DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 3º trimestre de 2018 Coletiva de Imprensa 6 de Novembro de 2018
Avisos 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. 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 DÍVIDA LÍQUIDA / EBITDA AJUSTADO 5,11 3,54 3,24 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 * Excluindo acordo da Class Action 4
Principais destaques do resultado dos Lucro líquido de R$ 24 bilhões, crescimento de 371% em relação aos, e melhor resultado desde 2011 Resultados sólidos EBITDA Ajustado recorde de R$ 86 bilhões, 35% superior aos. 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 Redução do endividamento 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 Remuneração aos acionistas 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 5
Outros destaques Produção Início da produção de 3 novos sistemas: FPSOs Cidade de Campos dos Goytacazes, P-74 e P-69 Portfólio Exploratório Aquisição do bloco Sudoeste de Tartaruga Verde, na 5ª rodada de partilha Parcerias Celebração 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 Diesel Recebimento 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 Ressarcimento R$ 1,7 bilhão de recursos recuperados pela operação Lava Jato 6
Valorização do Brent e depreciação do Real 54 50 52 61 67 74 75 BRENT + 39% (US$/bbl) 1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18 3T18 x CÂMBIO MÉDIO (R$/US$) 3,15 3,22 3,16 3,25 3,24 3,61 3,95 + 13% x 1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18 3T18 7
Desempenho financeiro (R$ bilhões) 257,1 Receita de Vendas 93,0 Lucro Bruto 85,7 EBITDA Ajustado 23,7 Lucro Líquido 37,5 Fluxo de Caixa Livre 8
EBITDA Ajustado recorde para os 9 primeiros meses do ano (R$ bilhões) +35% 85,7 45,7 48,2 41,5 47,4 39,1 56,8 63,9 63,6 9M10 9M11 9M12 9M13 9M14 9M15 9M16 Brent (US$/bbl) 77 112 112 108 107 55 42 5 2 72 9
Evolução do EBITDA Ajustado (R$ bilhões) +35% 85,7 Exploração e Produção 47,4 +63% 77,5 Maior cotação do Brent Depreciação do real Custo de extração sob controle 63,6 Refino, Transporte e Comercialização 19,8 +8% 21,4 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
Lucro Operacional cresce 39% e Lucro Líquido 371% (R$ bilhões) Lucro Operacional 37,0 +39% 51,5 Lucro Líquido +371% 23,7 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 5,0 Menores despesas financeiras, devido à redução do endividamento Maiores gastos com participações governamentais Acordo com DOJ/SEC Excluindo-se os efeitos do acordo da Class Action e com o DOJ/SEC, o lucro líquido seria de R$ 28 bilhões. 11
Fluxo de caixa livre* positivo pelo 14º trimestre consecutivo (R$ bilhões) 25,4 22,9 21,8 21,9 16,4 17,3 16,4 10,8 12,0 7,4 5,7 3,8 2,4-1,3 26,7 23,7 23,2 24,0 19,7 19,6 13,4 14,7 9,4 13,0 6,6 25,6 22,2 21,9 16,4 8,1 1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 1T17 2T17 3T17 4T17 1T18 2T18 3T18 17,7 17,2 18,0 18,0 14,9 11,2 10,3 11,8 9,9 10,3 9,3 13,0 9,2 9,2 13,8 *Fluxo de Caixa Livre para a Firma Fluxo de Caixa Operacional Investimentos Fluxo de Caixa Livre 12
Redução do endividamento (US$ bilhões) 126,2 118,4 100,4 96,4 109,3 102,6 84,9 81,4 91,7 88,1 73,7 72,9 2015 2016 4T17 1T18 2T18 3T18 Endividamento Total Endividamento Líquido 4T17 3T18 Taxa média de financiamentos (% a.a.) 6,1 6,2 Prazo médio (anos) 8,6 9,1 Alavancagem (%) 51 50 13
Gestão da dívida (US$ bilhões) Cronograma de amortizações Posição em 31/10/2018 5,9 13,9 Linhas de crédito compromissadas 0,5 2,5 4,9 7,8 12,0 12,9 10,2 7,9 6,2 5,1 6,1 2,8 CAIXA 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 14
Processos de desinvestimentos FECHADO Total de entrada de caixa nos : 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 FASE VINCULANTE CAMPO BAÚNA CAMPOS TARTARUGA VERDE E MESTIÇA E MÓDULO 3 ESPADARTE (50%) SERGIPE ALAGOAS ÁGUAS PROFUNDAS PETROBRAS OIL & GAS B.V. ( POGBV ) * E&P GOLFO DO MÉXICO * ATIVOS NO PARAGUAI * CAMPO DE RONCADOR (25%) AZULÃO TEASER E FASE NÃO VINCULANTE REFINARIA DE PASADENA CAMPOS DE ÁGUAS RASAS (RJ, SP, CE E SE) PETROQUÍMICA SUAPE E CITEPE SÃO MARTINHO CAMPOS TERRESTRES (POLO LAGOA PARDA) CAMPOS TERRESTRES LIQUIGÁS (MULTA) BSBIOS CAMPOS PIRANEMA E PIRANEMA SUL (SE) CARCARÁ (2ª PARCELA) CAMPOS DE ÁGUAS RASAS (RN) CAMPOS DE MAROMBA (RJ) LAPA E IARA * Pendente de aprovações externas 15
Novas parcerias Memorando de entendimentos para energia eólica offshore Memorando de entendimentos no segmento de energias renováveis Modelo de Negócios para promover investimentos na Refinaria do Comperj e em Marlim Parceria para atuação no Golfo do México 16
Controle dos custos operacionais (R$ bilhões) Despesas Gerais e Administrativas Custo de Extração* US$/barril Custo de Refino no Brasil R$/barril -6% 7,0 6,6-1% 11,0 10,9-4% 9,4 9,0 * Brasil e exterior 17
Contribuição de valor à sociedade (R$ bilhões) Tributos e Participações Governamentais 116,2 89,2 +30% Lucro Líquido Total nos 126,9 10,6 38,1 23,7 Estaduais + municipais Federais 5,0 +371% 45% Governo 78,1 Participação do governo inclui Governo Federal, BNDES e Caixa Econômica Federal 18 18
Destaques Operacionais
Produção segue em linha com o planejado (MM BOED) 2,8 0,1 0,5-6% 2,6 0,1 0,5 Produção em campos maduros offshore: conciliação dos novos poços com melhoria nas plataformas Desinvestimentos 2,2 2,0 Término dos sistemas de produção antecipada de Itapu e Tartaruga Verde e obras na Rota 1 Óleo Brasil Gás Brasil Óleo + Gás Exterior Ramp up de novas UEPs 20
Elevada produtividade nos poços do pré-sal 10 Maiores Poços Produtores (média agosto/18; Petrobras + parceiros) Búzios P-74 P-75 Campo N o de poços Produção por poço (mil bpd) Sapinhoá 3 27 a 30 Lula 6 32 a 38 Mero 1 39 Concepção de poços para maiores vazões Linhas de produção de maior diâmetro Injeção alternada de água e gás Ótima caracterização dos reservatórios Em operação Prevista 21
Concluído primeiro Teste de Longa Duração no campo de Mero Testes de Longa Duração com reinjeção total do gás produzido Operação iniciada em novembro de 2017 com 1ª unidade dedicada FPSO Pioneiro de Libra ALTA PRODUTIVIDADE confirma o potencial do campo Viabilização da implantação acelerada de quatro sistemas definitivos 180 Mbpd 180 Mbpd 180 Mbpd 180 Mbpd 22
Peroba inicia perfuração do primeiro poço em tempo recorde Início em apenas 9 meses após assinatura Tempo até o primeiro poço Poço 1-RJS-752 Sonda NS-42 (ODN 2) Peroba 9 meses Peroba Lula (Tupi) 60 meses 23
Entrada em operação dos novos sistemas de produção 4 novos projetos já entregues em 2018 Búzios 1 FPSO P-74 Tartaruga Verde e Mestiça FPSO Cid. de Campos dos Goytacazes Lula Extremo Sul FPSO P-69 Búzios 2 FPSO P-75 150 mil bpd 150 mil bpd 150 mil bpd 150 mil bpd WI Petrobras: 100% WI Petrobras: 100% WI Petrobras: 65% 1º óleo em 20/04/18 1º óleo em 22/06/18 1º óleo em 23/10/18 WI Petrobras: 100% 2 poços em produção 3 poços em produção 1 poço em produção 5 poços completados 8 poços completados 9 poços completados 8 poços completados 24
Avanço da carteira de projetos sustenta a expansão da produção Lula Norte Búzios 3 EM EXECUÇÃO: FPSO P-67 FPSO P-76 ATAPU 1 SÉPIA MERO 1 Chegada à locação: 4T18 Chegada à locação: 4T18 EM CONTRATAÇÃO: BÚZIOS 5 Búzios 4 FPSO P-77 Berbigão e Sururu FPSO P-68 INTEGRADO PARQUE DAS BALEIAS REVITALIZAÇÃO DE MARLIM 1 E 2 MERO 2 EM PLANEJAMENTO: SERGIPE ÁGUAS PROFUNDAS Chegada à locação: 1S19 Chegada à locação: 1S19 ITAPU 25
Viabilização do ramp up Total de poços com entrada em operação em 2018 e 2019 60 30 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 0 2018 2019 Poços completados Poços a completar Linhas e umbilicais disponíveis para as atividades de interligação Embarcações de apoio alocadas para viabilizar as atividades de ancoragem e interligações 26
Melhora na eficiência das operações de refino Evolução do Custo de Refino 9,35 9,01 R$/bbl Aumento do foco em otimização de custos nos últimos anos, proporcionando ganho de eficiência nas operações 2,95 2,52 US$/bbl Atualmente, o parque de refino está no mesmo patamar dos melhores refinadores do mundo, posicionado no primeiro quartil Solomon Redução de 4% no custo unitário de refino 27
Melhora na eficiência das operações logísticas Menor custo com descarregamento de plataformas de petróleo (US$ milhões) 491 425 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 Aumento na segurança das operações, reduzindo o risco percentual de parada de produção por alívio de petróleo 10,7% 7,7% 28
Aumento no volume de vendas de diesel Participação do óleo nacional na carga processada (%) 94 92 Volume de vendas * (mil bpd) Produção de derivados (mil bpd) 1.861 1.795 1.802 1.773 740 680 661 668 460 401 661 714 445 398 696 708 Disponibilidade operacional nas refinarias (%) 96 96 Queda na demanda total de derivados Perda de mercado para etanol Redução de vendas de nafta Outros Gasolina Diesel *Inclui vendas inter-segmentos e terceiros. Não inclui vendas da BR Distribuidora 29
Evolução do market share e utilização das refinarias 83% 74% 65% 79% 77% 79% 84% 87% 93% 91% 93% Diesel 2016 2017 JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET 90% 83% 80% 77% 80% 85% 83% 85% 87% 89% 91% Gasolina 2016 2017 JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET 81% 77% 71% 73% 72% 79% 82% 81% 82% 76% 75% Fator de Utilização 2016 2017 JAN FEV MAR ABR MAI JUN JUL AGO SET 30
Exportação de 596 mil bpd de óleo e derivados no período, com saldo líquido de 272 mil bpd Importação (mil bpd) Exportação (mil bpd) Saldo líquido (mil bpd) 708 323 324 123 157 200 167 596 550 415 158 181 385 427-42 272 258 14 Petróleo Derivados 31
Estabilidade das vendas de gás natural com aumento da participação do segmento não termelétrico Oferta de gás natural (MMm 3 /dia) Demanda de gás natural (MMm 3 /dia)) 81 80 81 80 4 9 24 23 37 39 GNL 53 Não Termelétrico 28 25 48 Bolívia Termelétrico Nacional Abast/Fafens 16 16 32
DIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS 3º trimestre de 2018 Coletiva de Imprensa imprensa@petrobras.com.br 36