1º trimestre de 2018 Coletiva de Imprensa 8 de maio de 2018
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 2018 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 sido divulgadas em acordo com o BR GAAP ou IFRS. Aviso aos investidores norte-americanos 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. 2
Principais destaques do resultado do Resultados robustos Lucro líquido de R$ 7,0 bilhões, 56% superior ao e o maior desde 1T13 Lucro operacional de R$ 17,8 bilhões, 25% superior ao Foco nas métricas de topo Remuneração aos acionistas Parcerias como alavancas de valor e competitividade TAR atingiu 0,95, abaixo do limite aceitável de 1,0 ao final de 2018 Dívida líquida/ebitda ajustado de 3,52 (sem o acordo da class action seria de 3,07), com meta de 2,5 ao final de 2018 Nova Política de Remuneração aos Acionistas Antecipação de Juros sobre capital próprio (JCP): R$ 0,05 por ação (PN e ON), no valor total de R$ 652 milhões Parcerias em exploração e produção com Total, Statoil, Exxon, BP e CNPC Oportunidades de parcerias em refino, transporte e logística 3
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 2015 2016 2T17 3T17 4T17 DÍVIDA LÍQUIDA / EBITDA AJUSTADO 5,11 3,54 3,24 3,23 3,16 3,67 3,52 3,20* 3,07* 2015 2016 2T17 3T17 4T17 * Excluindo acordo da Class Action 4
Remuneração aos acionistas Assembleia de Acionistas aprovou alteração no Estatuto Social, de forma a permitir distribuição trimestral de dividendos ou juros sobre capital próprio Política de distribuição de dividendos passa a denominar-se política de remuneração aos acionistas Em função do lucro apurado no trimestre e levando em conta a meta de desalavancagem da companhia, o Conselho de Administração aprovou a antecipação de Juros sobre Capital Próprio Serão observadas as regras de dividendos mínimos anuais Valor de R$ 0,05 por ação, igualmente para preferenciais e ordinárias, com pagamento em 25/05/18 5
Valorização do Brent e estabilidade do câmbio 54 50 52 61 67 BRENT + 24% (US$/bbl) 2T17 3T17 4T17 Entre e CÂMBIO (R$/US$) 3,25 3,22 3,16 3,25 3,24 2T17 3T17 4T17-0,3% Entre e 6
Desempenho financeiro (R$ bilhões) 74,5 Receita de vendas 26,8 Lucro bruto 25,7 EBITDA Ajustado 7,0 Lucro líquido 13,0 Fluxo de caixa livre 7
Evolução do EBITDA Ajustado (R$ bilhões) 17,8 Exploração e Produção 22,7 Maior cotação do Brent 25,3 25,7 Menores gastos com ociosidade de equipamentos Refino, transporte e comercialização Menor volume de vendas 7,2 5,9 Menores margens de refino 8
Lucro Operacional cresce 25% e Lucro Líquido 56% (R$ bilhões) Maior cotação do Brent Lucro Operacional 14,3 17,8 Lucro Líquido 4,4 7,0 Maiores margens nas: - Exportações de petróleo - Vendas de derivados (diesel, gasolina e GLP) - Vendas de gás natural Alienação dos ativos de Lapa, Iara e Carcará Redução das despesas gerais e administrativas Menores gastos com ociosidade de equipamentos 9 9
Redução das despesas gerais e administrativas (R$ bilhões) Despesas Gerais e Administrativas Despesas com Vendas Gastos Operacionais Gerenciáveis 2,3 2,1 4,1 18,3 18,4 2,4 10
Fluxo de caixa livre* positivo (R$ bilhões) 16,4-1,3 22,9 21,8 5,7 3,8 25,4 7,4 17,3 2,4 21,9 10,8 26,7 16,4 1T15 2T15 3T15 4T15 1T16 2T16 3T16 4T16 2T17 3T17 4T17 23,7 12,0 23,2 13,4 19,7 9,4 24,0 14,7 19,6 6,6 22,2 13,0-17,7-17,2-18,0-18,0-14,9-11,2-10,3-11,8-9,9-10,3-9,3-13,0-9,2 *Fluxo de Caixa Livre para a Firma Fluxo de Caixa Operacional Investimentos Fluxo de Caixa Livre 11
Redução do endividamento (US$ bilhões) 126,2 100,4 118,4 115,1 96,4 95,0 109,3 102,6 84,9 81,4 2015 2016 4T17 Endividamento Total Endividamento Líquido Taxa média de financiamentos (% a.a.) 6,2 6,2 Prazo Médio (anos) 7,61 9,26 Alavancagem (%) 54 49 12
Gestão da dívida (US$ bilhões) Cronograma de amortizações 5,0 Linhas de crédito compromissadas* 17,7 12,2 19,8 1,5 2,8 6,8 8,6 8,9 8,0 6,1 5,2 6,3 2,9 Posição do Caixa em 3/5/2018 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 Posição do Caixa em 3/5/2018 * US$ 4,35 bilhões com 17 bancos + R$ 2 bilhões com Banco do Brasil em Março de 2018 13
Parcerias e desinvestimentos em curso Teaser Fase não vinculante Fase vinculante Assinatura de contratos * Recebidos até maio de 2018: US$ 3 bilhões Closing Refinaria de Pasadena * Pendente de aprovações externas Campos de águas rasas (RJ, SP e SE) Campos terrestres (RN, BA) Petrobras Oil & Gas B.V. ( POGBV ) Campos Piranema e Piranema Sul (SE) Azulão Petroquímica Suape e Citepe Refinarias - Pólo Sul (60%) TAG (90%) São Martinho Refinarias - Pólo Nordeste (60%) BSBIOS Setor de Fertilizantes Liquigás (Multa) Campo Baúna Campos de águas rasas (CE e RN) Campo de Maromba (RJ) Carcará (2ª parcela) Campos Tartaruga Verde e Mestiça e Módulo 3 Espadarte (50%) Campos terrestres (RN, SE e CE) Ativos no Paraguai Campo de Roncador (25%) US$ 2,9 bilhões Lapa e Iara
Destaques operacionais 15
Alto desempenho na implantação de novos projetos em águas ultra profundas contribuindo para a previsibilidade (Meta de produção mantida) Lula & Cernambi Búzios PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS (Mboe/d) 2.805 2.680 122 98 501 497 P-66 atingiu sua capacidade máxima de produção 11 meses após o 1º óleo Primeiro óleo da P-74 em 20/04, marcando o início da produção da Cessão Onerosa 2.182 2.085 Ênfase na garantia da eficiência operacional elevada desde o início da operação Em operação Prevista Óleo Brasil Gás Brasil Óleo+Gás Exterior 16
Redução de gastos minimizou o impacto da produção no custo de extração Gastos operacionais (US$ bilhões) Custo de extração (US$/boe) 3,1 2,9 10,6 11,3 17
Continuamos a recomposição do nosso portfólio exploratório CE BACIA POTIGUAR 1 bloco 100% Petrobras e 2 blocos em parcerias 7 novos blocos contratados na 15ª Rodada, com pagamento de bônus de R$ 2,2 bilhões RN PB ES Área exploratória já cresceu 25%, após leilões da ANP em 2017 e 2018 BACIA DE CAMPOS 4 blocos contratados em parcerias SP RJ Manifestamos o interesse de exercer o direito de preferência em 3 blocos da 4ª Rodada de Partilha Blocos contratados Blocos com manifestação de interesse de exercer o direito de preferência 18
Novos sistemas contribuem para atingir a curva de produção FPSO P-66 (150.000 b/d) FPSO P-74 (150.000 b/d) FPSO Cid. Campos dos Goytacazes (150.000 b/d) Pré-ancoragem em andamento Emissão da licença de instalação definitiva em 04/05/2018 19
Entrada em operação dos próximos sistemas de produção Avanço nas atividades de integração dos FPSOs Execução de atividades de pré-ancoragem e de pré-lançamento de linhas flexíveis dos projetos que já têm licença de instalação Poços perfurados e completados para início de ramp up dos próximos sistemas Processos de contratação de FPSOs já concluídos (Sépia e Mero 1) e em andamento (Búzios 5, Mero 2, Integrado do Parque das Baleias e Revitalização de Marlim 1 e 2) 20
Volume de vendas de derivados menor na comparação acumulada Participação do Óleo Nacional na carga processada (%) 95 94 VOLUME DE VENDAS * (mil bbl/dia) PRODUÇÃO DE DERIVADOS * (mil bbl/dia) 1.860 1.647 1.811 1.679 743 665 672 657 469 396 648 586 452 399 688 623 Disponibilidade operacional nas Refinarias (%) 94 96 Queda na demanda total de derivados Perda de market share para Etanol Aumento na importação de terceiros *Vendas do Abastecimento Outros Gasolina Diesel 21
Evolução do Market Share Gasolina 90% 83% 80% 77% 80% 86% Importação de terceiros (mil m 3 ) Gasolina 4.170 Diesel 3.596 2016 2017 JAN FEV MAR ABR* Diesel 83% 74% 79% 77% 79% 64% 2.078 788 2.988 1.016 2.907 812 847 975 2T17 3T17 4T17 2016 2017 JAN FEV MAR ABR* * Valores preliminares 22
Exportação de 686 mil bpd de óleo e derivados no trimestre, com saldo líquido de 507 mil bpd Importação (mil bbl/dia) Exportação (mil bbl/dia) Saldo líquido (mil bbl/dia) 290 779 489 507 686 93 179 82 609 496 516 414 197 97 170 190-27 93 Derivados Petróleo 23
Aumento nas vendas de gás natural Oferta de gás natural (MMm 3 /dia) Demanda de gás natural (MMm 3 /dia) GNL Bolívia Nacional 73 76 73 76 2 19 22 52 52 2 Não Termelétrico Termelétrico Abast/Fafens 35 37 22 23 16 16 24
Petrobras busca parcerias em refino nas regiões Nordeste e Sul Parcerias envolvem refinarias e ativos logísticos do Nordeste e do Sul Parceiro terá 60% de participação e controle da política comercial Nordeste Sul Refinarias RNEST e RLAM REPAR e REFAP Parceiro Capacidade de processamento 430 kbpd 416 kbpd 60% 40% % da capacidade de refino total Dutos principais Terminais 19% 18% 2 de petróleo 13 de derivados 3 terrestres 2 aquaviários 9 dutos Petrobras 3 terrestres 4 aquaviários Empresa A 100% Refinarias e ativos logísticos associados Outros aspectos 2º trem de RNEST Mercado maduro Parcerias também irão contribuir de forma significativa para redução do endividamento da companhia 25
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