Desempenho
no 3º trimestre de 2021
—
Webcast
29 de outubro de 2021
FPSO Carioca
Foto: BRAM TITAN
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
ESG Meio Ambiente,
Social e Governança
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
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
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
2e/boe para 15,9 KgCO
2e/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
2e/boe produzido INTENSIDADE DE CARBONO REFINO
kgCO
2e/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.
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
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
destaques
Financeiros
Rodrigo Araujo Alves
Diretor Financeiro e de
Relacionamento com Investidores
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
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$/bbl
+7%
5,39 5,38 5,40 5,47
5,30 5,23
2T20 3T20 4T20 1T21 2T21 3T21
5,00
5,44
2T21 3T21
+9%
Câmbio fim de período Câmbio
médio
12
Atingimos a meta de US$ 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
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$/bbl) 43 69 73
6,2
11,8 11,6
6,9
11,4 12,2
3T20 2T21 3T21
Ebitda ajustado Ebitda ajustado recorrente
+7%
EBITDA por segmento de negócio
—
14
Refino, Transporte e Comercialização Exploração
e Produção Gás e Energia
2,26 1,81
2T21 3T21
0,39 0,19
2T21 3T21
9,7 10,4
2T21 3T21
+8 % EBITDA com giro de estoques EBITDA a custo de reposição
-50%
1,33 1,11
2T21 3T21
-17 %
» Valorização do Brent » Menor margem de comercialização
do gás natural, em função do maior custo do GNL
» Menor efeito giro de estoques
EBITDA AJUSTADO
US$ bilhões
» Apesar da melhora do resultado recorrente, as maiores despesas com processos judiciais
compensaram maiores volumes
de vendas no mercado interno
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
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
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
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
-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
—
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*
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
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%
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
Com a gestão ativa de portfólio, cresce a produtividade por ativo
—
- 100 200
5.000 10.000 15.000
2018 2019 2020 9M21
NÚ 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
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
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%
João Henrique Rittershaussen
1º Óleo FPSO Carioca Campo de Sépia
Maior capacidade de processamento
destaques em
Desenvolvimento
da Produção
agosto 2021
óleo 1º
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
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 8º • Mero 4
• Búzios 9º
87%
do Escopo Submarino
20%
do Escopo do Projeto
Média de Búzios 7º e 8º Módulos
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
destaques em
Comercialização e Logística
Cláudio Mastella
Diretor de Comercialização e Logística
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
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
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
destaques em
Refino e Gás Natural
Rodrigo Costa Lima e Silva
Diretor de Refino e Gás Natural
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
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)
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