Coletiva de Imprensa
6 de Novembro de 2018
3º trimestre de 2018
DIVULGAÇÃO DE
RESULTADOS
A apresentação pode conter declarações prospectivas sobre eventos futuros
que não são baseadas em fatos históricos e não são garantias de resultados
futuros. Tais declarações prospectivas refletem meramente as visões e
estimativas atuais da Companhia a respeito de circunstâncias econômicas
futuras, condições setoriais, desempenho da empresa e resultados financeiros.
Termos como "antecipar", "acreditar", "esperar", "prever", "pretender",
"planejar", "projetar", "buscar", "deveria", juntamente com expressões
semelhantes ou análogas, são usados para identificar essas declarações
prospectivas. Os leitores são advertidos de que essas declarações são apenas
projeções e podem ser materialmente diferentes dos resultados ou eventos
futuros reais. Os leitores são orientados a consultar os documentos arquivados
pela Empresa junto à SEC, especificamente o Relatório Anual mais recente da
Companhia no Formulário 20-F, que identifica fatores de risco importantes que
podem causar resultados reais diferentes daqueles contidos nas declarações
prospectivas, incluindo, entre outras coisas, os riscos relacionados a condições
econômicas e comerciais em geral, incluindo petróleo e outras commodities,
margens de refino e taxas de câmbio vigentes, incertezas inerentes a
estimativas de nossas reservas de petróleo e gás, incluindo reservas de
petróleo e gás recentemente descobertas, desdobramentos políticos,
econômicos e sociais brasileiros, concessão de aprovações e licenças
governamentais e nossa capacidade de obter financiamento.
Não assumimos nenhuma obrigação de atualizar ou revisar publicamente
quaisquer declarações prospectivas, seja devido a novas informações ou
eventos futuros ou por qualquer outro motivo. Os números de 2018 em diante
são estimativas ou metas.
Todas as declarações prospectivas são expressamente qualificadas em sua
totalidade por esta declaração de advertência e você não deve depositar
confiança em nenhuma declaração prospectiva contida nesta apresentação.
Além disso, esta apresentação também contém certas medidas financeiras que
não são reconhecidas pelo BR GAAP ou IFRS. Essas medidas não têm
significados padronizados e podem não ser comparáveis a medidas com títulos
similares fornecidas por outras empresas. Estamos fornecendo essas medidas
porque as utilizamos como uma medida do desempenho da empresa; elas não
devem ser levadas em consideração isoladamente ou como substitutas de
outras medidas financeiras que tenham sido divulgadas de acordo com o BR
GAAP ou IFRS.
Avisos
—
RESERVAS DE PETRÓLEO E GÁS QUE NÃO CUMPREM COM
REGULAMENTOS DA SEC:
AVISO AOS INVESTIDORES NORTE-AMERICANOS
Exibimos alguns dados nesta apresentação, tais como recursos de
petróleo e gás, que não temos permissão de apresentar em
documentos arquivados junto a Securities and Exchange Commission
(SEC) dos EUA no âmbito da nova Subparte 1200 do Regulamento S-K,
porque tais termos não se qualificam como reservas provadas,
prováveis ou possíveis segundo a Regra 4-10(a) do Regulamento S-X.
2
Foco nas métricas de topo
—
TAXA DE ACIDENTADOS REGISTRÁVEIS (TAR)por milhão de homens-hora
2,15
1,63
1,24 1,11 1,09 1,08 0,95 1,06 1,06
2015 2016 1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18 3T18
Esforços para aumentar a cultura de segurança, observando o limite de alerta de 1,0:
Contínua melhoria das condições de segurança
Práticas de referências internacionais: IOGP (International Association of Oil & Gas
Producers) e a Concawe (Environmental Science for European Refining)
Programas, seminários e treinamentos internos e com fornecedores
3
Foco nas métricas de topo
—
* Excluindo acordo
da Class Action
5,11
3,543,24 3,23 3,16
3,67 3,51 3,23 2,96
3,20 3,07 2,86 2,66
2015 2016 1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18 3T18
*
DÍVIDA LÍQUIDA / EBITDA AJUSTADO
4
Principais destaques do resultado dos 9M18
—
Índice dívida líquida/LTM EBITDA Ajustado reduziu para 2,96 em
set/18 (vs 3,67 em dez/17). Excluindo-se a provisão da Class Action,
o índice seria de 2,66, menor nível desde set/12
Dívida líquida atingiu US$ 73 bilhões, uma redução de 14%, e menor
nível desde dez/12
Lucro líquido de R$ 24 bilhões, crescimento de 371% em relação aos
9M17, e melhor resultado desde 2011
EBITDA Ajustado recorde de R$ 86 bilhões, 35% superior aos 9M17.
Margem do EBITDA Ajustado de 33%
Excluindo-se os efeitos do acordo da Class Action e com o DOJ/SEC,
o lucro líquido seria de R$ 28 bilhões e o EBITDA Ajustado de R$ 89
bilhões
C.A. aprovou maior antecipação de Juros sobre Capital Próprio (JCP):
R$ 0,10 por ação (PN e ON), no valor de R$ 1,3 bilhão no trimestre
Redução do
endividamento
Remuneração
aos acionistas
Resultados
sólidos
5
Outros destaques
—
6
ProduçãoInício da produção de 3 novos sistemas:
FPSOs Cidade de Campos dos Goytacazes, P-74 e P-69
Portfólio ExploratórioAquisição do bloco Sudoeste de Tartaruga Verde, na 5ª rodada
de partilha
ParceriasCelebração de parcerias com Equinor (energia eólica offshore no Brasil);
Total (energias renováveis); CNPC (Comperj e cluster de Marlim) e Murphy
(atuação no Golfo do México)
Subvenção do DieselRecebimento de R$ 1,6 bilhão referente à 2ª fase do programa de subvenção do
diesel
Hedge para Gasolina
Adoção de mecanismo de hedge complementar para gasolina, permitindo maior
espaçamento nos reajustes de preços
RessarcimentoR$ 1,7 bilhão de recursos recuperados pela operação Lava Jato
Valorização do Brent e
depreciação do Real
—
3,15 3,22 3,16 3,25 3,243,61
3,95
1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18 3T18
54 50 52 6167 74 75
1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18 3T18
BRENT
(US$/bbl)+ 39%9M18 x 9M17
+ 13%9M18 x 9M17
CÂMBIO
MÉDIO
(R$/US$)
7
257,1 Receita de Vendas
93,0 Lucro Bruto
85,7 EBITDA Ajustado
23,7 Lucro Líquido
37,5 Fluxo de Caixa Livre
Desempenho financeiro 9M18
—
(R$ bilhões)
8
45,748,2
41,547,4
39,1
56,863,9 63,6
85,7
9M10 9M11 9M12 9M13 9M14 9M15 9M16 9M17 9M18
EBITDA Ajustado recorde para os 9 primeiros meses do ano
—
+35%
Brent
(US$/bbl)
9
77 112 112 108 107 55 42 52 72
(R$ bilhões)
63,6
85,7
9M17 9M18
47,4
77,5
9M17 9M18
Exploração e
Produção
Refino, Transporte
e Comercialização
19,8 21,4
9M17 9M18
Maior cotação do Brent
Depreciação do real
Custo de extração sob
controle
(R$ bilhões)
Evolução do EBITDA Ajustado
—
+35%
+63%
+8%
Menores margens de diesel e
gasolina em relação ao Brent,
compensadas pelo efeito dos
estoques formados a preços mais
baixos
Menores volumes de vendas
Aumento do volume de vendas e
market share do diesel
Redução do custo de refino
10
5,0
23,7
9M17 9M18
Maior cotação do Brent e depreciação
do real
Maiores margens nas vendas de
derivados e exportações de petróleo
Aumento nas vendas de diesel com
expansão de market share
Menores despesas gerais e
administrativas
Menores despesas financeiras, devido
à redução do endividamento
Maiores gastos com participações
governamentais
Acordo com DOJ/SEC
Lucro Operacional cresce 39% e Lucro Líquido 371%
—
Lucro
Líquido
Lucro
Operacional
+39%
37,0
51,5
9M17 9M18
Excluindo-se os efeitos do acordo da Class Action e com o DOJ/SEC, o lucro líquido seria de R$ 28 bilhões.11
+371%
(R$ bilhões)
*Fluxo de Caixa
Livre para a Firma
Fluxo de caixa livre* positivo pelo 14º trimestre consecutivo
—
16,4
22,921,8
25,4
17,3
21,9
26,7
23,7 23,2
19,7
24,0
19,6
22,2
25,6
21,9
17,7 17,2 18,0 18,0
14,9
11,2 10,311,8
9,9 10,3 9,3
13,0
9,2 9,2
13,8
-1,3
5,73,8
7,4
2,4
10,8
16,4
12,0 13,4
9,4
14,7
6,6
13,0
16,4
8,1
1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18 3T18
Fluxo de Caixa Operacional Investimentos Fluxo de Caixa Livre
12
(R$ bilhões)
(US$ bilhões)
Redução do endividamento
—
4T17 3T18
Taxa média de financiamentos (% a.a.) 6,1 6,2
Prazo médio (anos) 8,6 9,1
Alavancagem (%) 51 50
126,2118,4
109,3102,6
91,7 88,1100,4 96,4
84,9 81,473,7 72,9
2015 2016 4T17 1T18 2T18 3T18
Endividamento Total Endividamento Líquido
13
0,5 2,5
4,9
7,8
12,0 12,9 10,2
7,96,2 5,1 6,1
2,8
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
13,9
Cronograma de
amortizações
Posição em 31/10/2018
Linhas de crédito
compromissadas5,9
Gestão da dívida
—
CAIXA
14
(US$ bilhões)
Processos de desinvestimentos
—
REFINARIA DE PASADENA
CAMPOS DE ÁGUAS RASAS (RN)
BSBIOS
CAMPOS TERRESTRES (POLO LAGOA PARDA) CAMPOS TERRESTRES
CAMPOS PIRANEMA E PIRANEMA SUL (SE)
CAMPOS DE ÁGUAS RASAS (RJ, SP, CE E SE)
SERGIPE ALAGOAS – ÁGUAS PROFUNDAS
CAMPOS TARTARUGA VERDE E MESTIÇA
E MÓDULO 3 ESPADARTE (50%)
CAMPO BAÚNA
LAPA E IARA
CARCARÁ (2ª PARCELA)
SÃO MARTINHO
PETROQUÍMICA SUAPE E CITEPE
AZULÃO
CAMPO DE RONCADOR (25%)
ATIVOS NO PARAGUAI *
E&P GOLFO DO MÉXICO *
LIQUIGÁS (MULTA)
PETROBRAS OIL & GAS B.V. (“POGBV”) *
* Pendente de aprovações externas
TEASER E FASE
NÃO VINCULANTE
FASE VINCULANTE
FECHADO
Total de entrada de caixa nos 9M18:
US$ 5 bilhões
Total de assinaturas no biênio 2017-2018:
US$ 7,5 bilhões
Suspensos por decisão judicial: Araucária
Nitrogenados, TAG, Parcerias em Refino e UFN-III
15
CAMPOS DE MAROMBA (RJ)
Novas parcerias
—
Memorando de entendimentos no
segmento de energias renováveis
Memorando de entendimentos
para energia eólica offshore
16
Modelo de Negócios para promover
investimentos na Refinaria do
Comperj e em Marlim
Parceria para atuação no Golfo
do México
Controle dos custos operacionais
—
Despesas Gerais e
Administrativas
Custo de Refino no Brasil
R$/barril
11,0 10,9
9M17 9M18
17
9,4 9,0
9M17 9M18
7,0 6,6
9M17 9M18
Custo de Extração*
US$/barril
-6%
-1%
-4%
(R$ bilhões)
* Brasil e exterior
Contribuição de valor à sociedade
—
9M17 9M18
5,0
23,7
Lucro
Líquido
Tributos e Participações
Governamentais
45%
Governo
Total
nos 9M18
+30%
9M18
+371%
89,2
116,2
18Participação do governo inclui Governo Federal, BNDES e Caixa Econômica Federal
18
(R$ bilhões)
10,6
38,1
78,1
Estaduais
+ municipais
Federais
9M17 9M18
126,9
DestaquesOperacionais
—
2,2 2,0
0,50,5
0,10,1
2,82,6
9M17 9M18
Óleo Brasil Gás Brasil Óleo + Gás Exterior
Produção em campos maduros offshore:
conciliação dos novos poços com melhoria
nas plataformas-6%
Término dos sistemas de produção antecipada
de Itapu e Tartaruga Verde e obras na Rota 1
Ramp up de novas UEPs
Produção segue em linha com o planejado
—
20
(MM BOED)
Desinvestimentos
Elevada produtividade nos poços do pré-sal
—
Concepção de poços para maiores vazões
Linhas de produção de maior diâmetro
Injeção alternada de água e gás
Ótima caracterização dos reservatórios
Campo No de poçosProdução por poço
(mil bpd)
Sapinhoá 3 27 a 30
Lula 6 32 a 38
Mero 1 39
10 Maiores Poços Produtores
(média agosto/18; Petrobras + parceiros)Búzios
Em
operaçãoPrevista
P-74
P-75
21
Concluído primeiro Teste de Longa Duração no campo de Mero —
ALTA PRODUTIVIDADE
confirma o potencial
do campo
Viabilização da implantação acelerada de
quatro sistemas definitivos
Testes de Longa Duração com
reinjeção total do gás produzido
Operação iniciada em novembro de 2017
com 1ª unidade dedicada –
FPSO Pioneiro de Libra
180 Mbpd 180 Mbpd 180 Mbpd 180 Mbpd
22
60 meses
9 meses
Lula(Tupi)
Peroba
Peroba inicia perfuração do primeiro poço em tempo recorde—
Poço 1-RJS-752
23
Peroba
Início em apenas 9 meses após assinatura
Tempo até o
primeiro poço
Sonda NS-42
(ODN 2)
Tartaruga Verde e Mestiça
FPSO Cid. de Campos
dos Goytacazes
WI Petrobras: 100%
1º óleo em 22/06/18
3 poços em produção
9 poços completados
Búzios 1
FPSO P-74
WI Petrobras: 100%
1º óleo em 20/04/18
2 poços em produção
8 poços completados
Lula Extremo Sul
FPSO P-69
WI Petrobras: 65%
1º óleo em 23/10/18
1 poço em produção
8 poços completados
Búzios 2
FPSO P-75
WI Petrobras: 100%
5 poços completados
150 mil bpd150 mil bpd 150 mil bpd 150 mil bpd
Entrada em operação dos novos sistemas de produção
—
4 novos projetos já entregues em 2018
24
Lula Norte
Avanço da carteira de projetos sustenta a expansão da produção
—
EM EXECUÇÃO:
ATAPU 1
SÉPIA
MERO 1
EM PLANEJAMENTO:
SERGIPE ÁGUAS PROFUNDAS
ITAPU
25
FPSO P-67
Chegada à locação: 4T18
Búzios 4
FPSO P-77
Chegada à locação: 1S19
Búzios 3
Chegada à locação: 4T18
Berbigão e Sururu
FPSO P-68
Chegada à locação: 1S19
FPSO P-76
EM CONTRATAÇÃO:
BÚZIOS 5
INTEGRADO PARQUE DAS BALEIAS
REVITALIZAÇÃO DE MARLIM 1 E 2
MERO 2
Instalamos nosso 100º manifold em set/18, a 1970 m de profundidade. O equipamento será interligado à P-76, no campo de Búzios
É a 16ª instalação de manifold no pré-sal, com redução de custos e maior velocidade, sem nenhum registro de acidentes
Poços perfurados e completados para o ramp up dos próximos sistemas seguem conforme planejamento
Linhas e umbilicais disponíveis para as atividades de interligação
Embarcações de apoio alocadas para viabilizar as atividades de ancoragem e interligações
Viabilização do ramp up
—
0
30
60
2018 2019
Poços completados Poços a completar
26
Total de poços com entrada em operação
em 2018 e 2019
Evolução do Custo de Refino
R$/bbl
US$/bbl
Redução de 4% no custo unitário de refino
9,35 9,01
9M17 9M18
2,95 2,52
9M17 9M18
Aumento do foco em
otimização de custos nos
últimos anos, proporcionando
ganho de eficiência nas
operações
Atualmente, o parque de
refino está no mesmo patamar
dos melhores refinadores do
mundo, posicionado no
primeiro quartil Solomon
Melhora na eficiência das operações de refino
—
27
Maior integração entre E&P e RGN
na programação de navios
Redução média de 10 navios de
cabotagem de petróleo (operações
de offloading) entre períodos
analisados
Menor custo com descarregamento de
plataformas de petróleo (US$ milhões)
491 425
9M189M17
Aumento na segurança das operações,
reduzindo o risco percentual de parada
de produção por alívio de petróleo
9M17 9M18
Melhora na eficiência das operações logísticas
—
28
10,7% 7,7%
Aumento no volume de vendas de diesel
—
696 708
445 398
661 668
9M17 9M18
Volume de vendas*
(mil bpd)
Produção de derivados(mil bpd)
*Inclui vendas inter-segmentos e terceiros. Não inclui vendas da BR Distribuidora
Outros
Gasolina
Diesel
1.802 1.773
Queda na demanda total de derivados
Perda de mercado para etanol
Redução de vendas de nafta
Participação do
óleo nacional na
carga processada (%)
Disponibilidade
operacional nas
refinarias (%)
94 92
9M17 9M18
96 96
9M17 9M18
661 714
460 401
740 680
9M17 9M18
1.8611.795
29
83% 74% 65%79% 77% 79% 84% 87% 93% 91% 93%
2016 2017 JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET
90% 83% 80% 77% 80% 85% 83% 85% 87% 89% 91%
2016 2017 JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET
Gasolina
Diesel
81% 77% 71% 73% 72% 79% 82% 81% 82% 76% 75%
2016 2017 JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET
Fator de
Utilização
Evolução do market share e utilização das refinarias
—
30
-4214
427
258
9M17 9M18
158 181
550415
9M17 9M18
200 167
123 157
9M17 9M18
Exportação de 596 mil bpd de óleo e derivados no
período, com saldo líquido de 272 mil bpd
—
(mil bpd)
Importação
(mil bpd)
Exportação
(mil bpd)
Saldo líquido
323 324
708
596385
272
Petróleo Derivados31
Estabilidade das vendas de gás natural com aumento
da participação do segmento não termelétrico
—
Oferta de gás natural
(MMm3/dia)
Demanda de gás natural
(MMm3/dia))
53 48
2423
4 9
9M17 9M18
GNL
Bolívia
Nacional 16 16
28 25
37 39
9M17 9M18
Não Termelétrico
Termelétrico
Abast/Fafens
32
81 80 81 80