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Desempenho no 3º trimestre de 2021

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(1)

Desempenho

no 3º trimestre de 2021

Webcast

29 de outubro de 2021

FPSO Carioca

Foto: BRAM TITAN

(2)

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 2021 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

(3)

ESG Meio Ambiente,

Social e Governança

(4)

Segurança como valor

4

2,15

1,63

1,08 1,01

0,76 0,56 0,56

2015 2016 2017 2018 2019 2020 9M21

» Métrica de topo de TAR < 0,7 TAR

Taxa de acidentados registráveis por milhão de homens-hora

Ambição de zero fatalidade

(5)

Ambição de Neutralidade de Emissões

Decisão alinhada ao posicionamento da OGCI - Oil and Gas Climate Initiative, da qual fazemos parte desde 2018

» Atingir neutralidade das emissões nas atividades sob nosso controle (Escopos 1 e 2)

» Influenciar parceiros a atingir mesma ambição em ativos nos quais somos sócios mas não operadores

» Prazo compatível com o estabelecido pelo Acordo de Paris

(6)

Indicadores de emissão

Resultados do 3T21 dentro do esperado, com perspectiva de fechamento de 2021 dentro das metas de intensidade estabelecidas

17,0 40,0

17,5 17,3

15,9* 15,7

2018 2019 2020 9M21

42,0 41,7 40,2 39,9

2018 2019 2020 9M21

* Valor revisado após certificação por terceira parte concluída em julho/21, passando de 15,8 KgCO

2

e/boe para 15,9 KgCO

2

e/boe

** LMA = Limite Máximo Admissível ***O CWT (Complexity Weighted Tonne) de uma refinaria considera o potencial de emissão de CO

2

, em equivalência à destilação, para cada unidade de processo

Meta ou LMA**

para 2021 Meta ou LMA**

para 2021

6

INTENSIDADE DE CARBONO E&P

kgCO

2

e/boe produzido INTENSIDADE DE CARBONO REFINO

kgCO

2

e/CWT***

EMISSÕES ABSOLUTAS DE GASES DE EFEITO ESTUFA ACUMULADAS ATÉ O 3T21: 46 MMt CO 2 e

As emissões absolutas englobam 100% dos ativos operados em todos os nossos negócios, incluindo geração de energia, no qual observou-se o aumento

do despacho termelétrico em 2021, por demanda do Sistema Interligado Nacional.

(7)

Reinjeção de CO 2

Expectativa de aumento de volume de reinjeção de CO 2 em 2021 devido ao ramp-up de novos ativos e comissionamento de sistemas de separação de CO 2

REINJEÇÃO DE CO 2

milhões de toneladas

2,8

4,6

7,0 6,7

2018 2019 2020 9M21

REINJEÇÃO DE CO 2 ACUMULADA DESDE 2008: 28,1 MMt CO 2

(8)

8

Reconhecimento de avanços na governança

Conclusão das obrigações previstas no acordo com o Departamento de Justiça dos Estados Unidos (DoJ)

Aprimoramento dos controles internos por meio de sistema de conformidade e evolução do programa de integridade Pagamento de multas

US$ 853,2 milhões

(10% para DoJ, 10% para SEC e 80% para autoridades brasileiras)

Cooperação com agências americanas

Acordo reconheceu que, além das condutas objeto do acordo, a Petrobras foi vítima dos esquemas de corrupção.

ACORDO, ASSINADO EM 2018, ESTÁ ENCERRADO

(9)

destaques

Financeiros

Rodrigo Araujo Alves

Diretor Financeiro e de

Relacionamento com Investidores

(10)

Principais destaques

10

ALCANCE DA META DE US$ 60 BILHÕES DE DÍVIDA BRUTA

Recebimento de US$ 2,9 bilhões pelo Acordo de Coparticipação em Búzios Lucro líquido recorrente de

US$ 3,3 bilhões

Aprovada nova antecipação de dividendos de US$ 6 bilhões, totalizando US$ 12 bilhões de remuneração antecipada aos acionistas no ano Maiores volume de vendas de derivados

no mercado interno (+11%), com destaque para diesel, gasolina e QAV Dívida bruta de US$ 59,6 bilhões,

antecipando a meta prevista para 2022

Geração de caixa operacional:

US$ 10,5 bilhões

Fluxo de caixa livre:

US$ 9 bilhões

Entrada de caixa com desinvestimentos de US$ 2,4 bilhões, incluindo oferta pública da Petrobras Distribuidora (US$ 2,2 bilhões) EBITDA ajustado recorrente de

US$ 12,2 bilhões

(11)

Ambiente externo

29,20 43,00 44,23

60,90 68,83 73,47

2T20 3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

TAXA DE CÂMBIO

R$/US$

BRENT

US$/bbl

+7%

5,39 5,38 5,40 5,47

5,30 5,23

2T20 3T20 4T20 1T21 2T21 3T21

5,00

5,44

2T21 3T21

+9%

Câmbio fim de período Câmbio

médio

(12)

12

Atingimos a meta de US$ 60 bilhões de dívida bruta, originalmente prevista para 2022

ENDIVIDAMENTO *

* A partir de 2018, valores incluem arrendamentos

Dívida Líquida Dívida Bruta

US$ bilhões

» Pré-pagamentos de dívida de US$ 6,1 bilhões

» Entrada em operação do FPSO Carioca adicionou US$ 3 bilhões em arrendamentos

» Dívida Liquida/EBITDA ajustado (LTM): 1,17x (em linha com as majors)

111

87 76 71 64

59,6

96 79

63 58 53 48,1

2018 2019 2020 1T21 2T21 3T21

(13)

Evolução do EBITDA

» Valorização de 7% do Brent

» Maior volume de venda de derivado no mercado interno (+11%), principalmente diesel, gasolina e QAV

US$ bilhões

BRENT

(US$/bbl) 43 69 73

6,2

11,8 11,6

6,9

11,4 12,2

3T20 2T21 3T21

Ebitda ajustado Ebitda ajustado recorrente

+7%

(14)

EBITDA por segmento de negócio

14

Refino, Transporte e Comercialização Exploração

e Produção Gás e Energia

2,26 1,81

2T21 3T21

0,39 0,19

2T21 3T21

9,7 10,4

2T21 3T21

+8 % EBITDA com giro de estoques EBITDA a custo de reposição

-50%

1,33 1,11

2T21 3T21

-17 %

» Valorização do Brent » Menor margem de comercialização

do gás natural, em função do maior custo do GNL

» Menor efeito giro de estoques

EBITDA AJUSTADO

US$ bilhões

» Apesar da melhora do resultado recorrente, as maiores despesas com processos judiciais

compensaram maiores volumes

de vendas no mercado interno

(15)

Geração de caixa e desinvestimentos para pré-pagamentos e pagamentos de dividendos

US$ bilhões

» FCO impactado principalmente por pagamento de IR/CSLL e variação de capital de giro, compensado em parte por revisão atuarial do plano de saúde

» Desinvestimentos: oferta pública de ações da BR Distribuidora US$ 2,2 bilhões

» Recebimento de US$ 2,9 bilhões pelo Acordo de Coparticipação em Búzios

» Pré-pagamentos de dívida de US$ 6,1 bilhões

» Pagamento de dividendos de US$ 4 bilhões

Investim.

-0,4

-6,8

Outros FCL

3T21

Acordo Búzios

14,3

FCL após Desinv.

3T21

-1,5 2,4

Juros

-0,6

-4,0 5,1

Dividendos Pagos

9,0

1,0

Var.

Caixa 3T21 Capital

de Giro

FCO 3T21

11,6

2,9

Outros EBITDA

3T21

Leasing

IR/CSLL Revisão

Atuarial Plano de

Saúde

-1,5

FCFE 3T21 Financ.

Líquidos

-0,8 -0.8

0,9

10,5 -0,3

Desinves- timentos

(16)

Liability management

Perfil de amortização

16

US$ bilhões

» Resgate antecipado de US$ 1,3 bilhão em títulos globais

» Pré-pagamento

de US$ 3,5 bilhões em empréstimos no mercado bancário

» Upgrade na nota de crédito pela Moody’s, de “Ba2“ para “Ba1”

11,5

1,4 3 3 4 3,5

21,9 8,7

1,5 3,9 2,8 1,9 1,4

11,4

2021 2022 2023 2024 2025 2026 em diante Arrendamentos (IFRS 16)

Financiamentos

2,9

6,9 5,7 4,9

33,3

» Prazo médio dos financiamentos subiu de 12,54 no 2T21 para 13,50 anos no 3T21

» Taxa média de financiamento de 6% ao ano 20,2

Revolving credit lines

Caixa 5,9

3T21 X 2T21

(17)

Evolução dos projetos de desinvestimentos

Fechados Assinados

aguardando fechamento

Lapa - 10% adicional Assinados em 2020

Campos de águas rasas e profundas BA, CE, RJ, RN e SE

Teaser e fase não vinculante

Fase vinculante

Ativos no Uruguai (PUDSA) ANSA

Ativos de distribuição, refino, energia e gás natural

Ativos de exploração e produção Legenda:

NTS (10%) REGAP, LUBNOR e SIX

Campo de Frade - RJ Ativos na Colômbia

Campo Papa-Terra - RJ

TBG

Campos terrestres AM, BA, ES, RN e SE

PBIO

Campos em águas rasas Polo Pescada - RN

UFN-III

Campos de Albacora - RJ

Participação em Geradoras de Energia (UTEs)

Campos terrestres Polo Cricaré - ES

Campos terrestres Polo Fazenda Belém - BA Campos terrestres Polo

Recôncavo - BA

Campos em águas rasas Polo Peroá - ES

Assinados em 2021

TSB

Campos de Albacora Leste - RJ

Polo Marlim - RJ Fechados em 2021

BSBios

Campos terrestres P. Miranga - BA

Eólicas Mangue Seco 1, 2, 3 e 4 RLAM

UTEs Polo Camaçari

Deten Química - BA

BR Distribuidora

Campos em terra Polo Alagoas - AL

Campos terrestres Polo Rio Ventura - BA CEM e TEP (UTE e PCHs)

Gaspetro Breitener

REMAN Campos no Golfo do México - EUA

Alteração de fase do projeto

Campo terrestre Dó-Ré-Mi - SE Campo terrestre Rabo Branco - SE

GasLocal UTE Polo Canoas

Campos de Catuá - ES

(18)

Gestão de portfólio

Desinvestimentos em 2021 (até 27/10)

ENTRADA DE CAIXA TOTAL EM 2021 ∙ US$ 2,9 bilhões

VALOR TOTAL DAS ASSINATURAS EM 2021 ∙ US$ 5,6 bilhões

ASSINATURAS

• Campo de Rabo Branco

• UTEs Polo Camaçari

• 10% NTS

• BR Distribuidora

FECHAMENTOS

• Eólicas Mangue Seco 1, 2, 3 e 4

• 10% da NTS

• Campo Dó-Ré-Mi

ASSINATURAS

• Polo Peroá

• Polo Miranga

• Refinaria RLAM

• Alísios 1, 2, 3 e 4

FECHAMENTOS

• Petrobras Uruguay Distribución

• BSBios

• Campo de Frade

ASSINATURAS

• Polo Alagoas

• Papa Terra

• Gaspetro

• TEP e CEM

• REMAN

• Breitener

FECHAMENTOS

• Polo Rio Ventura

• BR Distribuidora

• Lapa 10%

• GásLocal

FECHAMENTOS

• Campo de Rabo Branco

1T21 2T21 3T21 Out 21

18

(19)

-0,2

8,1

5,9 0,6

7,7

3,3

3T20 2T21 3T21

Resultado líquido Resultado líquido recorrente

3T21 x 2T21

» Aumento de 5% do lucro bruto

» Menores despesas devido à reversão de impairment e ganho com Acordo de Coparticipação de Búzios, parcialmente

compensados por revisão atuarial do plano de saúde

» Resultado financeiro negativo em US$ 4,9 bilhões impactado US$ bilhões

Lucro líquido no 3T21

(20)

Antecipação de remuneração para os acionistas

1,9 2,7 2,0

12,0

Nota: Visão competência. Valores em US$ convertidos pela taxa de câmbio de R$ 5,25/US$

para agosto e R$ 5,30/US$ para dezembro. O valor a ser recebido pelos investidores de ADRs dependerá da taxa de câmbio vigente à época do pagamento

*A data-base para o dividend yield é referente ao valor da cotação da PETR4 no final de cada ano anterior.

DIVIDENDOS

US$ bilhões

2018 2019

20

2020 Antecipação 2021

» Sustentabilidade financeira da companhia

» Disciplina de capital, otimização da alocação do caixa e da gestão de passivos

» Crescimento do retorno ao acionista

Antecipação total em 2021

US$ 12 bilhões

R$ 63,4 bilhões - R$ 4,86/ação

6% 4% 3%

17%

Dividend

yield*

(21)

1º Óleo FPSO Carioca Campo de Sépia

Maior Capacidade de Processamento de Óleo:

180 Mbpd

destaques em

Exploração e Produção

Fernando Borges

Diretor de Exploração e Produção

(22)

1,96 2,01

2T21 3T21

2,48 2,50

2T21 3T21

2,24 2,28

0,56 0,55

2,80 2,83

2T21 3T21

Óleo Gás Representatividade na Produção Total

Aumento da produção devido ao ramp-up da P-70 e entrada do FPSO Carioca

22

PRODUÇÃO NO PRÉ-SAL

milhões boed

PRODUÇÃO COMERCIAL

milhões boed

PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS

milhões boed

+1,2% +0,7%

+3%

71%

(23)

RJ

Bacia de Santos

Bacia de Campos

Superamos recordes de Produção no Pré-Sal

PRINCIPAIS FATORES

Entrada em operação do FPSO Carioca no campo de Sépia e maior média de produção do trimestre do FPSO P-70 Alta eficiência das plataformas atualmente em produção Gerenciamento de reservatórios, que tem suavizado o

1,67

MMbpd

PRODUÇÃO MÉDIA ÓLEO E LGN

3T21

2,01

MMboed

PRODUÇÃO MÉDIA ÓLEO, LGN E GÁS

3T21

(24)

Com a gestão ativa de portfólio, cresce a produtividade por ativo

- 100 200

5.000 10.000 15.000

2018 2019 2020 9M21

MERO D E C AMPOS PRO DU TOR E S

PRO DU Ç ÃO POR CAMPO (B pd )

Produção por Campo Número de Campos Produtores

Pré-Sal

Pré-Sal Pós-Sal

Pós-Sal Terra e

Águas Rasas

Terra e Águas Rasas

Número de Campos Produtores

Produção PARTICIPAÇÃO DOS CAMPOS NA PRODUÇÃO DE ÓLEO NO BRASIL

9M21

24

(25)

2,5 2,5

10,1 10,7

13,4 14,3

4,9

Pré-sal Terra e Águas Rasas Águas profundas

2T21 3T21

Custo de extração em linha com trimestre anterior

Total

72%

22%

6%

PRODUÇÃO 3T21

5 5

12 13

16 16

2T21 3T21

Depreciação, depleção e amortização Participação governamental

Custo de extração

33 34

+3%

5,0

CUSTO DE EXTRAÇÃO - BRASIL

Por camada, US$/boe, sem afretamento

CUSTO TOTAL DO PETRÓLEO PRODUZIDO

US$/boe

(26)

RJ

Bacia de Santos

26

Manifestação de Interesse no campo de Búzios

MANIFESTAÇÃO DE INTERESSE

Acordo de Coparticipação vigente: 01/09/21

CNOOC manifestou interesse em parcela adicional: +5%

Efeito parcela adicional em 2022, após as aprovações CADE, ANP e MME

Valor a ser recebido pela parcela adicional e reembolso bônus:

US$ 2,08 bilhões

PARTICIPAÇÕES NA JAZIDA COMPARTILHADA De 01/09/21 à 31/12/21

• Petrobras: 92,66%

• CNOOC: 3,67%

• CNODC: 3,67%

A partir das aprovações

• Petrobras: 88,99%

• CNOOC: 7,34%

• CNODC: 3,67%

(27)

João Henrique Rittershaussen

1º Óleo FPSO Carioca Campo de Sépia

Maior capacidade de processamento

destaques em

Desenvolvimento

da Produção

(28)

agosto 2021

óleo

FPSO Carioca em operação no Campo de Sépia

11

Total de poços do projeto

28

MAIOR FPSO EM OPERAÇÃO NO BRASIL EM COMPLEXIDADE

Capacidade de produzir 180 mil bpd de óleo e processar 6 milhões m³/d de gás

Capacidade de separação e reinjeção de 3,6 MM m 3 /d de CO 2

Peso total da unidade: 97 mil toneladas

DESTAQUES OPERACIONAIS

66 dias

* Produção média referente a set/21

CAMPO DE SÉPIA

17 dias 48 Mbpd

Prazo de ancoragem + interligação do 1º poço produtor - Redução de 65% no tempo previsto Alta produtividade do 1º poço produtor * - ainda com restrição do comissionamento

Prazo de flare out (1ª injeção de gás):

aumento do potencial de produção

(29)

Bacia de Santos

Bacia de Campos

Búzios

Mero

Sépia

RJ

Aprimoramos a estratégia de contratação do Sistema Submarino por meio do modelo de Engineering,

Procurement, Construction and Installation (EPCI)

Engenharia Suprimento Construção Instalação

CAPEX EPCI representa cerca de

Vantagens da Estratégia

Integração e simplificação Redução de interfaces

Otimização de custos

A contratar Em contratação

Contratados

Sépia

1

Mero 1 a 3

Búzios 5º

1

Búzios 6º a 8ºMero 4

Búzios 9º

87%

do Escopo Submarino

20%

do Escopo do Projeto

Média de Búzios 7º e 8º Módulos

(30)

All Electric: geração de valor nos Projetos de Desenvolvimento

Aumento da

eficiência energética

Até 20% de

redução de emissões

Projetos com foco na dupla resiliência:

Baixo Brent de equilíbrio e redução de emissões

» CCUS - Separação e reinjeção de CO 2

» Flare fechado – zero queima de rotina

» Sistema de recuperação de gases – zero vent de rotina

» Redução de emissões fugitivas

Outras iniciativas de redução de emissões:

30

Imagem 3D do Projeto FPSO All Electric:

Aprovação da Resolução CONAMA abre espaço para uma nova geração de plataformas

ALL ELECTRIC

UNIDADE DE PRODUÇÃO

TOTALMENTE ELETRIFICADA

(31)

destaques em

Comercialização e Logística

Cláudio Mastella

Diretor de Comercialização e Logística

(32)

Vendas de derivados no Brasil

356 269 328

246 234 239

374 386 441

749 815 867

1.758

3T21 33

3T20

1.946

55 71

2T21 1.759

DIESEL GASOLINA GLP OC OUTROS

DIESEL

GASOLINA

83%

83%

3T21 78%

3T20 2T21

85%

3T20 79%

2T21 84%

3T21

32

» Vendas do diesel S-10 alcançaram novo recorde em setembro de 2021, com a comercialização de 498 Mbpd, volume 2,7% acima do recorde anterior alcançado em julho de 2021.

VOLUME DE VENDAS NO BRASIL

mbpd MARKET SHARE

(33)

Exportação e Importação

741 743

604

242 251

209 983

3T21 3T20

994

2T21

813

87 120 130

105

222 285

192

3T20 2T21 3T21

342 415

Petróleo Derivados

EXPORTAÇÃO mbpd

IMPORTAÇÃO mbpd

Petróleo Derivados

(34)

Diversificação do destino das exportações de petróleo

62%

45% 39%

9%

4%

17%

21%

29%

7%

8% 10%

5% 9% 9%

5% 7%

2%

3%

2%

3T21

3%

2T21 3T20

3%

China Índia Europa Am Latina EUA Caribe Ásia

14%

52%

19%

8% China Ásia

Am. Lat. 4%

Índia

Europa 4%

Caribe

69%

4%

20%

China Europa

Índia

2%

EUA 4%

Ásia

Búzios (54%)

Demais Petróleos (46%)

DESTINO DAS

EXPORTAÇÕES DE PETRÓLEO

%

DESTINO DAS

EXPORTAÇÕES DE PETRÓLEO NO 3T21

%

34

(35)

destaques em

Refino e Gás Natural

Rodrigo Costa Lima e Silva

Diretor de Refino e Gás Natural

(36)

96,2 95,5 96,4

3T20 2T21 3T21

Retomada do nível de utilização do Parque de Refino no 3T21

85 75 85

2T21

3T20 3T21

PARADAS OBRIGATÓRIAS DE MANUTENÇÃO

DISPONIBILIDADE

% FATOR DE UTILIZAÇÃO

%

36

PARADA HDT REPLAN agosto ∙ setembro PARADA GERAL RNEST

julho ∙ setembro

(37)

Foco em produtos sustentáveis e de maior valor agregado

329 273 331

292 255 288

132 134

386 385 440

795

716

740

1.741

OC

3T20

Diesel

111

3T21

Gasolina

2T21

GLP

Outros

1.935 1.932

369 326 334

375 344 361

3T20 51 46

2T21

740

44 3T21

Diesel S10

Diesel S500

716

Diesel Marítimo

795 PRODUÇÃO DE DERIVADOS

mbpd

DIESEL mbpd

;

;

RECORDE DE PRODUÇÃO DE

DIESEL S10

agosto ∙ 21 REGAP (45 mbpd)

setembro ∙ 21 REFAP (41 mbpd)

REVAP (44 mbpd)

RPBC (52 mbpd)

(38)

7,53 8,57 8,91

1,3

3T20

1,5

2T21

1,3

3T21

Evolução do Custo de Refino

R$/bbl

R$

bilhão US$/bbl

CUSTO OPERACIONAL DO REFINO

38

1,41 1,63 1,69

(39)

43,0 42,0

41,7

40,2 40,0

36,0

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

REFTOP: Refino de Classe Mundial

ÍNDICE DE INTENSIDADE DE EMISSÕES DE GASES DE EFEITO ESTUFA

kgCO2e/CWT

Em setembro, atingimos 38,5, menor índice histórico mensal, indicando que

devemos superar o desafio em 2021

ÍNDICE DE ENVIO DE GÁS PARA TOCHA RPBC – 2021 MENSAL

%

1, 23 1, 72 2, 38 2, 44 1, 33 0, 54 0, 47 0, 49 0, 41

jan fev mar abr mai jun jul ago set RPBC reduz emissões de gás para tocha implementando projetos de

aproveitamento

energético de gás

combustível.

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Mercado de gás natural em crescimento

Térmico N-Térmico Refino

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DEMANDA DE GÁS NATURAL milhões m 3 /dia

OFERTA DE GÁS NATURAL

milhões m 3 /dia

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Desempenho

no 3º trimestre de 2021

www.petrobras.com.br/ri

FPSO Carioca

Referências

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