentas para
gestão de custos
Meritocracia
(PE e PNG)
7
Envolvimentode toda a liderança

8. EVOLUÇÃO
8

9. Principais variáveis do cenário de referência
—
48
Preços do Brent
(US$/bbl - ano-base 2016)
Taxa de câmbio nominal
(R$/US$)
56
68
71
0
40
80
120
2016 2017 2018 2019 2020 2021
Fonte: Petrobras/Estratégia; IHS, PIRA, AIE, Boletim Focus
Faixa dos previsores (IHS, PIRA e AIE)
71
45
3,48
3,55
3,71 3,72 3,74 3,78
2,20
2,70
3,20
3,70
4,20
4,70
2016 2017 2018 2019 2020 2021
Intervalo Focus Petrobras
9
Petrobras

10. Mercado brasileiro de derivados volta a crescer
—
10
0
500
1000
1500
2000
2500
2017 2021
917 997
529 476
863 956
Mercado brasileiro de derivados
(milhões bpd)
Diesel OutrosGasolina
2,3 2,4
+5,2%

11. Redução de custos
—
142
126
PNG 2015-2019 Estimativa 2017-2021 PNG 2017-2021
-18%
53%
37%
10%
E&P RGN Demais áreas
Gastos operacionais gerenciáveis*
(US$ bilhões)
11
153
* Gastos operacionais gerenciáveis (GOG): custos de extração, refino, logística, distribuição, overhead, entre outros

12. Parcerias e desinvestimentos
—
2015-2016 2017-2018
19,5
15,1
Valor em US$ bilhões
12
Benefícios das parcerias
 Compartilhamento de riscos
 Desoneração de investimentos
 Aumento da capacidade de investimento na cadeia
 Intercâmbio tecnológico
 Fortalecimento da governança corporativa
O programa de parcerias e desinvestimentos
da Petrobras alavanca investimentos
adicionais que podem superar
US$ 40 bilhões* nos próximos 10 anos.
*Não considera investimentos de fornecedores no aumento da capacidade produtiva

13. Volume de investimentos próprios
—
13
Capex 2017
US$ 19,2 bilhões
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
90,00
100,00
PNG 2015-2019
(revisão JAN 2016)
PNG 2017-2021
81%
82%
17%
17%
2%
1%
Comparativo de investimentos totais
(US$ bilhões)
Exploração e Produção (E&P) Demais áreasRefino e Gás Natural (RGN)
98,4
74,1
-25%

14. 72iniciativas
Grandes temas das iniciativas
—
21estratégias
Implantação do
Orçamento
Base Zero
Fortalecimento
dos Controles
Internos
Gestão de
desempenho
baseada em
meritocracia
Fortalecimento
da cultura de
segurança
Melhoria
do processo
decisório
Reforço à
prevenção
contra a
corrupção
Aprimoramento
da gestão
de riscos
14

15. EXPLORAÇÃO
& PRODUÇÃO
—
15

16. Pré-sal Pós-sal
34% 66%
Desenvolvimento de
produção + exploração
Total E&P
US$ 60,6 bilhões
Concessão
Cessão Onerosa
Partilha (Libra)
Investimentos planejados em exploração e produção
—
Suporte Operacional Exploração
13% 11%
76%
Desenvolvimento da produçãoExploração Suporte operacional
16

17. 17
Maior produtividade dos
poços das concessões
Experiência adquirida
na construção de poços
Menos poços para atingir a máxima
capacidade da plataforma
Construção cerca de 3 vezes mais rápida
Menor tempo de construção
dos poços nas concessões
2016
2010
26
20
2016
2010
6
8
Poços produtoresMbpd/poço
Até 2016
Até 2010
124
3
Poços construídos
(perfurados + completados)
2016
2010
89
310
Dias de construção
por poço
Ganhos de eficiência: experiência no polo Pré-sal da Bacia de Santos
—
Produtividade 30% maior 25% menos poços
204 poços perfurados
Menor necessidade
de Capex para uma
mesma produção
Menor necessidade
de Capex para uma
mesma produção

18. Campo de Lula: construção e interligação de poços mais rápida
—
2010 2016
60%
redução no tempo de
construção e interligação
de poços
6 unidades
 Angra dos Reis
 Paraty
 Itaguaí
 Mangaratiba
 Maricá
 Saquarema
1 unidade
Angra dos Reis
18

19.  Aumento da participação do Pré-sal na
carteira, que tem menor custo de
extração
 Ganhos com renegociações contratuais
 Gestão de ociosidade de sondas
 Otimização da frota de embarcações de
apoio logístico
 Redução de gastos com pessoal
Custo de extração
(US$/boe)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
2014 2015 2016 2017-2021*
14,6
12
11
9,6
Redução de custos operacionais
—
19
* Média do período

20. 0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
Produção de óleo na Bacia de
Campos (Mbbl/d)
Declínio estável,
em torno de 9%*
Oportunidades na Bacia de Campos
—
 Ênfase em parcerias
estratégicas para aumentar
o potencial de produção
 Extensão de concessões
 Revitalização de Marlim
Bacia de
Campos
*Abaixo da média da indústria para águas profundas (12%)
20
1.37
MMbbl/d
62% de nossa
produção total de
óleo

21. 21
Produção da Petrobras
—
0
1
2
3
4
2017 2021
Produção Óleo, LGN e Gás
Óleo + LGN Brasil
Óleo + Gás Exterior
2,52
3,34
2,07
2,77
Gás Natural Brasil
2,62
3,41
Produção de óleo, LGN e gás
(milhões de boed)

22. Entrada das unidades de produção
—
2017 2018 2019 2020 2021
LEGENDA
CONCESSÃO
PARTILHA
CESSÃO ONEROSA
TARTARUGA
VERDE E MESTIÇA
LULA NORTE
LULA SUL
TLD DE LIBRA
BÚZIOS 2
BÚZIOS 1
BÚZIOS 3
BÚZIOS 4 BÚZIOS 5
PILOTO LIBRA
REVIT. DE MARLIM
MÓD. 1
REVIT. DE MARLIM
MÓD. 2
LIBRA 2 NW
ITAPU
INTEGRADOPARQUE
DASBALEIAS
22
BERBIGÃO
LULA EXT. SUL
ATAPU 1
SÉPIA

23. REFINO &
GÁS NATURAL
—
23

24. 33%
25%
11%
24%
7%
RTC - Continuidade operacional RTC - Investimento de capital
G&E - Continuidade operacional G&E - Investimento de capital
Outros (Petrobras Distribuidora, PBIO e P&D)
Total RGN
U$S 12,4 bilhões
Investimentos planejados em Refino e Gás Natural (RGN)
—
24
RTC: Refino, Transporte e Comercialização; G&E: Gás & Energia; PBIO: Petrobras Biocombustível; P&D: Pesquisa & Desenvolvimento.

25. 2014 2015 2016 2017-2021
0,49
0,37
0,31
0,29
 Integração das atividades comuns e
interdependentes entre as refinarias.
 Utilização dos recursos de apoio de
forma otimizada
 Otimização do consumo de energia,
catalisadores e químicos
 Otimização de gastos de manutenção
Redução de custos operacionais
—
Custo de Refino
(US$ mil/UEDC1)
25
1 Unidade Equivalente de Capacidade de Destilação; 2 Média do período
2

26. Principais projetos
—
Em busca de parceria
100 kbpd 130 kbpd
Unidade SNOX (em contratação)
1º conjunto de
refino (Trem I)
2º conjunto de
refino (Trem II)
RNEST (Abreu e Lima)
COMPERJ
Em busca de parceria
Em conclusãoUPGN
Refinaria
26
Ampliação da UTGCA
em estudo
Rota 1
Escoamento Pré-sal
Gasoduto e UPGN
em implantação
Rota 3
SNOX: Unidade de Abatimento de Emissões; UPGN: Unidade de Processamento de Gás Natural;
UTGCA: Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato.
26

27. Redução de custos com pessoal
—
empregados já se desligaram, dos
quais 2.470 já no PIDV 2016
9.670 empregados previstos para desligamento
até meados de 2017, dos quais 400 do PIDV 2014
9.270
27
Redução de empregados próprios
(Planos de Incentivo ao Desligamento Voluntário 2014-2016)
Redução dos prestadores de serviços
114.000 desligaram-se desde
dezembro de 2014*
* Prestadores de serviços de obras e montagens, administrativos, de operação, de paradas programadas e do exterior

28.  Due diligence de contrapartes
 Verificação de integridade para
candidatos a posições-chave
 Adesão ao Código de Ética e
ao Guia de Conduta para 100%
dos empregados
 Conselho de Administração e Diretoria
Executiva são escolhidos por critérios
exclusivamente técnicos
 Canal independente de denúncia
 Comitê de Correição
Foreign Corrupt Practices Act
DOJ e SEC
UK Bribery Act
Lei 12.846/2013
Decreto 8.420/2015
Lei 13.303/2016
Programa de
PREVENÇÃO
À CORRUPÇÃO
Código de
ÉTICA
28
Medidas adotadas para fortalecimento da Conformidade
—

29. Revisão do processo decisório
Eliminação de alçadas individuais
Criação de comitês técnicos estatutários
Comitê de auditoria estatutário
Acréscimo de novos comitês de assessoramento do Conselho
Alinhamento de diretrizes das empresas do Sistema Petrobras
Definição de processo sucessório para funções gerenciais e diretoria
Reorganização da estrutura da companhia
29
Medidas adotadas para fortalecimento da Governança
—

30. FINANCEIRO
—
30

31. Usos e Fontes
—
Sem necessidade de novas
captações líquidas em 2017-2021
Desinvestimentos e parcerias são
essenciais para viabilizar a totalidade
dos investimentos planejados
31
Usos e Fontes 2017-2021
(US$ bilhões)
FontesUsos
Investimentos
Amortizações
Despesas financeiras Geração operacional (após dividendos)
Uso do caixa
Parcerias e desinvestimentos
32
73
74
158
2
19
179 179

32. Principais riscos*
—
Mudanças relevantes nas condições do mercado
Parceria e desinvestimento abaixo do previsto
Disputas judiciais
Renegociação da Cessão Onerosa
Impacto de Conteúdo Local nos custos e prazos dos projetos
Atraso na construção de plataformas
Custos dos investimentos acima do previsto
*Estes riscos não são exaustivos
Os riscos contam com
responsáveis e/ou iniciativas
para mitigação
32

33. Resultados do 3T16
—
33

34. 34
Seguimos na trajetória de aumento da produção
Produção sobe 2,5% no período

35. 35
Custo de extração segue tendência de queda
Custo de Extração do Pré-sal
abaixo de 8 dólares por barril
< 8,0
US$ boe
11,0
10,6 10,5
3T15 2T16 3T16
Custo de Extração 3T15 vs 3T16
Reduzimos os gastos
operacionais gerenciáveis em
20%, no mesmo período que a
produção cresceu 2,5%
* Brasil + Exterior
Custo de Extração*
(US$/boe)
12.1
10.4
9M15 9M16
Custo de Extração*
(US$/boe)
-14%

36. 36
Redução do volume de vendas* decorre da menor demanda interna por derivados
Demanda impactada pela desaceleração da economia doméstica
953 811 804
540
541 521
789
757 763
Diesel
Gasolina
Outros
3T16
2,088
2T15
2,109
3T15
2,282
-1.0%
mil bbl/dia
-8,5%
928 804
550
542
776
738
9M16
-7,5%
2,084
9M15
2,254
* Inclui vendas do Abastecimento e da BR Distribuidora

37. 37
O saldo líquido de exportações de óleo e derivados foi de 210 mil bpd no trimestre
313
122 154
365 341
419
218
237 198
145 174
143
-55-63-73
265
219
52
2T16
515
3T15
510
3T15
-21
3T15
531
3T162T16
359
3T163T16
352
156
2T16
210
562
Importação Exportação Saldo Líquido
Petróleo
Derivados
mil bbl/dia

38. 38
Fluxo de caixa livre positivo pelo sexto trimestre consecutivo
Geração de Caixa Operacional
Fluxo de Caixa LivreInvestimentos 2
EBITDA Ajustado1
15,5 20,3 21,6
3T15 2T16 3T16
18,0
11,2 10,3
3T15 2T16 3T16
10,8
16,4
3,8
3T15 2T16 3T16
21,8 21,9
26,7
3T163T15 2T16
1. EBITDA ajustado é o somatório do EBITDA, participações em investimentos, impairment e ajustes acumulados de conversão – CTA.
2. Visão Caixa
R$ Bilhão
19 28 31
+11%
9M16
63,0
9M15
56,8
24 30
+8%
9M16
66,0
9M15
61,1
52,8
-31%
9M16
36,3
9M15
+256%
9M16
29,6
9M15
8,3
Margem
EBITDA
Ajustado (%)

39. 39
Resultado afetado por itens não recorrentes
Resultado Operacional
Resultado LíquidoResultado Financeiro Líquido
Resultado Bruto
-11,4
-6,1 -7,1
3T162T163T15
-16,5
-3,8
3T162T16
0,4
3T15
6,0 7,2
-10,0
3T162T163T15
23,8 22,8 23,3
3T162T163T15
R$ Bilhão
-6%
9M16
67,2
9M15
71,7
-81%
9M16
5,3
9M15
28,5
+5%
9M16
-21,9
9M15
-23,1
-925%
9M16
-17,3
9M15
2,1

40. 40
Principais projetos e motivos para o impairment no 3T16
R$ 15,7 bilhões no 3T16
R$ Bilhão
3,9
4,8
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
mar/16jan/16nov/15set/15jul/15mai/15mar/15jan/15 set/16jul/16mai/16
+23%
Prêmio de Risco País
(% a.a.)
2,5
2,8
5,6
2,0
Alguns campos de produção que já haviam sofrido impairment em 2015 tiveram seus fluxos de
caixa mais pressionados pelo câmbio e pela taxa de desconto
Principalmente, incerteza na entrega dos cascos para os FPSOs P-71, P-72 e P-73
Postergação do 2º trem da RNEST para 2023 e câmbio
Revisão das premissas do plano de negócios, como redução do mercado para resinas e câmbio
Campos de Produção de Óleo e Gás no Brasil
Equipamentos vinculados à atividade de
produção de óleo e gás
2º trem de refinaria Abreu e Lima - RNEST
Complexo Petroquímico Suape
Aumento da
Taxa de Desconto em
todos os segmentos

41. 41
Ações Individuais – Nova Iorque
Em Out/16, a Cia alcançou acordo
para encerrar quatro ações
individuais, com os seguintes
autores:
• Dodge & Cox Int'l Stock Fund;
• Janus Overseas Fund;
• PIMCO Total Return Fund;
• Al Shams Investments.
• al.
No 3T16, a Cia realizou
provisionamentos referentes a ações
individuais em negociação, no entanto,
ainda sem realização de acordos.
Acordo realizado no 3T16
Provisão realizado no 3T16
Acordo realizado no 3T16
Provisão realizado no 3T16
Acordo realizado no 3T16
Provisão realizado no 3T16
No 3T16, a companhia não realizou
provisionamentos e nem acordos
referentes à ação coletiva (class
action) e outras ações individuais.
As ações em discussão envolvem
questões complexas e sujeitas a
incertezas substanciais.
Ações individuais
(negociadas)
Ações individuais
(em negociação)
Ação coletiva
+ outras ações
individuais
Provisão de R$ 1,2 bilhão no 3T16

42. 42
Anunciamos a nova política de preços de diesel e gasolina
Praticaremos preços competitivos tendo como referência o Preço de Paridade de Importação (PPI) acrescido de uma margem
Preço de Importação
(alternativa de mercado)
Tributos
Margem e Risco
PPI
Considera a competitividade do produto Petrobras e os riscos inerentes à atividade
de importação, tais como volatilidades das cotações de câmbio, petróleo e derivados,
atrasos e perda da especificação de qualidade.
A competitividade será função dos objetivos comerciais e financeiros
CIDE, PIS e COFINS, ICMS
Preço na refinaria

43. 43
Parcerias e Desinvestimentos já alcançaram 69% da meta do Plano 2015-16
Valor total de transações já assinadas soma US$10,5 Bi
Parcerias e desinvestimentos
com contratos assinados
 Ativos Bacia Austral na Argentina, com
Compañia General de Combustibles S.A.
 49% Gaspetro com Mitsui
 66,7% PESA com Pampa Energia
 Petrobras Chile Distribuición com a
Southern Cross Group
 66% BM-S-8 (Carcará) com Statoil
 90% da Nova Transportadora do Sudeste
(NTS) com Brookfield
 Refinaria de Nansei com Taiyo
 Liquigás com Ultrapar
Parcerias e desinvestimentos
em fase final de negociação já
divulgados
 Petroquímica Suape e Citepe com
Alpek
 Campos de Baúna e de Tartaruga
Verde com Karoon
Parcerias Estratégicas
em andamento já divulgadas
 MoU com Statoil – foco na
revitalização dos campos do Pós-Sal
 MoU com GALP – foco em parcerias
em regiões de interesse comum no
mundo todo, além de treinamento e
pesquisa de reservatórios em águas
profundas
 MoU com TOTAL – foco nos
segmentos de E&P, Gás, Energia e
Refino no Brasil e exterior
Desinvestimentos
em andamento já divulgados
 Parceria na Petrobras Distribuidora
(BR)
 Campos terrestres e em águas rasas
 Terminais de GNL
 Térmicas

44. 44
Reduzimos em 10% os Gastos Operacionais Gerenciáveis em 2016
As despesas com vendas, gerais e administrativas recuaram, apesar do reajuste salarial decorrente do ACT 2016
-6%
3T16
19,9
2T16
21,1
3T15
25,2
-21%
-10%
9M16
62,7
9M15
69,7
-7%
3T16
71.152
2T16
76.613
3T15
79.113
-10%
Evolução do Número de
Empregados do Sistema
Gastos Operacionais
Gerenciáveis
R$ Bilhão
-4%
+9%
9M16
19,3
9M15
17,7-2%
6,4
3T162T16
6,5
3T15
6,6
Despesas de Vendas,
Gerais e Administrativas
R$ Bilhão

45. 45
Redução do endividamento em linha com metas do PNG 2017-2021
398,2397,8
450,0
493,0
506,6
325,6332,4
369,5
392,1402,3
122,7123,9126,4126,3127,5
103,6103,8100,4101,3 100,3
Endivid. Líquido
(US$ bilhão)
Endivid. Total
(US$ bilhão)
Endivid. Líquido
(R$ bilhão)
Endivid. Total
(R$ bilhão)
2T161T164T153T15 3T16
3T15 2T16 3T16
Custo da Dívida (% a.a.) 6,1 6,3 6,3
Prazo Médio (anos) 7,49 7,30 7,33
Alavancagem (%) 58 55 55

46. 46
Perfil de Dívida– Em 30 de Setembro de 2016
Por Categoria Por Moeda
Note: Bancos Estatais Brasileiros: BNDES, Banco do Brasil e Caixa Econômica Federal
44%
24%
6%
22%
4%
Bancos Estatais Brasileiros
Outros Bancos Brasileiros
Mercado de Títulos
Instituições Financeiras
Internacionais
Bancos de Desenvolvimento
Estrangeiros e Agências de Crédito
à Exportação (ECA)
74%
19%
1%6%
Euro
Dólar
Reais
Outras Moedas

47. 47
MATURIDADE DA DÍVIDA 2016-2020 – EM 30 DE SETEMBRO DE 2016
(Incluindo Gestão da Dívida – GD)
Nota 1: Bancos Estatais Brasileiros: BNDES, Banco do Brasil e Caixa Econômica Federal
US$ Bilhão
38%
21.3
20%
2016
45%
2018
22%
25%
12.0
31%
3.9
2017
16%
25%
40%
9.6
25%
26%4%
39%
32%5%
2%
12%
12%
4%
32%
12%
1%
7%
2%
16.5
22%
20202019
Mercado de Títulos
Instituições Financeiras Internacionais
Bancos Estatais Brasileiros
Bancos de Desenvolvimento
Estrangeiros e Agências de Crédito
à Exportação (ECA)
Outros Bancos Brasileiros
Antes da
Recompra de
Títulos
Depois da
Recompra de
Títulos
(Julho 2016)
13.4
15.1
23.6

48. 48
Fluxo de Caixa 2016 reflete desinvestimentos e gestão da dívida
US$ Bilhão
1
25,8
26,5
6,5
11,9
22,5
Saldo Final
2016
Captações
1,8
RolagensDesinvestimentoInvestimento
-14,5
Dividendos,
Juros
e Amortizações
-9,3
-22,6
Garantias
Judiciais
-3,6
Geração
Operacional
Saldo Inicial
2016
Despesas
Financeiras e
Amortizações
Recompra de
títulos

49. 49
E evoluindo com foco nas principais métricas do PNG 2017-21
Dívida Líquida / EBITDA**
4,5
4,1
5,3
-9%
2T162015 3T16
1,8
1,6
2,2
-12%
2T16 3T162015
Taxa de Acidentados Registráveis*
SEGURANÇA
*TAR = Taxa de Acidentados Registráveis por milhão de homens-hora
FINANCEIRA
-24%
-27%
** LTM EBITDA Ajustado

50. PLANO ESTRATÉGICO
PLANO DE NEGÓCIOS E GESTÃO 2017- 2021
—
Dezembro 2016