DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 3º Trimestre 2016 Clique para editar o título Coletiva de Imprensa mestre 10 de Novembro de 2016 Clique para editar o texto mestre Clique para editar o texto mestre
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. 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 sidodivulgadasemacordocomobrgaapouifrs. Aviso aos Investidores Norte-Americanos: ASECsomentepermitequeascompanhiasdeóleoegásincluam 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. 2
AMBIENTE EXTERNO 3
Valorização do Real frente ao Dólar 7% de apreciação do câmbio médio no 5,00 4,50 Câmbio Médio R$ 3,17 +12% Câmbio Médio R$ 3,55 4,00 R$ / US$ 3,50 3,00 2,50 2,00 Câmbio (R$/US$) 1T15 2T15 4T15 1T16 Médio 2,87 3,07 3,54 3,84 3,90 3,51-7% 3,25 Final Período 3,21 3,10 3,97 3,90 3,56 3,21 3,25 Fonte: Bloomberg Câmbio PTAX 4
O preço do Brent manteve-se estável no, porém inferior ao ano anterior 80 70 Brent Médio US$ 55,39-25% Brent Médio US$ 41,77 60 US$ / bbl 50 40 30 20 Brent Médio 1T15 2T15 4T15 1T16 R$ / bbl 155 190 177 168 132 160 149 US$ / bbl 54 62 50 44 34 46 46 Fonte: Platts 5
Clique para editar o título mestre INDICADORES Clique para editar o texto mestre Clique para editar o texto mestre 6
Fluxo de caixa livre positivo pelo sexto trimestre consecutivo R$ Bilhão EBITDA Ajustado 1 +11% Geração de Caixa Operacional +8% 15,5 20,3 21,6 56,8 63,0 21,8 21,9 26,7 61,1 66,0 Margem EBITDA (%) 19 28 31 24 30 Investimentos 2 Fluxo de Caixa Livre -31% +256% 18,0 11,2 10,3 52,8 36,3 3,8 10,8 16,4 8,3 29,6 1. EBITDA ajustado é o somatório do EBITDA, participações em investimentos, impairment e ajustes acumulados de conversão CTA. 2. Visão Caixa 7
Resultado afetado por itens não recorrentes R$ Bilhão Resultado Bruto -6% Resultado Operacional -81% 23,8 22,8 23,3 71,7 67,2 6,0 7,2-10,0 28,5 5,3 Resultado Financeiro Líquido Resultado Líquido -11,4-6,1-7,1-23,1 +5% -21,9-3,8 0,4-16,5 2,1-925% -17,3 8
Resultado líquido negativo no trimestre de R$ 16,5 bilhões R$ Bilhão % Receita Operacional Líquida 70,4 71,3-1 Custo de produtos e serviços vendidos -47,1-48,5-3 Resultado Bruto 23,3 22,8 2 Despesas Operacionais -33,4-15,6 113 Resultado Operacional -10,0 7,2-240 Resultado Financeiro -7,1-6,1-18 Participação em Investimentos -0,1 0,4-135 Resultado Antes IR/CSLL -17,3 1,5-1.237 Impostos 1,0-0,6-256 Participação dos Acionistas não controladores -0,1-0,5-74 Resultado Líquido -16,5 0,37-4.548 Resultado Líquido (US$ bilhão) -5,0 0,1-4.794 EBITDA AJUSTADO 21,6 20,3 6 INVESTIMENTOS 1 12,3 13,4-9 Menores vendas de gasolina no mercado interno Menores exportações de derivados Maiores exportações de petróleo Menores vendas no exterior em função do desinvestimento da PESA Menores importações de petróleo, derivados e gás natural Maior Impairment Ajustes acumulados de conversão PESA PIDV: 7.633 inscritos Perdas com fornecedores Acordos ações individuais em Nova Iorque Compensadas em parte por: Reversão de Abandono de Áreas Ociosidade de Equipamentos Venda da PESA Depreciação do dólar frente ao euro e menor apreciação do dólar frente à libra Brent (US$/bbl) 46 46 1 Taxa de Câmbio Médio (R$/US$) 3,25 3,51-7 Taxa de Câmbio Final de Período (R$/US$) 3,25 3,21 1 1. Visão Competência 9
Resultado líquido negativo acumulado de R$ 17,3 bilhões R$ Bilhão % Receita Operacional Líquida 212,1 236,5-10 Custo de produtos e serviços vendidos -144,9-164,8-12 Resultado Bruto 67,2 71,7-6 Despesas Operacionais -61,9-43,2 43 Resultado Operacional 5,3 28,5-81 Resultado Financeiro -21,9-23,1 5 Participação em Investimentos 0,6 0,5 19 Resultado Antes IR/CSLL -15,9 5,9-368 Impostos 0,1-5,5-102 Participação dos Acionistas não controladores -1,5 1,7-190 Resultado Líquido -17,3 2,1-925 Resultado Líquido (US$ bilhão) -5,2-1,0-634 EBITDA AJUSTADO 63,0 56,8 11 INVESTIMENTOS 1 41,3 55,5-26 Brent (US$/bbl) 42 55-25 Taxa de Câmbio Médio (R$/US$) 3,55 3,17 12 Taxa de Câmbio Final de Período (R$/US$) 3,25 3,97-18 Menores vendas de derivados no mercado interno Maiores margens de diesel e gasolina Menores preços de exportação de petróleo e derivados Redução da geração e preços de energia elétrica Menores vendas no exterior em função do desinvestimento da PESA Menor volume de gás natural no mercado interno Menores custos com importações Menores participações governamentais Redução das atividades no exterior Aumento da depreciação Impairment Ajustes acumulados de conversão PESA Ociosidade de Equipamentos PIDV Contingências judiciais Perdas com fornecedores Compensadas em parte por: Reversão de Abandono de Áreas Despesas tributárias Menor impacto de variações monetárias e cambiais Maior despesa com juros devido à depreciação do real frente ao dólar 1. Visão Competência 10
Principais projetos e motivos para o impairment no R$ 15,7 bilhões no 7,00 Prêmio de Risco País (% a.a.) Aumento da Taxa de Desconto em todos os segmentos 6,00 5,00 4,8 4,00 +23% 3,00 3,9 2,00 jan/15 mar/15 mai/15 jul/15 set/15 nov/15 jan/16 mar/16 mai/16 jul/16 set/16 5,6 Campos de Produção de Óleo e Gás no Brasil Alguns campos de produção que já haviam sofrido impairmentem 2015 tiveram seus fluxos de caixa mais pressionados pelo câmbio e pela taxa de desconto 2,8 Equipamentos vinculados à atividade de produção de óleo e gás Principalmente, incerteza na entrega dos cascos para a P-71, P-72 e P-73 2,5 2º trem de refinaria Abreu e Lima -RNEST Postergação do 2º trem da RNEST para 2023 e câmbio R$ Bilhão 2,0 Complexo Petroquímico Suape Revisão das premissas do plano de negócios, como redução do mercado para resinas e câmbio 11
Ações Individuais Nova Iorque Provisão de R$ 1,2 bilhão no Ações individuais (negociadas) Ações individuais (em negociação) Ação coletiva + outras ações individuais Acordo realizado no Provisão realizado no Acordo realizado no Provisão realizado no Acordo realizado no Provisão realizado no Em Out/16, a Cia alcançou acordo para encerrar quatro ações individuais, com os seguintes autores: Dodge & Cox Int'lStock Fund; Janus Overseas Fund; PIMCO Total Return Fund; Al Shams Investments; al. No, a Cia realizou provisionamentos referentes a ações individuais em negociação, no entanto, ainda sem realização de acordos. No, 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. 12
Redução do efetivo O Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário de 2016 conta atualmente com 11.681 inscritos, dos quais cerca de 4 mil empregados já se desligaram Evolução do Número de Empregados do Sistema -10% 79.113 76.613-7% 71.152 13
Reduzimos os Gastos Operacionais Gerenciáveis em 2016 As despesas com vendas, gerais e administrativas recuaram no, apesar do reajuste salarial decorrente do ACT 2016 Despesas de Vendas, Gerais e Administrativas R$ Bilhão 6,6 6,5-2% 6,4 17,7 +9% 19,3 Gastos Operacionais Gerenciáveis R$ Bilhão 25,2 21,1-6% 19,9 69,7-10% 62,7 14
Clique para editar o título EXPLORAÇÃO mestre & PRODUÇÃO Clique para editar o texto mestre Clique para editar o texto mestre 15
Seguimos na trajetória de aumento da produção Produção sobe 2,5% no período Produção (MMboe/d) +2,5% Recordes de produção 2,80 2,78 0,57 0,56 0,10 0,10 2,62 0,55 0,09 +2,3% 2,80 2,87 0,58 0,57 0,09 0,08 2,14 2,12 1,98 2,13 2,22 2,22 MMbbl/d +8% +4% de produção de óleo no Brasil 2,87 MMbbl/d de produção de óleo e gás 3,17 MMbbl/d de produção operada 4T15 1T16 Óleo Brasil Óleo Exterior Gás Sete das oito plataformas do Pré-sal da Bacia de Santos estão produzindo na sua máxima capacidade 16
Custo de extração segue tendência de queda Custo de Extração* Custo de Extração* (US$/boe) 11,0 (US$/boe) Custo de Extração vs 12,1-14% 10,4 10,6 10,5 Reduzimos os gastos operacionais gerenciáveis em 20%,no mesmo período que a produção cresceu 2,5% < 8,0 US$ boe Custo de Extração do Pré-sal abaixo de 8 dólares por barril * Brasil + Exterior 17
Três em cada cinco barris de óleo que produzimos vêm da Bacia de Campos 2000 Produçãode ÓleonaBaciade Campos (Mbbl/d) 1750 1500 1250 Hoje temos um declínio de 6% na Bacia de Campos* 1000 1,37 MMbbl/d 750 500 Novas oportunidades poderão reduzir ainda mais esse efeito Bacia de Campos 62% da nossa produção total de petróleo 250 0 20012003200520072009201120132015201720192021 * Declínio médio nos últimos 12 meses. Média para o período 2017-2021 de 9% 18
E há oportunidades adicionais de geração de valor na Bacia de Campos Realizamos ações para aumentar recuperação... Extensão de prazo dos contratos de concessão Parcerias com operadores e fornecedores Otimização dos custos logísticos offshore como já foi feito em Marlim Campo gigante maduro, produzindo desde 1991. Fator de recuperação de 50% Plataforma P-47 no campo de Marlim Taxa natural de declínio reduzida de 10% em 2010 para 3,8% em 2016. 19
Clique para editar o título mestre Clique para editar o texto mestre Clique para editar o texto mestre REFINO & GÁS NATURAL 20
Redução do volume de vendas* decorre da menor demanda interna por derivados Demanda impactada pela desaceleração da economia doméstica mil bbl/dia -8,5% mil bbl/dia 2.282 2.109-1,0% 2.088 2.254-7,5% 2.084 Outros 789 757 763 776 738 Gasolina 540 541 521 550 542 Diesel 953 811 804 928 804 * Inclui vendas do Abastecimento e da BR Distribuidora 21
Menor produção está em linha com a redução do volume de vendas mil bbl/dia mil bbl/dia -10,7% 2.085 1.919-3,0% 1.862 2.050-6,7% 1.913 Outros 767 668 673 768 675 Gasolina 429 444 429 430 441 Diesel 889 807 760 852 797 Fator de Utilização (%) 93% 84% 80% 90% 83% 22
Aumento da participação de diesel, gasolina e QAV no total produzido Contribuiu com a redução da participação de derivados importados no volume total vendido, principalmente diesel. Rendimento de diesel, gasolina e QAV (%) Recordes consecutivos na RNEST +4% 70 70 70 70 69 67 67 68 67 O aumento sustentável da carga processada na RNEST auxiliou significativamente a melhora do perfil 94,8 mil bpd Maiode 2016 97,0 mil bpd Junho de 2016 99,2 mil bpd Julho de 2016 1T15 2T15 4T15 1T16 99,8 mil bpd Agosto de 2016 23
Aumento da participação de óleo nacional na carga processada Favoreceu a otimização dos ativos logísticos Participação de Petróleo Nacional na Carga (%) 88 89 91 93 +6% 91 +11% x Quarto trimestre consecutivo de aumento da participação de óleo nacional na carga 86 86 86 84 1T15 2T15 4T15 1T16 24
O saldo líquido de exportações de óleo e derivados foi de 210 mil bpdno trimestre mil bbl/dia Importação Exportação Saldo Líquido 531 510 515 562 143 Derivados Petróleo 218 359 352 145 174 313 237 198 122 154 365 341 419 52 (73) 156 219 (63) 210 265 (55) -21 25
Balanço de Oferta e Demanda de Gás Natural Demanda de Gás Natural MMm 3 /d 93 72 75 97 38 76 Redução na demanda termelétrica em decorrência do menor nível de 42 35 24 Não Termelétrico Termelétrico Consumo Interno despacho ocasionado pela melhora das condições hidrológicas no início de 2016 17 17 Oferta de Gás Natural MMm 3 /d 93 72 75 97 18 32 76 5 29 GNL Recuperação da oferta de gás nacional no, em comparação como 46 42 Bolívia Nacional Redução do custo médio de aquisição como consequência da diminuição do níveldeimportaçãodegnlem2016 26
FINANCEIRO Clique para editar o título mestre Clique para editar o texto mestre Clique para editar o texto mestre 27
Parcerias e Desinvestimentos já alcançaram 65% da meta do Plano 2015-16 Valor total de transações já assinadas soma US$9,8 Bi Parcerias e desinvestimentos com contratos assinados Parcerias e desinvestimentos em fase final de negociação já divulgados Parcerias Estratégicas em andamento já divulgadas Desinvestimentos em andamento já divulgados Ativos Bacia Austral na Argentina, Liquigás com Ultrapar MoUcom Statoil foco na Parceria na Petrobras Distribuidora com CGG PetroquímicaSuapee Citepecom revitalização dos campos do Pós-Sal (BR) 49% Gaspetro com Mitsui Alpek MoUcom GALP foco em parcerias Campos terrestres e em águas rasas 66,7% PESA com Pampa Energia Petrobras Chile Distribuición com SCC Campos de Baúnae de Tartaruga Verde com Karoon em regiões de interesse comum no mundo todo, além de treinamento e pesquisa de reservatórios em águas Terminais de GNL Térmicas 66% BM-S-8 (Carcará) com Statoil profundas 90% da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) com Brookfield MoUTOTAL foco nos segmentos de E&P, Gás, Energia e Refino no Brasil e exterior Refinaria de Nansei com Taiyo 28
Redução do endividamento em linha com metas do PNG 2017-2021 Endivid. Total (R$ bilhão) 506,6 493,0 450,0 Endivid. Líquido (R$ bilhão) 402,3 392,1 369,5 397,8 332,4 398,2 325,6 Endivid. Total (US$ bilhão) Endivid. Líquido (US$ bilhão) 127,5 126,3 126,4 123,9 122,7 101,3 100,4 103,8 103,6 100,3 4T15 1T16 Custo da Dívida (% a.a.) 6,1 6,3 6,3 Prazo Médio (anos) 7,49 7,30 7,33 Alavancagem (%) 58 55 55 29
Contribuindo para a valorização da empresa Emissão do bond de 5 anos R$ 221 bilhões Valor de Mercado 118% Desde Jan/16 % Bond* de 5 anos 6,22% 2,4 p.p. Desde Maio/16 * Rendimento anual do título até o seu vencimento 30
E evoluindo com foco nas principais métricas do PNG 2017-21 SEGURANÇA FINANCEIRA Taxa de Acidentados Registráveis* Dívida Líquida / EBITDA -27% -24% -12% -9% 2,2 1,8 1,6 5,3 4,5 4,1 2015 2015 * TAR = Taxa de Acidentados Registráveis por milhão de homens-hora 31
DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 3º Trimestre 2016 Clique para editar o título mestre Clique para editar o texto mestre Clique para editar o texto mestre Informações: Relacionamento com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br