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B3: PETR3 (ON) | PETR4 (PN)
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Teleconferência e Webcast de Resultado - 20 de fevereiro de 2020
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Disclaimer 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 2019 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. Vide definições de
Fluxo de Caixa Livre, EBITDA Ajustado e Endividamento Líquido no Glossário e respectivas reconciliações nas seções de Liquidez e
Recursos de Capital, Reconciliação do EBITDA Ajustado e Endividamento Líquido. Informações contábeis consolidadas auditadas pelos
auditores independentes de acordo com os padrões internacionais de contabilidade (IFRS).
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ÍNDICE
Mensagem do Presidente ............................................................................................................................ 4
Destaques do Resultado .............................................................................................................................. 8
Resultado Consolidado ................................................................................................................................. 10
Receita líquida ................................................................................................................................... 10
Custos dos produtos vendidos .................................................................................................... 11
Despesas operacionais .................................................................................................................. 12
EBITDA ajustado ............................................................................................................................. 14
Resultado financeiro ...................................................................................................................... 16
Lucro líquido ...................................................................................................................................... 17
Itens Especiais .................................................................................................................................. 17
Adoção do IFRS 16 .......................................................................................................................................... 19
Investimentos ................................................................................................................................................. 20
Gestão de Portfólio ........................................................................................................................................ 22
Liquidez e Recursos de Capital ..................................................................................................................... 24
Endividamento ............................................................................................................................................... 26
Resultado por segmento de negócio ....................................................................................................... 27
Exploração e Produção ................................................................................................................... 27
Refino ................................................................................................................................................. 29
Gás e Energia .................................................................................................................................... 30
Reconciliação do EBITDA Ajustado ........................................................................................................... 31
Efeitos da variação cambial sobre os resultados das operações de 2019 ...................................... 32
Demonstrações contábeis .......................................................................................................................... 33
Informações contábeis por segmento de negócio ............................................................................... 37
Glossário .......................................................................................................................................................... 46
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MENSAGEM DO PRESIDENTE
O PRIMEIRO ANO DA IMPLEMENTAÇÃO DE UMA NOVA ESTRATÉGIA
É com satisfação que compartilho com todos o resultado de um ano de trabalho intenso caracterizado pela implementação de uma
nova estratégia para a Petrobras, baseada em agenda transformacional sustentada por cinco pilares: maximização do retorno sobre
o capital empregado, redução do custo do capital, busca incessante por custos baixos, meritocracia e respeito às pessoas e ao meio
ambiente e foco na segurança das operações.
A confiança na qualidade da estratégia e em sua implementação eficiente foi amplamente respaldada pelo mercado de capitais. O
valor de mercado da Petrobras cresceu 25%, passando de US$ 80,9 bilhões no final de 2018 para US$101,1 bilhões em dezembro de
2019, com nossas ações tendo a maior alta entre as maiores companhias de petróleo do mundo.
Em menos de doze meses – de abril de 2019 a fevereiro de 2020 – foram realizadas com sucesso duas ofertas públicas secundárias
de distribuição de ações ordinárias da Petrobras de propriedade de bancos públicos, totalizando quase R$30 bilhões.
São merecedores de destaque na última transação, de R$22 bilhões, dois aspectos importantes: (a) condução com sucesso em meio
à fase de alta volatilidade de preços de ações e petróleo provocada pelo choque do coronavírus sobre a economia global; (b)
participação de 55.000 investidores individuais brasileiros na compra das ações, o que é extraordinariamente bom para o
desenvolvimento do mercado de capitais local.
Depois de anos de estagnação nossa produção de petróleo e gás superou a marca de 3 milhões boed. O custo médio de extração na
base caixa atingiu US$ 6,5 por barril no quarto trimestre de 2019, caindo em US$ 3,0 em relação ao início de 2018. As operações no
pré-sal, com custo da ordem de US$ 3 por barril1, deram contribuição relevante para a queda do custo médio total.
Nossas atividades geraram em 2019 lucro líquido contábil de R$ 40 bilhões, o maior da história da Petrobras, mesmo diante da queda
dos preços médios do petróleo de US$ 71 por barril em 2018 para US$ 64. Pagamos aos governos em royalties, impostos e bônus de
assinatura o valor total de R$ 246 bilhões, também recorde histórico, e que consolida a posição da companhia como maior
contribuinte do Brasil.
Para suportar o foco na eficiência e na geração de valor criamos duas novas diretorias; (a) Relações Institucionais, indispensável
numa empresa do porte e com as interações com governos e órgãos públicos como a Petrobras; (b) Transformação Digital e Inovação.
Num mundo que se transforma velozmente, a transformação digital e o emprego da inteligência artificial são cruciais para o futuro
da Petrobras. Estamos modernizando a infraestrutura de tecnologia da informação, com um salto na capacidade da computação de
alta performance (HPC) que em 2019 passou a ser de 3 vezes a de 2018 ( 9 PFLOPS) e no final de 2020 chegará a 10 vezes (30 PFLOPs)2.
O aumento na capacidade de HPC é necessário para viabilizar a aplicação de algoritmos mais sofisticados que nos darão uma
quantidade substancialmente maior de informações na exploração e em reservatórios de petróleo.
A gestão do portfólio implicou em desinvestimentos de ativos em que não somos donos naturais no valor de US$ 16,3 bilhões.
Fomos premiados pelo melhor Cross-Border M&A Deal de 2019 pela revista Latin Finance pela transação de venda da TAG, também
a maior do Brasil no ano passado.
1 Desconsiderando leasing de plataformas
2 1 PFLOPS equivale a capacidade de processamento de um quatrilhão de operações matemáticas por segundo.
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A transação de follow-on da BR Distribuidora foi a primeira privatização de empresa estatal via mercado de capitais na história do
Brasil, realizada de forma transparente e concorrendo para o desenvolvimento do mercado de capitais, extremamente relevante para
o desenvolvimento econômico. Em lugar de empresa com único dono, emerge uma companhia com capital diluído entre milhares de
acionistas, democratizando o capitalismo.
Os desinvestimentos de campos maduros, além dos efeitos positivos para a Petrobras em função da assimetria de percepção de
valor, têm contribuído para a formação de uma nova indústria do petróleo no Brasil composta por pequenos e médios produtores
que investem na recuperação de campos com baixa produtividade e custos elevados de extração, adicionando valor às economias
regionais.
A maximização do retorno sobre capital empregado compreende também a disciplina em sua alocação e o investimento na criação
de condições para o crescimento da produtividade.
Dadas as linhas de crédito para uso imediato contratadas, “revolving credit lines” no total de US$ 9 bilhões, diminuímos a meta de
caixa mínimo para US$ 5,5 bilhões. A retenção de um volume excessivo de caixa atuava como redutor do retorno do capital
empregado.
Foram tornados mais rigorosos os critérios para seleção de projetos, que deverão ser julgados segundo seus próprios méritos na
concorrência pelo capital escasso. A seletividade na alocação do capital foi posta à prova nos 3 leilões realizados pela ANP em
outubro e novembro, com a oferta de 45 blocos. A companhia apresentou propostas para apenas cinco, tendo sido vencedora em
quatro, C-M-477, Búzios, Itapu e Aram.
Conseguimos encurtar o período de ramp-up das plataformas para 9 meses em média e no transporte da P-70 da China para o Rio
de Janeiro utilizamos um navio dry-tow que diminuiu o tempo de viagem de 100 para 45 dias. Com o emprego de inteligência artificial,
estamos desenvolvendo projetos que têm potencial para revolucionar a exploração de petróleo e o desenvolvimento de projetos,
diminuindo substancialmente a probabilidade de furar poços secos e o período entre a descoberta e o primeiro óleo. Tais projetos
influenciarão muito positivamente a taxa de retorno sobre o capital empregado num futuro não muito distante.
A excelência da Petrobras em inovação foi reconhecida pela premiação na Offshore Technology Conference (OTC) Brasil 2019,
Distinguished Achievement Award pelo teste de longa duração do projeto de Libra. Pela quarta vez desde 1991 nossa competência
foi novamente reconhecida, por meio do prêmio Distinguished Achievement Award for Companies, o principal da indústria global de
petróleo e gás, na OTC 2020 Houston pelo conjunto de inovações desenvolvidas para viabilizar a produção do campo de Búzios.
Os desinvestimentos foram fundamentais para ajudar a viabilizar o foco nos ativos em que somos o dono natural, permitindo
investimento total de US$ 27,4 bilhões, sendo US$ 16,7 bilhões na aquisição de direitos de exploração e produção de petróleo nos
blocos já mencionados. Búzios é muito especial por ser o maior campo offshore descoberto no mundo, um verdadeiro ativo de classe
mundial com enormes reservas, baixo risco para a Petrobras e custo de extração abaixo de US$ 4 por barril.
Não se trata de discutir se a Petrobras será maior ou menor no futuro. Nossa meta é que no futuro seja muito melhor, a melhor em
geração de valor no mundo. Não há downsizing, buscamos o smartsizing.
Simultaneamente à viabilização do financiamento de investimentos com elevado retorno esperado, os desinvestimentos e a forte
geração de caixa operacional – no valor recorde de US$ 25,6 bilhões - permitiram a diminuição da dívida em US$ 24 bilhões. Somada
a isso a gestão eficiente de passivos trocou dívida curta e de custo elevado por dívida longa e de custo mais baixo.
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A combinação de redução da dívida com a administração de passivos permitiu economia de US$1,2 bilhão no pagamento de juros,
com redução do custo médio do endividamento para 5,9% ao ano e ampliação de seu prazo médio para 10,8 anos.
Recebemos com grande felicidade a premiação da Latin Finance pelo melhor Corporate Liability Management Program de 2019.
Obtivemos melhoria no stand alone credit rating pelas três principais agências de risco de crédito, o que nos estimula a prosseguir
na luta pela reconquista do investment-grade rating.
Outro foco de nossos esforços tem sido na eliminação de contingências e passivos off-balance. Conseguimos reduzir o contencioso
em R$ 35,5 bilhões, mesmo após os efeitos da atualização monetária.
Como resultado de má gestão durante vários anos, o fundo de pensão de nossos empregados, Petros, sofreu pesados prejuízos,
colocando em risco o pagamento de aposentadorias de milhares de pessoas. A operação Greenfield investiga a prática de atos ilícitos
em diversos fundos de pensão, incluindo a Petros.
Estamos trabalhando incansavelmente para solucionar os desafios da Petros. O plano de pensão dos empregados que ingressaram
na Petrobras antes de 2002 apresenta déficits crescentes e as tentativas de solução deste problema foram ineficazes no passado.
Estamos aprovando um plano de equacionamento muito mais eficaz que reduzirá o impacto sobre os empregados e propondo um
novo plano de contribuição definida com forma de solução a longo prazo.
Foram postas em marcha iniciativas com foco na meritocracia, compreendendo incentivos alinhados com os interesses dos acionistas
e ajudando a formar uma cultura de valor na companhia.
Nosso Conselho de Administração aprovou um plano efetivo de remuneração variável com metas baseadas em geração de valor. Os
bônus referentes a 2019 serão distribuídos após a Assembleia Geral de Acionistas. Ao mesmo tempo, foi implantado um programa
de EVA (economic value added) que começará a ser aplicado em 2020.
Além de métrica para a remuneração variável, o EVA permite a identificação de ineficiências e sobretudo empodera nossos
colaboradores levando-os a assumir o papel de empreendedores responsáveis por seus próprios negócios.
Entre os diversos esforços para a redução de custos lançamos uma família de programas incentivados de demissão voluntária, com
a adesão até o final de 2019 de 3.294 empregados, dos quais 995 já deixaram a Petrobras.
A lentidão dos processos se constitui em importante fonte de custos elevados e baixa produtividade. Estamos enfrentando essa
questão com a delegação de poderes para gerentes, respeitados é claro altos padrões de governança corporativa e compliance.
Simultaneamente, o emprego da transformação digital começa a gerar efeitos positivos em áreas corporativas, como no
departamento jurídico onde conseguimos eliminar numa primeira onda a emissão de 20.000 documentos por ano, o que poupa
expressivo número de homens hora de trabalho e causa ganhos de eficiência.
Estamos preparando o futuro da Petrobras, que depende das pessoas e da qualidade de seu estoque de capital humano. Uma de
nossas tarefas mais relevantes é a identificação de jovens talentos, promovendo-os a cargos gerenciais e os preparando para serem
os futuros líderes da companhia.
O programa de treinamento para os empregados foi reformulado para atender às demandas derivadas da estratégia de longo prazo
e com seleção mais criteriosa dos empregados a serem treinados. Simultaneamente, eliminamos desperdícios, procurando fazer
muito mais com menos. Além das disciplinas obrigatórias, exigidas pela regulação, estamos dando ênfase por exemplo em liderança,
finanças, geociências, inteligência artificial e métodos matemáticos.
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Da mesma forma as atividades de pesquisa e desenvolvimento do CENPES, anteriormente muito voltadas para o atendimento da
exigência de investimento mínimo obrigatório em P&D, foram reorientadas para o alinhamento com a estratégia da companhia.
Na área social nossos programas estão priorizando o investimento em capital humano na primeira infância para crianças de 0 a 6
anos, onde a taxa de retorno social é elevada, na medida em que cria poderoso canal de mobilidade econômica e social para os
nascidos em famílias pobres. Além disso, são prioridades o meio ambiente, a ciência e o esporte para a infância e juventude.
Nossos esforços têm sido reconhecidos e, em 2019, atingimos a pontuação de 46,6% no Corporate Human Rights Benchmark,
resultado superior ao obtido em 2018 de 17,6% e também à média de 29% para empresas do setor de mineração e petróleo.
A Petrobras está fortemente comprometida com a sustentabilidade. Estamos associados a Oil and Gas Climate Initiative (OGCI) e
priorizando a descarbonização de nossas operações, com metas e ações para redução das emissões de CO2 e metano e aumento da
captura de carbono. O crescimento do reuso de água se constitui também em preocupação importante, na medida em que ainda é
baixo nosso percentual.
Nossas operações em E&P emitem 17,3 kg de carbono equivalente por barril de petróleo, o que nos coloca em segundo lugar entre
as grandes empresas de petróleo no mundo, emitindo mais somente do que a Equinor.
Continuamos a investir em pesquisa no desenvolvimento de combustíveis mais amigáveis ao meio ambiente e na aquisição de
competências para que no futuro possamos ingressar no negócio de renováveis em condições de vencer.
Graças à qualidade de nosso petróleo a Petrobras está produzindo e comercializando combustível marítimo (bunker oil) com teor de
enxofre de 0,5% requerido pelas normas da International Maritime Organization, IMO 2020. Esse novo produto concorreu para elevar
o fator de utilização de nossas refinarias para percentual superior a 80% em janeiro de 2020.
A segurança é nossa prioridade máxima, e em 2019, atingimos o menor nível histórico da taxa de acidentados registráveis (TAR).
Foram 0,76 acidentes/milhão de homens-hora, um decréscimo de 24,7% em relação a 2018, estabelecendo um novo marco para a
indústria global do petróleo.
Apesar da conquista, não vamos parar por aqui. Continuamos a perseguir a meta de zero fatalidades, e é com profundo pesar que
registramos duas fatalidades em 2019.
Estamos num negócio com horizonte de longo prazo, em que temos os desafios de mitigar os efeitos negativos dos muitos erros
cometidos no passado, cuidar do curto prazo e nos prepararmos para as próximas décadas.
Avanços foram realizados, mas estamos ainda muito aquém do desejado. A Petrobras continua a ser uma das companhias de petróleo
mais endividadas do mundo, com dívida bruta de US$ 87,1 bilhões, alavancagem acima do recomendável para uma empresa de
petróleo e custos elevados. O retorno sobre o capital empregado ainda se mantém em patamar inferior ao custo do capital.
Desse modo, apesar das iniciativas estratégicas em curso, dos recordes de produção e dos números contábeis bastante favoráveis
que hoje estão sendo divulgados, não podemos relaxar. Existem muitos desafios à nossa frente e para os superar necessitamos da
continuidade dos esforços e da aplicação dos talentos de nossos profissionais, a verdadeira joia da coroa da Petrobras.
Finalmente, gostaria de reconhecer e agradecer o importante papel desempenhado por nosso Conselho de Administração que nos
concede firme apoio nesta caminhada.
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Destaques do resultado de 2019:
O EBITDA ajustado foi de US$ 32,7 bilhões, um aumento de 3,8% em relação a 2018, devido a menores custos de
produção e menores contingências.
O lucro líquido alcançou US$ 10,2 bilhões, refletindo principalmente ganhos com a venda de ativos.
A relação dívida líquida ajustada/LTM EBITDA ajustado aumentou para 2,41x, aplicando os efeitos do IFRS 16, de 2,20x
em 2018. Uma vez eliminados esses efeitos, o índice teria sido de 1,95x.
•A remuneração aos acionistas na forma de dividendos e juros sobre capital próprio foi de R$ 10,6 bilhões, equivalente
a R$ 0,73 por ação ordinária e R$ 0,92 por ação preferencial em circulação.
Destaques do resultado do 4T19:
O EBITDA ajustado foi de US$ 8,9 bilhões, um aumento de 8,1% em relação ao 3T19, devido a menores custos de
produção, valorização do Brent e melhoria de preço de nosso óleo e óleo combustível em relação ao Brent.
O lucro líquido alcançou US$ 2,0 bilhões, refletindo principalmente a impairments.
A relação dívida líquida ajustada LTM EBITDA aumentou para 2,41x, de 2,40x no 3T19, aplicando os efeitos do IFRS 16.
Uma vez eliminados esses efeitos, o índice teria sido de 1,95x.
O Conselho de Administração aprovou a remuneração aos acionistas na forma de dividendos no valor de R$ 1,7 bilhão
para os acionistas ordinários e R$ 2,5 milhões para os acionistas preferenciais.
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Principais indicadores*
Tabela 1 - Principais indicadores Variação (%)
US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /
3T19
4T19 /
4T18
2019 /
2018
Receita de vendas 19.868 19.416 21.736 76.589 84.638 2,3 (8,6) (9,5)
Lucro bruto 9.004 7.561 7.876 30.857 32.454 19,1 14,3 (4,9)
Despesas operacionais (5.358) (4.069) (4.971) (10.243) (15.666) (32,0) (8,0) 34,6
Lucro líquido - Acionistas Petrobras 1.981 2.289 551 10.151 7.173 (13,5) 259,5 41,5
Lucro líquido recorrente - Acionistas
Petrobras* 3.141 2.513 1.948 9.291 9.977 25,0 61,2 (6,9)
Fluxo de caixa operacional 7.460 8.270 6.852 25.600 26.353 (9,8) 8,9 (2,9)
Fluxo de caixa livre 5.650 6.480 4.262 18.376 15.245 (12,8) 33,1 20,5
EBITDA ajustado 8.878 8.209 7.659 32.707 31.502 8,1 15,9 3,8
EBITDA ajustado recorrente* 9.049 8.853 8.090 34.093 33.665 2,2 11,9 1,3
Dívida bruta (US$ milhões) 87.121 89.901 84.360 87.121 84.360 (3,1) 3,3 3,3
Dívida bruta excluindo IFRS 16 (US$ milhões) 63.260 66.070 84.175 63.260 84.175 (4,3) (24,8) (24,8)
Dívida líquida (US$ milhões) 78.861 75.419 69.378 78.861 69.378 4,6 13,7 13,7
Dívida líquida excluindo IFRS 16*
(US$ milhões) 55.000 51.588 69.193 55.000 69.193 6,6 (20,5) (20,5)
Dívida líquida/LTM EBITDA Ajustado (x) ** 2,41 2,40 2,20 2,41 2,20 0,4 9,5 9,5
Dívida líquida/LTM EBITDA Ajustado
excluindo IFRS 16(x)* ** 1,95 1,82 2,20 1,95 2,20 7,1 (11,4) (11,4)
Dólar médio de venda 4,12 3,97 3,81 3,95 3,65 3,8 8,1 8,2
Brent (US$/bbl) 63,25 61,94 67,76 64,30 71,04 2,1 (6,7) (9,5)
Preço de venda petróleo (US$/bbl) 63,00 58,10 66,71 61,25 66,66 8,4 (5,6) (8,1)
Preço derivados básicos - Mercado interno
(US$/bbl) 74,97 73,05 82,11 75,04 81,46 2,6 (8,7) (7,9)
TAR (Taxa de acidentes registrados por
milhão de homens-hora) 0,76 0,75 1,01 0,76 1,01 1,3 (24,8) (24,8)
ROCE Ajustado excluindo IFRS 16 - % 8,22 7,42 8,54 8,22 8,54 8,5 (5,7) (5,7)
* Vide reconciliação do Lucro líquido e EBITDA Ajustado excluindo itens especiais e os efeitos do IFRS 16 na seção de Itens especiais. Vide os efeitos do IFRS na seção
Impactos do IFRS 16.
** índice calculado utilizando o endividamento em reais.
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Resultado Consolidado
A principal moeda funcional do Grupo Petrobras é o Real, que é a moeda funcional da holding e de suas subsidiárias. Tendo em vista
que a moeda de apresentação do Grupo Petrobras é o dólar, os resultados das operações em Real são convertidos para o dólar
usando a taxa de conversão média do período, conforme estabelecido no IAS 21 – “ The effects of the foreign exchange rates ”.
Portanto, tais efeito s de conversão são incluídos na discussão quando contribuem para alterações no resultado das operações em
comparação com períodos anteriores. Para informações detalhadas sobre efeitos de conversão de moeda nas Demonstrações
de Resultado da Companhia, veja “Efeitos de conversão sobre os resultados das operações no 4T19 ”.
Receita líquida
Tabela 2 - Receita líquida por produtos Variação (%)
US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /
3T19
4T19 /
4T18
2019 /
2018
Diesel 5.609 6.030 6.241 23.007 23.450 (7,0) (10,1) (1,9)
Subvenção de Diesel − − 526 − 1.415 (100,0) (100,0)
Gasolina 2.519 2.346 2.755 9.810 11.690 7,4 (8,6) (16,1)
Gás liquefeito de petróleo (GLP) 984 1.075 1.114 4.159 4.490 (8,5) (11,7) (7,4)
Querosene de aviação (QAV) 980 928 1.183 3.832 4.208 5,6 (17,2) (8,9)
Nafta 422 352 651 1.669 2.455 19,9 (35,2) (32,0)
Óleo combustível (incluindo bunker) 254 227 299 1.026 1.233 11,9 (15,1) (16,8)
Outros derivados de petróleo 828 915 962 3.410 3.769 (9,5) (13,9) (9,5)
Subtotal de derivados 11.596 11.873 13.731 46.913 52.710 (2,3) (15,5) (11,0)
Gás Natural 1.495 1.501 1.468 5.929 5.425 (0,4) 1,8 9,3
Renováveis e nitrogenados 43 61 98 245 366 (29,5) (56,1) (33,1)
Receitas de direitos não exercidos* 137 174 271 645 687 (21,3) (49,4) (6,1)
Energia elétrica 388 275 200 1.322 2.027 41,1 94,0 (34,8)
Serviços, agenciamento e outros 234 199 331 940 1.370 17,6 (29,3) (31,4)
Total mercado interno 13.893 14.083 16.099 55.994 62.585 (1,3) (13,7) (10,5)
Exportação de petróleo, derivados e outros 5.435 4.856 4.096 18.085 15.413 11,9 32,7 17,3
Vendas das unidades internacionais 540 477 1.543 2.510 6.640 13,2 (65,0) (62,2)
Total mercado externo 5.975 5.333 5.639 20.595 22.053 12,0 6,0 (6,6)
Total 19.868 19.416 21.736 76.589 84.638 2,3 (8,6) (9,5)
As receitas líquidas caíram 9,5% em 2019, apesar do aumento expressivo das exportações de óleo e derivados e do aumento de receita
de gás natural, devido à redução de 9,5% do Brent, o menor volume de derivados vendidos a preços menores, com destaque para
gasolina e nafta. Também contribuíram para a queda nas receitas a redução da receita das unidades no exterior, refletindo os
desinvestimentos nos Estados Unidos (ativos de E&P na Petrobras America e refinaria de Pasadena) e distribuidora no Paraguai. É
importante destacar que, embora os preços do Brent tenham caído significativamente, o impacto proporcional nos resultados da
empresa foi mitigado pelo menor spread de nosso óleo e óleo combustível para o Brent, principalmente devido à IMO 2020.
O 4T19 evidenciou um forte aumento das receitas com exportações de óleo e óleo combustível com baixo teor de enxofre devido a
valorização das cotações do Brent, aliado à valorização das nossas correntes de óleo devido ao IMO 2020. No mercado doméstico,
menores volumes de diesel, devido a perdas de participação de mercado e sazonalidade, impactaram negativamente os resultados.
As receitas de eletricidade e nafta aumentaram devido aos maiores volumes e preços.
A produção recorde de 3,025 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboed) no 4T19 não foi totalmente traduzida em receita,
pois 7,5 milhões de barris do óleo permaneceram como estoque e estão classificados como exportação em andamento.
11
Em termos da composição da receita de vendas, o diesel continua sendo o produto mais relevante, representando 48% das receitas
com vendas de derivados no mercado interno, seguido da gasolina, com 22% das vendas.
Com relação as vendas ao mercado externo, temos a seguinte distribuição dos destinos das exportações:
Tabela 3 – Exportação de petróleo Tabela 4 – Exportação de derivados
País 4T19 3T19 2019
China 68% 64% 71% Estados Unidos 8% 13% 10%
Chile 4% 6% 5%
Índia 3% 4% 4%
Outros 16% 15% 10%
País 4T19 3T19 2019
Singapura 54% 31% 39% Estados Unidos 20% 50% 38% Holanda 0% 4% 3%
China 0% 1% 1%
Outros 26% 14% 18%
A China segue sendo o principal destino das nossas exportações de petróleo, seguida dos EUA e Chile. Já na exportação de derivados
houve um forte crescimento para Singapura em detrimento dos Estados Unidos no 4T19.
12
Custo dos produtos vendidos
Tabela 5 - Custo dos produtos
vendidos
Variação (%)
US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /
3T19
4T19 /
4T18
2019 /
2018
Operações no Brasil (10.546) (11.494) (12.515) (43.702) (46.583) 8,0 16,0 6,0
Compras e importações (3.338) (3.425) (3.961) (13.025) (12.142) 3,0 16,0 (7,0)
Petróleo (1.235) (1.445) (1.695) (5.374) (4.610) 15,0 27,0 (17,0)
Derivados (1.144) (1.144) (1.897) (4.304) (4.655) − 40,0 8,0
Gás natural (959) (836) (369) (3.347) (2.877) (15,0) (160,0) (16,0)
Produção (6.779) (7.563) (7.088) (28.949) (31.432) 10,0 4,0 8,0
Petróleo (5.153) (5.936) (5.288) (22.297) (23.465) 13,0 3,0 5,0
Participações governamentais (1.940) (2.122) (2.701) (8.559) (9.570) 9,0 28,0 11,0
Demais custos (3.213) (3.814) (2.587) (13.738) (13.895) 16,0 (24,0) 1,0
Derivados (896) (966) (844) (3.841) (4.396) 7,0 (6,0) 13,0
Gás natural (730) (661) (956) (2.811) (3.571) (10,0) 24,0 21,0
Participações governamentais (162) (154) (251) (698) (895) (5,0) 35,0 22,0
Demais custos (568) (507) (705) (2.113) (2.676) (12,0) 19,0 21,0
Serviços prestados, energia elétrica,
renováveis, nitrogenados e outros (429) (506) (1.466) (1.728) (3.009) 15,0 71,0 43,0
Operações no Exterior (318) (361) (1.345) (2.030) (5.601) 12,0 76,0 64,0
Total (10.864) (11.855) (13.860) (45.732) (52.184) 8,0 22,0 12,0
Em 2019, a redução de 12% no custo dos produtos vendidos, quando comparado a 2018, superou a queda de 9,5% nos preços do
Brent, devido a (a) menores custos de produção, (b) redução de custos com operações no exterior, refletindo desinvestimentos de
diversos ativos e (c) menor geração de eletricidade, com preços mais baixos. Por outro lado, os custos com importação de petróleo
aumentaram devido ao maior volume.
O custo dos produtos vendidos (CPV) totalizou US$ 10,9 bilhões no 4T19, uma redução de 8% em relação ao 3T19, mesmo com a
subida do Brent. Essa queda é evidenciada pelo menor custo de extração de petróleo no trimestre, quando houve redução de 15%,
alcançando US$ 8,2/boe, devido ao aumento do pré-sal no mix. Além disso, houve menor participação do petróleo importado na carga
processada, associado ao giro do estoque no Refino, com realização de menores custos no 4T19, formados a preços inferiores no
trimestre anterior, estimado em US$ 0,5 bilhões. Por outro lado, houve aumento nas participações governamentais, como resultado
do aumento da produção de óleo e gás.
13
Despesas operacionais
Tabela 6 - Despesas operacionais Variação (%)
US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /
3T19
4T19 /
4T18
2019 /
2018
Despesas com vendas e gerais e
administrativas (1.880) (1.759) (938) (6.600) (6.066) (6,9) (100,4) (8,8)
Vendas (1.386) (1.252) (369) (4.476) (3.827) (10,7) (275,6) (17,0)
Materiais, serviços, aluguéis e outros (1.190) (1.048) (1.119) (3.664) (3.445) (13,5) (6,3) (6,4)
Depreciação, depleção e amortização (134) (137) (29) (549) (145) 2,2 (362,1) (278,6)
Perdas de créditos esperadas (13) (9) 831 (49) (32) (44,4) (101,6) (53,1)
Gastos com pessoal (49) (58) (52) (214) (205) 15,5 5,8 (4,4)
Gerais e administrativas (494) (507) (569) (2.124) (2.239) 2,6 13,2 5,1
Gastos com pessoal (348) (351) (421) (1.427) (1.500) 0,9 17,3 4,9
Materiais, serviços, aluguéis e outros (112) (121) (124) (539) (626) 7,4 9,7 13,9
Depreciação, depleção e amortização (34) (35) (24) (158) (113) 2,9 (41,7) (39,8)
Despesas exploratórias para extração de
óleo gás (455) (70) (122) (799) (524) (550,0) (273,0) (52,5)
Despesa com pesquisa e desenvolvimento
tecnológico (146) (146) (166) (576) (641) − 12,0 10,1
Tributárias (319) (141) (289) (619) (670) (126,2) (10,4) 7,6
Reversão/Perda no valor de recuperação de
ativos - Impairment (2.221) (607) (1.656) (2.848) (2.005) (265,9) (34,1) (42,0)
Outras (despesas) receitas (337) (1.346) (1.800) 1.199 (5.760) 75,0 81,3 120,8
Total (5.358) (4.069) (4.971) (10.243) (15.666) (31,7) (7,8) 34,6
Em 2019 houve uma grande redução das despesas operacionais devido ao ganho com alienação de ativos, de US$ 6,7 bilhões,
principalmente pela TAG e ativos de E&P, compensadas por um maior impairment, principalmente no 4T19 e aumento de despesas
com vendas devido ao pagamento de tarifas para o uso do gasoduto da TAG de aproximadamente US$ 760 milhõe e maiores gastos
logísticos com exportações devido ao aumento dos custos de frete e aumento dos volumes exportados.
No 4T19, as despesas com vendas e gerais e administrativas foram de US$ 1,9 bilhões, um aumento de 6,9% em relação ao 3T19,
principalmente devido a maiores gastos logísticos causado pelo maior volume de exportações e aumento dos custos de frete.
As despesas exploratórias para extração de óleo e gás no 4T19 foram de US$ 455 milhões, devido a maiores gastos com poços
subcomerciais, gastos com geologia/geofísica, com destaque para aquisição de dados sísmicos regionais que subsidiam avaliação de
novas áreas. Adicionalmente houve aumento das despesas tributárias devido à adesão aos programas de anistias estaduais.
As despesas relativas a impairment, usualmente concentradas no quarto trimestre, aumentaram 65,9% devido principalmente à
revisão das premissas do novo plano estratégico bem como o adiamento do investimento no 2º trem da RNEST e cancelamento da
Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN III). No dia 10 de fevereiro de 2020 anunciamos a abertura do processo de venda da
UFN III.
Por outro lado, outras despesas diminuíram devido a ganhos de venda de ativos e menores contingências..
A seguir, apresentamos o detalhamento dos impairments reconhecidos no 4T19:
14
Tabela 7 - Impairments
Consolidado - US$ milhões
Ativos por natureza Impairment Detalhamento
Campos de produção (1.601) A revisão de expectativa de curva de Brent
2º Trem - RNEST (534) Postergação da previsão de entrada em operação
UFN III (200) Provisão de impairment de 100%
PO&G (89) Conclusão da venda com ajuste de preços
Navio Sonda (Vitória 10.000) (47) Conclusão da venda em janeiro 2020
UTE Termocamaçari (25) Hibernação da UTE
Navios Transpetro 103 Melhora no mercado atual de fretes
Campos de E&P – mantido
para venda 89 Signing da venda dos campos de Frade e Polo Lagoa Parda
Comperj 50 Utilidades construídas no Comperj passarão a ser um prestador de serviço para a UPGN
Termobahia 38
Outros (4)
Total (2.221)
No 4T19, os ativos vinculados ao segmento de E&P apresentaram perdas em decorrência da redução significativa dos preços de
petróleo e gás natural projetados para o horizonte 2020-2024 e consequente incremento da provisão para desmantelamento de
áreas. As perdas estão vinculadas em grande parte ao campo de Papa-Terra, ao Polo Uruguá (campos de Uruguá e Tambaú) e ao Polo
CVIT (campos de Golfinho e Canapú).
Em relação à RNEST, houve uma postergação da previsão de entrada de produção do trem 2 em mais de 3 anos, afetando o valor
presente do ativo.
A UFN III teve 100% de impairment dada a ausência de intenção da companhia em completar a obra e ausência de ofertas firmes para
compra do ativo. Em fevereiro iniciamos um novo processo de venda da UFN III.
Entretanto, houve diversas reversões de impairment, em que são destacados os navios da Transpetro pois houve uma melhora no
mercado de fretes afetando as projeções futuras, os campos de E&P mantidos para venda (Frade e Polo Lagoa Parda), para os quais
15
o valor a ser recebido supera o valor contábil e com a obra em andamento da UPGN no Comperj que utilizará utilidades construídas
e passará a ser um prestador de serviço, assim tendo fluxos de entrada de caixa.
EBITDA ajustado
Em 2019 atingimos o EBITDA ajustado de US$ 32,7 bilhões, um aumento de 3,8% em relação a 2018, devido a redução dos custos de
produção (US$ 2,5 bilhões), menores contingências (US$ 763 milhões) e adoção do IFRS16 (US$ 4,4 bilhões). Esse resultado positivo
foi parcialmente compensado pelo aumento das despesas de abandono (US$ 776 milhões), aumento das despesas de vendas (US$
649 milhões) e pela redução das margens dos derivados.
No 4T19, o EBITDA ajustado consolidado atingiu US$ 8,9 bilhões, aumento de 8% em relação ao 3T19, devido a menores custos de
produção, valorização das correntes e recuperação do preço do Brent. Por outro lado, houve aumento de gastos exploratórios,
menores margens de diesel, GLP e gasolina e adesão aos programas de anistias estaduais.3
O aumento do EBITDA ajustado/boe do 4T19, em relação ao 3T19, reflete a boa performance da produção, com o aumento do pré-
sal, que possui custo de extração menor no mix de produção devido ao ramp-up de novos sistemas nos campos de Lula e Búzios.
Ao analisarmos o indicador ao longo dos anos, verificamos um incremento significativo, reflexo, principalmente, da boa performance
e da maior eficiência em custos do pré-sal, que passou a representar 59% de produção de óleo no Brasil em 2019.
*Indicador calculado com a produção comercial de 2,39Mmboed, que representa 86% da produção total de óleo e gás (Brasil e exterior)
16
O aumento do índice EBITDA ajustado do Refino em US$/bbl no 4T19 reflete a elevação da margem de refino em função da IMO 2020.
Além disso, houve efeito positivo do estoque, devido à valorização do petróleo, na comparação trimestral.
Resultado financeiro*
Tabela 8 - Resultado Financeiro Variação (%)
US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /
3T19
4T19 /
4T18
2019 /
2018
Receitas Financeiras 402 339 471 1.330 2.381 18,6 (14,6) (44,1)
Receita com aplicações financeiras e títulos
públicos 159 160 141 558 563 (0,6) 12,8 (0,9)
Deságio na recompra de títulos de dívida − 2 22 5 323 (100,0) (100,0) (98,5)
Ganhos com acordos assinados (setor
elétrico) − (1) 150 79 724 (100,0) (89,1)
Outros 243 178 158 688 771 36,5 53,8 (10,8)
Despesas Financeiras (1.293) (2.425) (1.272) (7.086) (5.675) 46,7 (1,7) 24,9
Despesas com financiamentos (1.016) (1.284) (1.360) (4.847) (5.920) 20,9 25,3 (18,1)
Despesas com arrendamentos * (360) (369) (2) (1.514) (10) 2,4 (17,900,
0)
15,040,0
Ágio na recompra de títulos de dívida (10) (665) (45) (860) (651) 98,5 77,8 32,1
Encargos financeiros capitalizados 325 314 430 1.332 1.814 3,5 (24,4) (26,6)
Atualização financeira da provisão de
desmantelamento (190) (194) (152) (795) (652) 2,1 (25,0) 21,9
Outros (42) (227) (143) (402) (256) 81,5 70,6 57,0
Variações monetárias e cambiais, líquidas (711) (654) (1.078) (3.008) (3.190) (8,7) 34,0 (5,7)
Variações cambiais 143 6 (216) (72) (66) 2,283,3 166,2 9,1
Reclassificação do hedge accounting (896) (746) (904) (3.136) (3.315) (20,1) 0,9 (5,4)
Outros 42 86 42 200 191 (51,2) − 4,7
Total (1.602) (2.740) (1.879) (8.764) (6.484) 41,5 14,7 35,2
Em 2019, fomos muito ativos na gestão de dívidas, com forte acesso ao mercado internacional de capitais, com a recompra de US$
10 bilhões em títulos de dívida. Esse movimento, essencial para a redução contínua da dívida, resultou em despesa com ágio de US$
* A partir de 2019, a companhia adotou o IFRS 16 prospectivamente e trouxe impactos nas despesas com juros depreciação. Para informações adicionais, vide o capítulo
Impactos do IFRS 16.
17
860 milhões. As despesas de arrendamento também aumentaram substancialmente devido à introdução do IFRS16 em 2019. O
grande esforço para reduzir a dívida resultou em uma diminuição de 18% nos juros sobre dívida financeira, passando de US$ 5,9
bilhões em 2018 para US$ 4,8 bilhões em 2019.
No 4T19, houve uma melhora de 41,5% no resultado financeiro, devido à redução na atividade de recompra de bonds no período. As
despesas financeiras continuaram diminuindo, como resultado da redução contínua da dívida.
Lucro líquido atribuível aos acionistas Petrobras
O lucro líquido em 2019 atingiu US$ 10,2 bilhões, um aumento de 41,5% em relação a 2018, principalmente como resultado do ganho
de capital sobre desinvestimentos (principalmente TAG, BR Distribuidora e ativos de E&P), parcialmente compensado por maiores
despesas financeiras com gerenciamento da dívida no mercado de capitais, maior impairment e menores preços do Brent.
No 4T19, o lucro líquido diminuiu 13,5% para US$ 2 bilhões, principalmente devido ao ganho de capital de US$ 2,4 bilhões com a venda
da BR Distribuidora registrado no 3T19 e maior impairment. Por outro lado, houve melhora nas margens de petróleo, menores
despesas financeiras e ganhos de capital com a venda de ativos de E&P.
Lucro líquido recorrente atribuível aos acionistas Petrobras e EBITDA ajustado recorrente
Em 2019 o lucro líquido e o EBITDA ajustado excluindo o impacto dos itens não recorrentes foram de US$ 9,3 bilhões e US$ 34,1
bilhões, respectivamente.
No 4T19 o lucro líquido e o EBITDA ajustado excluindo o impacto dos itens não recorrentes foram de US$ 3,2 bilhões e US$ 9 bilhões,
respectivamente. No lucro líquido, os itens não recorrentes totalizaram US$ 1,8 bilhões antes dos impostos, com destaque para
impairment (US$ 2,2 bilhões) e no EBITDA ajustado os itens não recorrentes somaram US$ 173 milhões .
18
Itens especiais* Tabela 9 - Itens especiais Variação (%)
US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /
3T19
4T19 /
4T18
2019 /
2018
Lucro líquido 2.075 2.228 781 10.363 7.414 (6,9) 165,7 39,8
Itens não recorrentes (1.843) 378 (2.115) 2.448 (3.787) (587,6) 12,9 164,6
Itens não recorrentes que não afetam o EBITDA
Ajustado (1.670) 1.021 (1.682) 3.837 (1.620) (263,6) 0,7 336,9
Impairment de ativos e de investimentos (2.223) (606) (1.689) (2.852) (1.979) (266,8) (31,6) (44,1)
Realização de ajustes acumulados de conversão -
CTA − − − (34) −
Resultado com alienação e baixa de ativos 621 (163) (203) 6.046 417 481,0 405,9 1,349,9
Ganho com o follow on da BR Distribuidora − 3.515 − 3.515 − (100,0)
Efeito de variação cambial sobre contingências
relevantes em moeda estrangeira − (141) 83 (120) (456) (100,0) (100,0) 73,7
Acordos assinados referente ao setor elétrico * − (1) 150 79 724 (100,0) (100,0) (89,1)
Deságio referente à antecipação de recebíveis do
setor elétrico¹ − (128) − (128) − (100,0)
Baixa de ativos fiscais diferidos (57) (792) − (1.815) − 92,8
Ágio/deságio na recompra de títulos de dívidas (10) (664) (24) (855) (328) 98,5 58,3 (160,7)
Outros itens não recorrentes (173) (643) (433) (1.387) (2.166) 73,1 60,0 36,0
PDV (45) (68) − (199) 2 33,8 (10,050,0)
Plano de carreiras e remuneração − − (4) (2) (293) (100,0) 99,3
Ressarcimento de valores - Operação Lava Jato 29 112 17 220 456 (74,1) 70,6 (51,8)
Resultado relacionado a desmantelamento de
áreas (154) (1) 621 (155) 621 (15.300,0) (124,8) (125,0)
Programas de anistias estaduais (221) − (109) (221) (234) (102,8) 5,6
Perdas de crédito esperadas referentes ao setor
elétrico − 1 632 (17) (241) (100,0) (100,0) 92,9
(Perdas)/Ganhos com contingências judiciais 241 (719) (1.310) (1.016) (2.285) 133,5 118,4 55,5
Equalização de gastos - AIP (22) 33 (279) 2 (279) (166,7) 92,1 100,7
Receita com multa contratual pela não
concretização da venda da Liquigás − − − − 88 (100,0)
Efeito líquido dos itens não recorrentes no IR/CSLL 683 (601) 719 (1.588) 983 213,6 (5,0) (261,5)
Lucro líquido recorrente 3.234 2.451 2.178 9.501 10.217 31,9 48,5 (7,0)
Acionistas Petrobras 3.141 2.513 1.948 9.291 9.977 25,0 61,2 (6,9)
Acionistas não controladores 94 (62) 230 211 241 251,6 (59,1) (12,4)
Efeito do IFRS 16 no lucro líquido (127) (232) − (723) − 45,3
EBITDA ajustado 8.878 8.209 7.659 32.707 31.502 8,1 15,9 3,8
Itens não recorrentes (173) (643) (433) (1.387) (2.166) 73,1 60,0 36,0
EBITDA ajustado recorrente 9.049 8.853 8.090 34.093 33.665 2,2 11,9 1,3
Efeitos do IFRS 16 1.273 950 − 4.353 − 34,0
No julgamento da Administração, os itens especiais apresentados acima, embora relacionados aos negócios da companhia, foram
destacados como informação complementar para um melhor entendimento e avaliação do resultado. Tais itens não ocorrem
necessariamente em todos os períodos, sendo divulgados quando relevantes. No 4T19 a baixa de ativos fiscais diferidos e o ágio/
deságio na recompra de títulos de dívidas foram classificados como itens não recorrentes, acarretando em reclassificações nos
resultados dos períodos comparativos.
* Registrado no resultado financeiro.
19
Adoção do IFRS 16
Estão demonstrados na tabela abaixo os impactos nas principais linhas do Balanço Patrimonial, Demonstração de Resultado e do
Fluxo de Caixa.
Tabela 10 – Efeitos da adoção do IFRS16
US$ milhões Divulgado em
31.12.2019
Efeitos da adoção
do IFRS 16
Saldo sem os efeitos do
IFRS 16 em 31.12.2019
Balanço Patrimonial
Ativo 229.740 22.492 207.248
Passivo 229.740 22.492 207.248
Demonstração do Resultado
Lucro bruto 30.857 224 30.633
Despesas operacionais (10.243) 193 (10.436)
Lucro (prejuízo) operacional 20.614 419 20.195
Resultado financeiro líquido (8.764) (1.514) (7.250)
Participação em investimentos 153 − 153
Lucro (prejuízo) antes dos impostos 12.003 (1.096) 13.099
Imposto de renda e contribuição social (4.200) 371 (4.571)
Lucro líquido (prejuízo) das operações continuadas 7.803 (723) 8.526
Lucro líquido (prejuízo) das operações descontinuadas 2.560 − 2.560
Lucro líquido (prejuízo) 10.363 (723) 11.086
Demonstração do Fluxo de Caixa
Atividade operacional 25.600 3.952 21.648
Atividades de investimentos (1.684) 1.256 (2.940)
Atividades de financiamentos (32.069) (5.207) (26.862)
Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 7.377 − 7.377
Dívida líquida 78.861 23.684 55.177
EBITDA ajustado 32.707 4.353 28.354
Dívida líquida/ LTM EBITDA ajustado 2,41 0,46 1,95
A adoção do IFRS 16 não altera a estratégia de desalavancangem da Petrobras, mantendo a meta de reduzir o índice dívida líquida/
EBITDA Ajustado para 1,5x em 2020.
20
Investimentos
Os valores de investimentos (Capex) consideram aquisição de ativos imobilizados, incluindo gastos com arrendamentos, intangíveis,
investimentos em controladas e coligadas, despesas com geologia e geofísica, despesas com pesquisa e desenvolvimento e gastos
pré-operacionais. Ao Capex apresentado nesta sessão do relatório não é aplicável a norma contábil internacional IFRS16 –
Arrendamento.
Tabela 11 - Investimentos por segmento Variação (%)
US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /
3T19
4T19 /
4T18
2019 /
2018
Exploração & Produção 2.394 1.924 2.682 8.410 10.760 24,4 (10,7) (21,8)
Refino 444 464 375 1.463 1.107 (4,3) 18,3 32,1
Gás e Energia 217 169 152 543 433 28,6 43,0 25,3
Outros 113 75 99 328 307 50,6 13,7 6,8
Total - sem Bônus de Aquisição 3.168 2.632 3.308 10.743 12.607 20,3 (4,2) (14,8)
Bonus de Aquisição 16.671 18 16.671 832
Total - com Bônus de Aquisição 19.838 2.632 3.326 27.413 13.439 653,7 496,5 104,0
Em 2019, os investimentos totalizaram US$ 27,4 bilhões sendo US$ 10,7 bilhões sem bônus exploratórios, em linha com a meta de
US$ 10 a 11 bilhões, divulgada no 2T19.
Os investimentos no 4T19 totalizaram US$ 3,2 bilhões sendo aproximadamente 70% correspondentes a investimentos de capital. O
incremento no 4T19 de aproximadamente 24% em comparação ao 3T19 no segmento de E&P, deve-se principalmente por maiores
gastos na construção de poços exploratórios. Já no segmento G&E, o incremento de investimentos do 3T19 para o 4T19 deve-se a
execução de paradas programadas, que haviam sido postergadas, em UTEs e UTGs.
Os investimentos de capital são aqueles investimentos com o objetivo principal de aumentar a capacidade de ativos existentes,
implantar novos ativos de produção, escoamento e armazenagem, aumentar eficiência ou rentabilidade do ativo e implantar
infraestrutura essencial para viabilizar outros projetos de investimento de capital. Inclui aquisições de ativos/empresas e
investimentos em atividades exploratórias.
Já os investimentos correntes são aqueles gastos classificados como investimentos com o objetivo principal de manutenção da
operação dos ativos já existentes (ou seja, não objetivam o aumento da capacidade das instalações), reposição de capacidade, além
de investimentos em infraestrutura cuja implantação não seja essencial para viabilizar outro projeto de investimento de capital.
No 4T19, os investimentos no segmento de Exploração e Produção totalizaram US$ 2,4 bilhões sendo aproximadamente 80% em
investimentos de capital. Os investimentos concentraram-se principalmente: (i) no desenvolvimento da produção do pólo pré-sal da
Bacia de Santos (US$ 1,2 bilhão); (ii) novos projetos em campos maduros (US$ 0,2 bilhão); e (iii) investimentos exploratórios no pós e
pré-sal (US$ 0,2 bilhão).
No 4T19 foram investidos US$ 16,7 bilhões referentes aos bônus de aquisição dos campos de Búzios e Itapu (rodada de licitações do
Excedente da Cessão Onerosa), e do bloco C-M-477 (16ª rodada de licitações no Regime de Concessão), e Aram (6ª rodada de
licitações no Regime de Partilha). O pagamento do bônus foi feito na mesma data em que ingressou no caixa da Petrobras US$ 9
bilhões de ressarcimento da revisão do contrato da Cessão Onerosa.
21
No segmento de Refino os investimentos totalizaram US$ 0,4 bilhão no 4T19, sendo aproximadamente 20% investimentos de capital.
Já no segmento Gás e Energia os investimentos totalizaram US$ 0,2 bilhão no 4T19, sendo aproximadamente 60% investimentos de
capital.
A tabela a seguir apresenta as principais informações dos novos sistemas de produção de óleo e gás, já contratados.
Tabela 12 – Principais projetos
projeto
Início de
Operação
Projetado
Capacidade
da Plataforma
(barris de
óleo/dia)
CAPEX
Petrobras
Realizado
US$ bilhões
CAPEX
Total PNG
20-24
US$ bilhões
Parcela da
Petrobras Status
Atapu 1
P-70
(Unidade
Própria)
2020 150.000 1,7 3,9 89,3%
Projeto em fase de execução com
UEP com mais de 98% de avanço
físico.10 poços perfurados e 3
completados
Sépia 1
FPSO Carioca
(Unidade
Afretada)
2021 180.000 0,3 3,1 97,6%
Projeto em fase de execução com
UEP com 80% de avanço físico.
5 poços perfurados e 3 completados
Mero 1
FPSO
Guanabara
(Unidade
Afretada)
2021 180.000 0,1 1,1 40,0%
Projeto em fase de execução com
UEP com mais de 80% de avanço
físico. 5 poços perfurados e 1
completado
Búzios 5
FPSO Alm.
Barroso
(Unidade
Afretada)
2022 150.000 0,1 3,0 100%
Projeto em fase de execução com
UEP com mais de 10% de avanço
físico. 1 poço perfurado.
Marlim 1
FPSO Anita
Garibaldi
(Unidade
Afretada)
2022 80.000 0,04 2,3 100%
Projeto em fase de execução,
assinada carta de intenção de
afretamento da plataforma em
outubro de 2019
Marlim 2
FPSO Ana Néri
(Unidade
Afretada)
2023 70.000 0,01 1,8 100%
Projeto em fase de execução,
assinada carta de intenção de
afretamento da plataforma em
outubro de 2019
Mero 2
FPSO Sepetiba
(Unidade
Afretada)
2023 180.000 0,01 1,1 40%
Projeto em fase de execução com
UEP com mais de 10% de avanço
físico. 4 poços perfurados e 2
completados.
22
Gestão de portfólio
A melhoria da alocação de capital está sendo implementada através da gestão de portfólio, com o desinvestimento de ativos de baixo
retorno do capital empregado. No ano de 2019 conseguimos realizar desinvestimentos expressivos, com transações assinadas e
concluídas contribuindo para um total de US$ 16,3 bilhões em 2019, incluindo transações assinadas em 2018 e concluídas em 2019
(com entrada de caixa de US$ 14,7 bilhões como detalhado abaixo). Os principais ativos alienados durante o ano foram os gasodutos
TAG, a BR Distribuidora e o campo Tartaruga Verde.
No 4T19, concluímos a venda dos campos Tartaruga Verde, do polo Pargo, dos campos terrestres no Rio Grande do Norte e em janeiro
de 2020 a PO&G BV, que, juntamente com o adiantamento recebido pela assinatura do campo de Frade, resultaram em uma entrada
de caixa de US$ 1,75 bilhão no período. Também assinamos a venda da Liquigás, no valor de US$ 879 milhões.
Tabela 13 – Transações assinadas
Ativo Valor da Transação (US$
milhões) Valor recebido (US$ milhões)
Campo de Maromba 90 20
Refinaria de Pasadena 562 467
TAG 8.722 8.722
Campo de Tartaruga Verde 1.294 950
Campos Terrestres - RN 384 295
BR Distribuidora 2.553 2.553
Polo Pampo e Enchova 851 53
Campo de Baúna 665 50
Polo Macau 191 48
Belém Bioenergia Brasil 6 0
Ponta do Mel e Redonda 7 0
Polo Lagoa Parda 9 1
Campo de Frade 100 7,5
Liquigás 879 0
Polo Pargo Assinado em 2018 324
Distribuição no Paraguai Assinado em 2018 381
PO&G BV Assinado em 2018 806
Valor total 16.313 14.678
Além disso, temos os seguintes ativos sendo desinvestidos em nosso portfólio, além de vários outros projetos, aprovados no novo
Plano Estratégico 2020-2024, em fase de estruturação, cujos teasers serão lançados em breve. Destacam-se a venda de ativos de
transporte e distribuição de gás, os gasodutos offshore e as usinas termelétricas.
23
Tabela 14 – Ativos em processo de desinvestimento
Teaser / Fase não vinculante Fase Vinculante
TAG (10%) Mega
Mangue Seco 1 e 2 Ativos de Refino
(RNEST, RLAM, REPAR, REFAP, REGAP, REMAN, LUBNOR e SIX)
Polos Golfinho e Camarupim (ES) Ativos no Uruguai
(PUDSA)
Campo Papa-Terra (RJ) Campos de Águas profundas
(Bacia SE-AL)
Concessões Exploratórias (PA-MA, RS) Campos Terrestres
(AM, CE, SE, BA e ES)
Campos de Águas Rasas
(ES e RJ)
Concessões Exploratórias (ES)
A Petrobras reforça a importância da gestão de portfólio com foco nos ativos em que ela é a dona natural, para a melhoria de sua
alocação de capital, viabilização da redução do endividamento e do custo de capital, e o consequente aumento da geração de valor
para seus acionistas.
24
Liquidez e Recursos de Capital
Tabela 15 – Liquidez e recursos de capital
US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018
Disponibilidades ajustadas no início do período 14.482 17.847 15.227 14.982 24.404
Títulos públicos federais e time deposits acima de 3 meses no
início do período (1.303) (641) (1.040) (1.083) (1.885)
Caixa e equivalentes de caixa no início do período 13.179 17.206 14.187 13.899 22.519
Recursos gerados pelas atividades operacionais 7.460 8.270 6.852 25.600 26.353
Atividades operacionais das operações continuadas 7.460 8.203 6.300 25.277 25.447
Atividades operacionais das operações descontinuadas − 67 552 323 906
Recursos utilizados em atividades de investimento (7.760) (643) (1.457) (1.684) (4.504)
Atividades de investimento das operações continuadas (7.760) (2.506) (1.409) (3.496) (4.460)
Investimentos em áreas de negócios (1.810) (1.790) (2.590) (7.224) (11.108)
Bônus de assinatura (1.331) − (18) (1.339) (841)
Excedente de Cessão Onerosa (15.341) − − (15.341) −
Recebimentos Pela Venda De Ativos (Desinvestimentos) 1.303 (1) 876 10.413 5.791
Revisão Cessão Onerosa 8.361 − − 8.361 −
Dividendos recebidos 600 20 288 1.436 994
Investimentos em títulos e valores mobiliários 458 (735) 35 198 704
Atividades de investimento das operações descontinuadas − 1.863 (48) 1.812 (44)
(=) Fluxo de Caixa das atividades operacionais e de
investimento (300) 7.627 5.395 23.916 21.849
Recursos líquidos utilizados pelas atividades de
financiamentos das atividades continuadas (6.379) (12.178) (5.590) (31.561) (29.694)
Financiamentos líquidos (4.185) (10.544) (5.362) (24.310) (29.009)
Captações 2.735 4 1.999 7.464 10.707
Amortizações (6.920) (10.548) (7.361) (31.774) (39.716)
Amortizações de Arrendamentos (1.585) (1.384) − (5.207) −
Dividendos pagos a acionistas Petrobras (573) (298) (309) (1.877) (625)
Dividendos pagos a acionistas não controladores (49) (3) (11) (138) (103)
Participação de acionistas não controladores 13 51 92 (29) 43
Atividades de financiamento das operações descontinuadas − (13) (97) (508) (156)
Recursos líquidos gerados (utilizados) pelas atividades de
financiamentos (6.379) (12.191) (5.687) (32.069) (29.850)
Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa 877 537 4 1.631 (619)
Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 7.377 13.179 13.899 7.377 13.899
Títulos públicos federais e time deposits acima de 3 meses no
fim do período 888 1.303 1.083 888 1.083
Disponibilidades ajustadas no fim do período 8.265 14.482 14.982 8.265 14.982
Reconciliação do Fluxo de caixa livre Recursos gerados pelas atividades operacionais 7.460 8.270 6.852 25.600 26.353
Investimentos em área de negócios (1.810) (1.790) (2.590) (7.224) (11.108)
Fluxo de caixa livre 5.650 6.480 4.262 18.376 15.245
Em 31 de dezembro de 2019, o caixa e equivalentes de caixa totalizavam US$ 7,4 bilhões e o caixa e equivalentes ajustados
totalizavam US$ 8,3 bilhões. A nossa meta é atingir o caixa mínimo de US$ 5,5 bilhões.
No 4T19, a entrada de recursos da geração operacional de caixa totalizou US$ 7,5 bilhões que, juntamente com os recursos de
desinvestimentos, de US$ 1,3 bilhões, e caixa e equivalentes, foram utilizados: (a) para pagamento do bônus do Excedente de Cessão
Onerosa, no valor líquido de US$ 7,0 bilhões, (b) para pagar antecipadamente dívidas e amortizar principal e juros no valor de US$ 6,9
bilhões e (c) como capex nas áreas de negócios de US$ 1,8 bilhões.
25
A geração operacional caiu 10% no trimestre, principalmente devido ao aumento de estoques e contas a receber no valor de US$ 957
milhões.
Em 2019, a Companhia liquidou diversos empréstimos e financiamentos, no valor de US$ 31,8 bilhões, com os seguintes destaques:
(i) a recompra e/ou resgate de US$ 10,0 bilhões de títulos no mercado de capitais internacional, com o pagamento de prêmio líquido
aos detentores dos títulos que entregaram seus papéis na operação no valor de US$ 860 milhões; (ii) o pré-pagamento de US$ 13,5
bilhões de empréstimos no mercado bancário nacional e internacional; e (iii) pré-pagamento de US$ 578 milhões de financiamentos
junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social -BNDES.
No 4T19, pagamos US$ 6,9 bilhões em empréstimos e financiamentos, sendo o principal o pré-pagamento de US$ 5,0 bilhões de um
empréstimo com o Banco de Desenvolvimento da China e fizemos US$ 2,7 bilhões em novos financiamentos, com destaque para as
debêntures no valor de R$ 3 bilhões (US$ 722 milhões).
Conciliação EBITDA x FCO x FCFE
No 4T19 o EBITDA ajustado atingiu US$ 8,9 bilhões, aumento de 8,1% em relação ao trimestre anterior. A geração operacional mais
os desinvestimentos no ano possibilitaram a aquisição de blocos nos leilões e pré-pagamento da dívida. No caso do saldo de bônus
de assinatura, este inclui o pagamento de US$ 15,3 bilhões do excedente da Cessão Onerosa, compensados pelo recebimento de US$
8,4 bilhões relativos à revisão do contrato original, além das participações em outros leilões.
26
Indicadores de Endividamento
Nosso compromisso com a desalavancagem teve resultados significativos em 2019. A entrada de recursos de desinvestimento levou
a uma queda de 25% na dívida bruta em 31 de dezembro de 2019, atingindo US$ 63 bilhões sem os efeitos do IFRS16. Incluindo o
IFRS16, que adicionou US$ 23,9 bilhões à nossa dívida, conseguimos nos manter em um patamar de dívida bruta de US$ 87 bilhões,
praticamente em linha com o valor em 31 de dezembro de 2018, que não considerava os arrendamentos.
No 4T19, mesmo com a significativa saída de caixa oriunda do pagamento de bônus do leilão do excedente da cessão onerosa,
conseguimos reduzir nossa dívida bruta em 4%.
Além disso, a gestão da dívida possibilitou o aumento do prazo médio de 9,14 anos em dezembro de 2018 para 10,42 anos em 30 de
setembro de 2019 e para 10,80 anos em 31 de dezembro de 2019, enquanto que no mesmo período alavancagem reduziu de 46% e
45% para 44%. A taxa média reduziu de 6,1% em dezembro de 2018 para em 5,9% em setembro de 2019 e se manteve no mesmo
patamar em dezembro de 2019.
A dívida líquida aumentou 4,6% devido ao uso de recursos para pagamento de bônus referente ao leilão do excedente da cessão
onerosa no mês de dezembro de 2019.
A desalavancagem é uma prioridade para a Petrobras, cujo objetivo é reduzir a relação dívida líquida / LTM EBITDA ajustado para 1,5x
em 2020, considerando os efeitos do IFRS 16. Em 31 de dezembro de 2019, a relação dívida líquida / LTM EBITDA ajustado era de
2,41x considerando os efeitos do IFRS 16, um aumento em relação ao índice de 2,40x em 30 de setembro de 2019. Excluindo os efeitos
do IFRS16, a relação dívida líquida / LTM EBITDA ajustado aumentaria de 1,82x para 1,95x.
Tabela 16 – Indicadores de endividamento
US$ milhões 31.12.2019 30.09.2019 Δ % 31.12.2018
Dívida Bruta (sem IFRS16) 63.260 66.070 (4,3) 84.175
Mercado de capitais 35.944 34.815 3,2 42.947
Mercado bancário 21.877 25.249 (13,4) 33.700
Bancos de fomento 1.967 1.950 0,9 3.387
Agências de créditos à exportação 3.233 3.812 (15,2) 3.881
Partes relacionadas − − −
Outros 239 244 (2,0) 260
Arrendamentos (IFRS 16) 23.861 23.831 0,1 185
Dívida bruta (com IFRS 16) 87.121 89.901 (3,1) 84.360
Disponibilidades ajustadas 8.260 14.482 (43,0) 14.982
Dívida líquida 78.861 75.419 4,6 69.378
Dívida líquida excluindo IFRS 55.000 51.588 6,6 69.193
Dívida líquida/(Dívida líquida+market cap) - Alavancagem 44% 45% (1,0) 46%
Taxa média dos financiamentos (% a.a.) 5,9 5,9 − 6,1
Prazo médio da dívida (anos) 10,80 10,42 3,6 9,14
Índice de Dívida Líquida/LTM EBITDA ajustado 2,41 2,40 0,4 2,20
Índice de Dívida Bruta/LTM EBITDA ajustado 2,66 2,86 (6,7) 2,68
27
RESULTADO POR SEGMENTO DE NEGÓCIO
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO * **
Tabela 17 - Resultado da Exploração e Produção Variação (%)
US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /
3T19
4T19 /
4T18
2019 /
2018
Receita de vendas 13.868 12.551 13.333 50.463 52.382 10,5 4,0 (3,7)
Lucro bruto 6.991 5.753 6.523 23.158 23.414 21,5 7,2 (1,1)
Despesas operacionais (1.781) (1.273) (3.059) (4.181) (5.068) (39,9) 41,8 17,5
Lucro (Prejuízo) operacional 5.210 4.480 3.464 18.977 18.346 16,3 50,4 3,4
Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras 3.440 2.979 2.296 12.624 12.190 15,5 49,8 3,6
EBITDA ajustado do segmento 8.824 8.100 6.764 31.720 28.271 8,9 30,5 12,2
Margem do EBITDA do segmento (%) 64 65 51 63 54 (1) 13 9
Brent médio (US$/bbl) 63.25 61.94 67.76 64.30 71.04 2,1 (6,7) (9,5)
Preço de venda - Brasil
Petróleo (US$/bbl) 63.00 58.10 66.71 61.25 66.66 8,4 (5,6) (8,1)
Lifting cost - Brasil (US$/boe) *
sem participação governamental 8.22 9.67 10.24 9.62 10.90 (15,0) (19,8) (11,7)
Terra 17.50 18.19 19.79 18.89 20.02 (3,8) (11,5) (5,7)
sem afretamento 17.50 18.19 19.79 18.89 20.02 (3,8) (11,5) (5,7)
Águas Rasas 27.94 30.56 26.20 30.27 25.69 (8,6) 6,6 17,8
sem afretamento 25.65 28.58 24.61 28.22 24.07 (10,2) 4,2 17,2
Pós-sal profundo e ultra profundo 11.18 14.21 11.61 12.53 12.59 (21,3) (3,7) (0,5)
sem afretamento 9.59 12.48 10.25 10.77 11.20 (23,2) (6,4) (3,8)
Pré-sal 5.02 5.03 6.29 5.61 6.53 (0,3) (20,2) (14,0)
sem afretamento 3.20 3.07 3.57 3.52 3.66 4,4 (10,4) (3,9)
com participação governamental 18.94 19.50 23.77 20.95 24.39 (2,9) (20,3) (14,1)
Participações Governamentais - Brasil 2.447 2.298 2.618 10.641 10.872 6,5 (6,5) (2,1)
Royalties 1.210 1.175 1.223 4.676 4.898 3,0 (1,1) (4,5)
Participação Especial 1.226 1.111 1.382 5.918 5.923 10,4 (11,3) (0,1)
Retenção de área 11 12 13 47 51 (8,3) (15,4) (7,8)
A redução do lucro bruto em 2019 decorre de menores preços do Brent, compensados por maior produção e menor lifting cost. O
lucro operacional aumentou devido à menor despesa com contingências judiciais e maior resultado com alienações, atenuado por
maiores perdas por impairment e gastos exploratórios.
O lifting cost no ano de 2019, sem participação governamental, foi de US$ 9,62/boe o que representa uma redução de 12% em
comparação com o ano anterior (US$10,90/boe). A queda é explicada majoritariamente pelo aumento da produção, com a entrada e
ramp-up de plataformas no pré-sal, principalmente no campo de Búzios e Lula.
Os menores preços do Brent de 2018 para 2019 explica a redução dos gastos com participações governamentais do período,
parcialmente compensado pelo pagamento referente à unificação do Parque das Baleias. Em 2019, em termos unitários, a relação
também foi beneficiada pelo aumento da produção nos campos sob regime de cessão onerosa, que não estão sujeitos à alíquota de
participação especial.
* Afretamento se refere ao aluguel das plataformas.
28
Conforme divulgado no Plano Estratégico 2020-2024, a Petrobras passará a segregar o custo com afretamento de plataformas com
terceiros (leasing cost) do lifting cost sem participação governamental. Esta parcela representou, em 2019, US$1,8/boe e US$ 2,0/boe
no ano de 2018 do total de US$ 9,62/boe em 2019 e US$ 10,90/boe em 2018.
No 4T19, o aumento do lucro bruto decorre principalmente da maior produção e alta das cotações do brent e apreciação das nossas
correntes devido ao IMO2020. O maior lucro operacional reflete o aumento do lucro bruto adicionado ao ganho com
desinvestimentos, em especial do Polo Pargo, parcialmente atenuado por perdas com impairment e gastos exploratórios.
O lifting cost do pré-sal, sem participação governamental, no trimestre foi de US$ 5,02/boe, em linha com o valor apresentado no
3T19. Os bons resultados capturados nas plataformas do pré-sal explicam a manutenção do indicador.
No pós-sal, apuramos queda de 21% no lifting cost sem participação governamental, no 4T19. Observamos redução nos custos das
plataformas que interromperam a produção, sem previsão de retorno (P-33 e P-37), além da redução dos gastos com intervenção
entre trimestres.
Em águas rasas, houve redução de 9% no indicador de lifting cost no 4T19 em relação ao trimestre anterior, principalmente devido
ao desinvestimento dos campos de Pargo e Vermelho, que apresentavam custos unitários mais elevados.
Nos campos de terra, o lifting cost, sem participação governamental, apresentou uma redução de 4% em dólar no 4T19 devido ao
impacto da desvalorização de 3,6% do real frente ao dólar no período.
Os ativos terrestres e de águas rasas não são ativos core da Companhia e as transações recentes evidenciam que existe um grande
interesse de empresas capazes de agregar mais valor que a Petrobras. Simultaneamente, a venda desses ativos tem impactado
positivamente a atividade econômica, uma vez que os novos donos têm aumentado significativamente os investimentos nesses
ativos, o que cria empregos e fomenta a indústria de serviços de óleo e gás. Em 2019, registramos US$ 1,0 bilhão de ganhos com
alienação destes ativos e US$ 645 milhões com reversão de impairment.
Observou-se incremento no pagamento de participações governamentais no 4T19 em relação ao trimestre anterior, fruto do
aumento do volume produzido.
29
REFINO
Tabela 18 - Resultados do Refino Variação (%)
US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /
3T19
4T19 /
4T18
2019 /
2018
Receita de vendas 17.606 17.124 18.929 67.538 73.448 2,8 (7,0) (8,0)
Lucro bruto 1.946 1.236 42 5.960 6.437 57,4 4533,3 (7,4)
Despesas operacionais (1.562) (973) (1.381) (4.334) (3.437) (60,5) (13,1) 26,1
Lucro (Prejuízo) operacional 384 263 (1.339) 1.626 3.000 46,0 128,7 (45,8)
Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras 108 121 (870) 1.021 2.393 (10,7) 112,4 (57,3)
EBITDA ajustado do segmento 1.572 938 (279) 4.984 57.674 67,6 663,4 (12,2)
Margem do EBITDA do segmento (%) 9 5 (1) 7 8 4 10 (1)
Custo do refino (US$/barril) - Brasil 2,29 2,40 2,49 2,46 2,51 (4,6) (8,0) (2,0)
Custo do refino (R$/barril) - Brasil 9,70 9,53 9,44 9,77 9,12 1,8 2,8 7,1
Preço derivados básicos - no Brasil (US$/bbl) 74,97 73,05 82,11 75,04 81,46 2,6 (8,7) (7,9)
No ano, o lucro bruto foi inferior devido a menores margens e volumes de diesel e gasolina vendidos no mercado interno, assim como
efeitos de câmbio e a redução do efeito positivo do giro do estoque entre os anos no valor de US$ 0,8 bilhões. Em 2019, o giro do
estoque foi de aproximadamente US$ 1,0 bilhão. Esses fatores foram parcialmente compensados por maiores volumes e margens
nas exportações de óleo combustível e petróleo bruto.
O menor lucro operacional anual decorreu de maiores despesas com vendas, maior impairment (RNEST, Comperj e Pasadena) e
maiores despesas com processos judiciais relacionados a tributos e contingências ambientais relativas ao duto OSPAR.
No 4T19, a melhora do lucro bruto do segmento de refino ocorreu, principalmente, devido ao efeito de giro do estoque de
aproximadamente US$ 0,5 bilhões, devido à realização de estoques a preços superiores aos custos de aquisição dos insumos, em
função da elevação do preço do brent entre os trimestres.
A venda de diesel no mercado interno devido à sazonalidade. Houve menor margem e volume de GLP no mercado interno. Por outro
lado, houve maior volume exportado e crack spread (US$5,1/bbl) do óleo combustível. O gás natural, um insumo para as refinarias,
foi adquirido a preços mais baixos, devido à redução nos custos unitários, favorecendo o resultado.
O custo unitário do refino diminuiu devido aos menores custos com pessoal em dólares, combinados com a variação da taxa de câmbio
no período. Embora tenha havido maior demanda por óleo combustível com baixo teor de enxofre, o fator de utilização reduziu para
76% no 4T19, contra 80% no 3T19, devido à menor demanda geral no mercado interno.
O lucro operacional foi maior no trimestre, refletindo o aumento no lucro bruto, parcialmente compensado por maiores despesas
com redução ao valor recuperável no 2º Trem da RNEST, além de maiores despesas com vendas, devido ao aumento nos custos de
transporte marítmo e nas despesas tributárias, devido à adesão ao Programas estaduais de anistias.
30
GÁS e ENERGIA
Tabela 19 - Resultados do Gás e Energia Variação (%)
US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /
3T19
4T19 /
4T18
2019 /
2018
Receita de vendas 2.749 2.961 3.121 11.493 12.241 (7,2) (11,9) (6,1)
Lucro bruto 974 926 876 3.780 3.218 5,2 11,2 17,5
Despesas operacionais (1.199) (631) (175) 2.580 (2.461) (90,0) (585,1) (204,8)
Lucro (Prejuízo) operacional (225) 295 701 6.360 757 (176,3) (132,1) 740
Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras (156) 198 462 4.180 482 (178,8) (133,8) 767
EBITDA ajustado do segmento 187 500 1.020 1.862 1.613 (62,6) (81,7) 15,4
Margem do EBITDA do segmento (%) 7 17 33 16 13 (11) (79,2) 3
Preço de venda gás natural - Brasil(US$/bbl) 42,70 45,57 49,45 46,29 42,87 (6,3) (13,7) 8,0
O lucro bruto no ano de 2019 foi superior em função de melhores margens na comercialização de gás natural no setor não
termelétrico e de energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL) decorrente da redução do PLD, reduzindo os custos de liquidação
dos contratos de venda na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).
O lucro operacional acumulado apresentou aumento em função da alienação de 90% de participação na TAG, em junho/19, apesar de
maiores despesas de vendas com pagamento de tarifa da TAG.
No 4T19, o lucro bruto foi superior em função de melhores margens na comercialização de gás natural nos setores termelétrico e não
termelétrico.
O prejuízo operacional reflete o aumento das despesas operacionais em função da hibernação da ANSA e impairment da UFN-III,
além da adesão aos programas de anistias estaduais.
31
Reconciliação do EBITDA Ajustado
O EBITDA é um indicador calculado como sendo o lucro líquido do período acrescido dos tributos sobre o lucro, resultado financeiro
líquido, depreciação e amortização. A Petrobras divulga o EBITDA, conforme faculta a Instrução CVM n° 527 de outubro de 2012.
Visando refletir a visão dos Administradores quanto à formação do resultado das atividades correntes da companhia, o EBITDA
também é apresentado ajustado (EBITDA Ajustado) por: resultado da participação em investimentos, impairment, resultados com
desinvestimentos e baixa de ativos, e efeitos cambiais acumulados de conversão (CTA) reclassificados para resultado.
No cálculo do EBITDA Ajustado a Companhia acrescentou, para os períodos de 2018, os ganhos e perdas cambiais resultantes das
provisões para processos judiciais em moedas estrangeiras. As provisões dos processos judiciais em moedas estrangeiras consistem,
principalmente, na parte da Petrobras do acordo da Class Action, finalizado em dezembro de 2017. Os ganhos ou perdas cambiais
sobre as provisões dos processos judiciais são apresentados em Outras Receitas e Despesas para fins contábeis, mas a Administração
não os considera como parte das atividades correntes da Companhia, assim como são similares aos efeitos cambiais apresentados
no Resultado Financeiro líquido. Não foram feitos ajustes nos períodos comparativos apresentados, pois os valores não foram
significativos.
O EBITDA Ajustado, quando refletindo o somatório dos últimos 12 meses, também representa uma alternativa da geração
operacional de caixa da companhia. Esta medida é utilizada para cálculo da métrica Dívida Líquida sobre EBITDA ajustado,
estabelecida no Plano Estratégico 2020-2024, auxiliando avaliação da alavancagem e liquidez da companhia.
O EBITDA e EBITDA Ajustado não estão previstos nas normas internacionais de contabilidade – IFRS, e não devem servir como base
de comparação com os divulgados por outras empresas, assim como não devem ser considerados como substitutos a qualquer outra
medida calculada de acordo com o IFRS. Estas medidas devem ser consideradas em conjunto com outras medidas e indicadores para
um melhor entendimento sobre o desempenho e condições financeiras da companhia.
Tabela 20 - Reconciliação do EBITDA
Ajustado Variação (%)
US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /
3T19
4T19 /
4T18
2019 /
2018
Lucro líquido (prejuízo) das operações
continuadas 2.075 (128) 360 7.803 6.571 1.721 476 19
Resultado Financeiro Líquido 1.602 2.740 1.879 8.764 6.484 (42) (15) 35
Imposto de renda e contribuição social (241) 992 698 4.200 4.256 (124) (135) (1)
Depreciação, depleção e amortização 3.631 3.776 2.842 14.836 11.912 (4) 28 25
EBITDA 7.067 7.380 5.779 35.603 29.223 (4) 22 22
Resultado de participações em
investimentos 210 (112) (32) (153) (523) 288 756 71
Reversão/Perda no Impairment 2.221 607 1.656 2.848 2.005 266 34 42
Realização de ajustes acumulados de
conversão - CTA − − − 34 −
Resultado com Alienações e Baixas de Ativos (620) 162 204 (6.046) (416) (483) (404) (1.353)
Efeito de variação cambial sobre
contingências relevantes − 141 (83) 120 456 (100) (100) (74)
EBITDA ajustado das operações
continuadas 8.878 8.178 7.524 32.406 30.745 9 18 5
EBITDA Ajustado das operações
descontinuadas − 31 135 301 757 (100) (100) (60)
EBITDA Ajustado total 8.878 8.209 7.659 32.707 31.502 8 16 4
Margem do EBITDA ajustado (%) 45 42 35 42 36 3 10 6
32
Efeitos da variação cambial sobre os resultados das operações de 2019
A principal moeda funcional do Grupo Petrobras é o real, que é a moeda funcional da controladora e de suas subsidiárias brasileiras.
No entanto, a moeda de apresentação deste relatório financeiro é o dólar norte-americano para facilitar a comparação com outras
empresas de petróleo e gás. Portanto, os reais de resultados de operações denominados em reais foram convertidos em dólares
norte-americanos utilizando as taxas de câmbio médias vigentes no período.
Quando o real se valoriza em relação ao dólar americano, o efeito é geralmente aumentar tanto as receitas quanto as despesas
quando expressas em dólares americanos. Quando o real se desvaloriza em relação ao dólar americano, como ocorreu no 9M19, o
efeito é geralmente reduzir tanto as receitas quanto as despesas quando expressas em dólares americanos.
Para isolar o efeito da conversão cambial sobre os resultados das operações, a tabela abaixo apresenta uma reconciliação da
demonstração do resultado com a informação financeira em uma base de moeda constante, assumindo as mesmas taxas de câmbio
entre cada trimestre para a conversão. No 9M19, os resultados em moeda constante foram calculados convertendo os resultados do
1T-2019, 2T-2019 e 3T-2019 do real em dólares dos EUA com base nas mesmas taxas de câmbio médias usadas no 1T-2018, 2T-
2018, 3T-2018 e 4T-2018 (3,2433, 3,6056, 3,9505 e 3,8084, respectivamente).
Os valores e respectivas variações apresentados em moeda constante não são medidas de acordo com o IFRS. Nosso cálculo pode
não ser comparável ao cálculo de outras empresas e não deve ser considerado como um substituto para qualquer medida calculada
de acordo com o IFRS.
Reportado
Informações financeiras em moeda
constante
Jan-Dez Variação Jan-Dez 2019 Variação *
US$ milhões US$ milhões
2019 2018
Efeitos
cambiais de
conversão
Resultados
em moeda
constante
Receita de vendas 76.589 84.638 (8.049) (10) (6.359) 82.948 (1.690) (2)
Custo dos produtos e serviços vendidos (45.732) (52.184) 6.452 12 3.856 (49.588) 2.596 5
Lucro bruto 30.857 32.454 (1.597) (5) (2.503) 33.360 906 3
Despesas de vendas (4.476) (3.827) (649) (17) 347 (4.823) (996) (26)
Despesas gerais e administrativas (2.124) (2.239) 115 5 183 (2.307) (68) (3)
Custos exploratórios para extração de
petróleo e gás (799) (524) (275) (52) 74 (873) (349) (67)
Custos com pesquisa e
desenvolvimento tecnológico (576) (641) 65 10 46 (622) 19 3
Despesas tributárias (619) (670) 51 8 49 (668) 2 −
Impairment (2.848) (2.005) (843) (42) 184 (3.032) (1.027) (51)
Outras receitas e despesas 1.199 (5.760) 6.959 121 (134) 1.333 7.093 123
Lucro (Prejuízo) operacional 20.614 16.788 3.826 23 (1.753) 22.367 5.579 33
Resultado financeiro líquido (8.764) (6.484) (2.280) (35) 694 (9.458) (2.974) (46)
Resultado de participações em
investimentos 153 523 (370) (71) (16) 169 (354) (68)
Lucro (prejuízo) antes dos impostos 12.003 10.827 1.176 11 (1.075) 13.078 2.251 21
Imposto de renda e contribuição social (4.200) (4.256) 56 1 325 (4.525) (269) (6)
Lucro líquido (prejuízo) das Operações
continuadas 7.803 6.571 1.232 19 (750) 8.553 1.982 30
Lucro líquido (prejuízo) das Operações
descontinuadas 2.560 843 1.717 204 (38) 2.598 1.755 208
Lucro Líquido 10.363 7.414 2.949 40 (788) 11.151 3.737 50
* Variação após o expurgo dos efeitos da conversão cambial entre os períodos utilizados na conversão.
33
DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS
Tabela 22 - Demonstração do Resultado – Consolidado US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018
Receita de vendas 19.868 19.416 21.736 76.589 84.638
Custo dos produtos e serviços vendidos (10.864) (11.855) (13.860) (45.732) (52.184)
Lucro bruto 9.004 7.561 7.876 30.857 32.454
Vendas (1.386) (1.252) (369) (4.476) (3.827)
Gerais e administrativas (494) (507) (569) (2.124) (2.239)
Custos exploratórios para extração de petróleo e gás (455) (70) (122) (799) (524)
Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (146) (146) (166) (576) (641)
Tributárias (319) (141) (289) (619) (670)
Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos - Impairment (2.221) (607) (1.656) (2.848) (2.005)
Outras receitas (despesas), líquidas (337) (1.346) (1.800) 1.199 (5.760)
(5.358) (4.069) (4.971) (10.243) (15.666)
Lucro antes do resultado financeiro, participações e impostos 3.646 3.492 2.905 20.614 16.788
Receitas financeiras 402 339 472 1.330 2.381
Despesas financeiras (1.293) (2.425) (1.272) (7.086) (5.675)
Var. monetárias e cambiais, líquidas (711) (654) (1.079) (3.008) (3.190)
Resultado financeiro líquido (1.602) (2.740) (1.879) (8.764) (6.484)
Resultado de participações em investimentos (210) 112 32 153 523
Lucro (Prejuízo) antes dos impostos 1.834 864 1.058 12.003 10.827
Imposto de renda e contribuição social 241 (992) (698) (4.200) (4.256)
Lucro líquido (prejuízo) das operações continuadas 2.075 (128) 360 7.803 6.571
Lucro líquido (prejuízo) das operações descontinuadas − 2.356 421 2.560 843
Lucro líquido (Prejuízo) 2.075 2.228 781 10.363 7.414
Atribuível aos:
Acionistas Petrobras 1.981 2.289 551 10.151 7.173
Resultado proveniente de operaçãoes continuadas 1.981 (56) 250 7.660 6.572
Resultado proveniente de operaçãoes descontinuadas − 2.345 301 2.491 601
Acionistas não controladores 94 (61) 230 212 241
Resultado proveniente de operaçãoes continuadas 94 (72) 110 143 (1)
Resultado proveniente de operaçãoes descontinuadas − 11 120 69 242
34
Tabela 23 - Balanço Patrimonial – Consolidado ATIVO - US$ milhões 31.12.2019 31.12.2018
Circulante 27.812 37.062
Caixa e equivalentes de caixa 7.372 13.899
Títulos e valores mobiliários 888 1.083
Contas a receber, líquidas 3.762 5.746
Estoques 8.189 8.987
Impostos e contribuições 3.544 2.035
Ativos classificados como mantidos para venda 2.564 1.946
Depósitos vinculados a class action − 1.881
Outros ativos circulantes 1.493 1.485
Não Circulante 201.928 185.006
Realizável a L. Prazo 17.691 22.059
Contas a receber, líquidas 2.567 5.492
Títulos e valores mobiliários 58 53
Depósitos judiciais 8.236 6.711
Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.388 2.680
Impostos e contribuições 3.939 4.376
Adiantamento a fornecedores 326 666
Outros ativos realizáveis a longo prazo 1.177 2.081
Investimentos 5.499 2.759
Imobilizado 159.265 157.383
Intangível 19.473 2.805
Total do Ativo 229.740 222.068
PASSIVO - R$ milhões 31.12.2019 31.12.2018
Circulante 28.816 25.051
Fornecedores 5.601 6.327
Financiamentos 4.469 3.667
Arrendamentos 5.737 23
Impostos e contribuições 3.700 3.767
Dividendos propostos 1.558 1.109
Salários, férias, encargos e participações 1.645 1.658
Planos de pensão e saúde 887 810
Provisão para processos judiciais e administrativos − 3.482
Passivos associados a ativos mantidos para venda 3.246 983
Acordo com autoridades norte-americanas − 783
Outras contas e despesas a pagar 1.973 2.442
Não Circulante 126.709 123.842
Financiamentos 58.791 80.508
Arrendamentos 18.124 162
Imposto de renda e contribuição social 504 552
Imposto de renda e contribuição social diferidos 1.760 654
Planos de pensão e saúde 25.607 21.940
Provisão para processos judiciais e administrativos 3.113 3.923
Provisão para desmantelamento de áreas 17.460 15.133
Outras contas e despesas a pagar 1.350 970
Patrimônio Líquido 74.215 73.175
Capital Social realizado 107.101 107.101
Reservas de lucros e outras (33.778) (35.557)
Participação dos acionistas não controladores 892 1.631
Total do passivo 229.740 222.068
35
Tabela 24 - Demonstração dos Fluxos de Caixa – Consolidado US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018
Lucro líquido (prejuízo) do exercício 2.075 2.228 781 10.363 7.414
Ajustes para:
Resultado das operações descontinuadas − (2.356) (421) (2.560) (843)
Despesa atuarial de planos de pensão e saúde 499 517 481 2.086 2.018
Resultado de participações em investidas 210 (112) (32) (153) (523)
Depreciação, depleção e amortização 3.631 3.776 2.842 14.836 11.912
Perda no valor de recuperação de ativos - Impairment 2.221 607 1.656 2.848 2.005
Perdas de crédito esperadas 18 31 (805) 87 91
Baixa de poços secos 243 1 15 308 87
Resultado com alienações, baixas de ativos e resultado na
remensuração de participações societárias (620) 162 204 (6.012) (416)
Variações cambiais, monetárias e encargos financeiros não
realizados e outras 1.596 2.604 1.653 8.460 7.941
Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos (69) 1.183 203 2.798 370
Revisão e atualização financeira de desmantelamento de áreas 338 201 (469) 950 31
Ajuste a valor de mercado dos estoques 9 16 385 15 421
Redução (aumento) de ativos
Contas a receber (542) 1,720 1,033 2,233 (1,535)
Estoques (415) 751 539 (281) (2,108)
Depósitos Judiciais (488) (571) (479) (2,144) (2,040)
Depósitos vinculados a Class Action − 2,801 51 1,819 (2,019)
Outros ativos 652 47 (281) (219) 461
Aumento (redução) de passivos
Fornecedores (204) 58 (684) (989) 858
Impostos, taxas e contribuições (25) (769) (431) 225 2,265
Planos de pensão e de saúde (477) (910) (304) (1,882) (1,002)
Provisão para processos judiciais (90) (2,487) 1,189 (3,767) 1,686
Salários, férias, encargos e participações (165) 223 (103) 185 529
Provisão para desmantelamento de áreas (181) (75) (619) (512) (500)
Acordo com autoridades norte americanas − − (88) (768) (85)
Outros passivos (700) 222 667 (319) 996
Income taxes paid (56) (1.665) (683) (2.330) (2.567)
Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais das
atividades continuadas 7.460 8.203 6.300 25.277 25.447
Atividades de operações descontinuadas − 67 552 323 906
Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais 7.460 8.270 6.852 25.600 26.353
Fluxo de caixa das atividades de investimentos
Aquisições de ativos imobilizados e intangíveis (exceto pelo
Excedente de Cessão Onerosa) (3.156) (1.778) (2.594) (8.556) (11.905)
Excedente de Cessão Onerosa (15.341) − − (15.341) −
Adições em investimentos 15 (12) (14) (7) (44)
Recebimentos pela venda de ativos (Desinvestimentos) 1.303 (1) 876 10.413 5.791
Revisão Cessão Onerosa 8.361 − − 8.361 −
Resgate (investimentos) em títulos e valores mobiliários 458 (735) 35 198 704
Dividendos recebidos 600 20 288 1.436 994
Recursos líquidos gerados (utilizados) pelas atividades de
investimentos das atividades continuadas (7.760) (2.506) (1.409) (3.496) (4.460)
Atividades de investimento de operações descontinuadas − 1.863 (48) 1.812 (44)
Recursos líquidos gerados (utilizados) pelas atividades de
investimentos (7.760) (643) (1.457) (1.684) (4.504)
Fluxo de caixa das atividades de financiamentos
Participação de acionistas não controladores 13 51 92 (29) 43
Financiamentos e operações de mútuo, líquidos:
Captações 2.735 4 1.999 7.464 10.707
Amortizações de principal - financiamentos (6.187) (9.129) (6.142) (27.273) (34.013)
Amortizações de juros - financiamentos (733) (1.419) (1.219) (4.501) (5.703)
36
Amortizações de arrendamentos (1.585) (1.384) − (5.207) −
Dividendos pagos a acionistas Petrobras (573) (298) (309) (1.877) (625)
Dividendos pagos a acionistas não controladores (49) (3) (11) (138) (103)
Recursos líquidos gerados (utilizados) pelas atividades de
financiamentos das atividades continuadas (6.379) (12.178) (5.590) (31.561) (29.694)
Atividades de financiamento de operações descontinuadas − (13) (97) (508) (156)
Recursos líquidos gerados (utilizados) pelas atividades de
financiamentos (6.379) (12.191) (5.687) (32.069) (29.850)
Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa 877 537 4 1.631 (619)
Aumento (redução) de caixa e equivalentes de caixa no período (5.802) (4.027) (288) (6.522) (8.620)
Caixa e equivalentes de caixa no início do período 13.179 17.206 14.187 13.899 22.519
Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 7.377 13.179 13.899 7.377 13.899
37
INFORMAÇÕES CONTÁBEIS POR SEGMENTO DE NEGÓCIO
Tabela 25 - Demonstração Consolidada do Resultado por Segmento de Negócio – 2019
US$ milhões E&P REFINO GÁS &
ENERGIA CORP. ELIMIN.
CONSOLI-
DADO
Receita de vendas 50.462 67.538 11.493 1.221 (54.125) 76.589
Intersegmentos 49.400 9.432 3.308 226 (54.125) 8.241
Terceiros 1.062 58.106 8.185 995 − 68.348
Custo dos produtos e serviços vendidos (27.304) (61.578) (7.713) (1.167) 52.030 (45.732)
Lucro bruto 23.158 5.960 3.780 54 (2.095) 30.857
Despesas (4.181) (4.334) 2.580 (4.280) (28) (10.243)
Vendas − (2.164) (2.260) (31) (21) (4.476)
Gerais e administrativas (254) (336) (134) (1.401) 1 (2.124)
Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (799) − − − − (799)
Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (394) (11) (15) (156) − (576)
Tributárias (127) (151) (152) (189) − (619)
Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos -
Impairment (1.956) (697) (195) − − (2.848)
Outras receitas (despesas), líquidas (651) (975) 5.336 (2.503) (8) 1.199
Lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das
participações e impostos 18.977 1.626 6.360 (4.226) (2.123) 20.614
Resultado financeiro líquido − − − (8.764) − (8.764)
Resultado de participações em investimentos 86 (151) 103 115 − 153
Lucro (prejuízo) antes dos impostos 19.063 1.475 6.463 (12.875) (2.123) 12.003
Imposto de renda e contribuição social (6.451) (552) (2.162) 4.244 721 (4.200)
Lucro líquido (prejuízo) das operações continuadas 12.612 923 4.301 (8.631) (1.402) 7.803
Resultado com operações descontinuadas − − 3 2.557 − 2.560
Lucro líquido (prejuízo) 12.612 923 4.304 (6.074) (1.402) 10.363
Atribuível aos:
Acionistas da Petrobras 12.624 1.021 4.180 (6.272) (1.402) 10.151
Resultado proveniente de operações continuadas 12.624 1.021 4.179 (8.762) (1.402) 7.660
Resultado proveniente de operações descontinuadas − − 1 2.490 − 2.491
Acionistas não controladores (12) (98) 124 198 − 212
Resultado proveniente de operações continuadas (12) (98) 121 132 − 143
Resultado proveniente de operações descontinuadas − − 3 66 − 69
12.612 923 4.304 (6.074) (1.402) 10.363
38
Tabela 26 - Demonstração Consolidada do Resultado por Segmento de Negócio – 2018
US$ milhões E&P REFINO GÁS &
ENERGIA CORP. ELIMIN.
CONSOLI-
DADO Receita de vendas 52.382 73.448 12.241 1.731 (55.164) 84.638
Intersegmentos 50.052 16.655 3.701 205 (55.164) 15.449
Terceiros 2.330 56.793 8.540 1.526 − 69.189
Custo dos produtos e serviços vendidos (28.968) (67.011) (9.023) (1.611) 54.429 (52.184)
Lucro bruto 23.414 6.437 3.218 120 (735) 32.454
Despesas (5.068) (3.437) (2.461) (4.662) (38) (15.666)
Vendas (80) (1.777) (1.867) (76) (27) (3.827)
Gerais e administrativas (257) (376) (152) (1.453) (1) (2.239)
Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (524) − − − − (524)
Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (443) (11) (21) (166) − (641)
Tributárias (115) (207) (65) (283) − (670)
Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos -
Impairment (1.391) (442) (190) 18 − (2.005)
Outras receitas (despesas), líquidas (2.258) (624) (166) (2.702) (10) (5.760)
Lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das
participações e impostos 18.346 3.000 757 (4.542) (773) 16.788
Resultado financeiro líquido − − − (6.484) − (6.484)
Resultado de participações em investimentos 75 362 95 (9) − 523
Lucro (prejuízo) antes dos impostos 18.421 3.362 852 (11.035) (773) 10.827
Imposto de renda e contribuição social (6.236) (1.020) (257) 2.994 263 (4.256)
Lucro líquido (prejuízo) das operações continuadas 12.185 2.342 595 (8.041) (510) 6.571
Lucro líquido (prejuízo) das operações descontinuadas − − 54 3.139 − 3.193
Lucro líquido (prejuízo) 12.185 2.342 610 (7.213) (510) 7.414
Atribuível aos:
Acionistas da Petrobras 12.190 2.393 482 (7.382) (510) 7.173
Resultado proveniente de operações continuadas 12.190 2.393 471 (7.972) (510) 6.572
Resultado proveniente de operações descontinuadas − − 11 590 − 601
Acionistas não controladores (5) (51) 128 169 − 241
Resultado proveniente de operações continuadas (5) (51) 124 (69) − (1)
Resultado proveniente de operações descontinuadas − − 4 238 − 242
12.185 2.342 610 (7.213) (510) 7.414
39
Tabela 27 - Demonstração Consolidada do Resultado por Segmento de Negócio – 4T19
US$ milhões E&P REFINO GÁS &
ENERGIA CORP. ELIMIN.
CONSOLI-
DADO
Receita de vendas 13.868 17.606 2.749 298 (14.653) 19.868
Intersegmentos 13.547 369 669 68 (14.653) −
Terceiros 321 17.237 2.080 230 − 19.868
Custo dos produtos e serviços vendidos (6.877) (15.660) (1.775) (281) 13.729 (10.864)
Lucro bruto 6.991 1.946 974 17 (924) 9.004
Despesas (1.781) (1.562) (1.199) (810) (6) (5.358)
Vendas − (678) (697) (7) (4) (1.386)
Gerais e administrativas (16) (74) (28) (376) − (494)
Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (455) − − − − (455)
Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (96) (2) (5) (43) − (146)
Tributárias (79) (80) (119) (41) − (319)
Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos -
Impairment (1.649) (381) (191) − − (2.221)
Outras receitas (despesas), líquidas 514 (347) (159) (343) (2) (337)
Lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das
participações e impostos 5.210 384 (225) (793) (930) 3.646
Resultado financeiro líquido − − − (1.602) − (1.602)
Resultado de participações em investimentos (8) (223) 17 4 − (210)
Lucro (prejuízo) antes dos impostos 5.202 161 (208) (2.391) (930) 1.834
Imposto de renda e contribuição social (1.771) (130) 76 1.750 316 241
Lucro líquido (prejuízo) das operações continuadas 3.431 31 (132) (641) (614) 2.075
Lucro líquido (prejuízo) das operações
descontinuadas − − − − − −
Lucro líquido (prejuízo) 3.431 31 (132) (641) (614) 2.075
Atribuível aos: −
Acionistas da Petrobras 3.440 108 (156) (797) (614) 1.981
Resultado proveniente de operações continuadas 3.440 108 (156) (797) (614) 1.981
Resultado proveniente de operações descontinuadas − − − − − −
Acionistas não controladores (9) (77) 24 156 − 94
Resultado proveniente de operações continuadas (9) (77) 24 156 − 94
Resultado proveniente de operações descontinuadas − − − − − −
3.431 31 (132) (641) (614) 2.075
40
Tabela 28 - Demonstração Consolidada do Resultado por Segmento de Negócio – 3T19
US$ milhões E&P REFINO GÁS &
ENERGIA CORP. ELIMIN.
CONSOLI-
DADO
Receita de vendas 12.551 17.124 2.961 284 (13.504) 19.416
Intersegmentos 12.278 1.439 885 48 (13.504) 1.146
Terceiros 273 15.685 2.076 236 − 18.270
Custo dos produtos e serviços vendidos (6.798) (15.888) (2.035) (270) 13.136 (11.855)
Lucro bruto 5.753 1.236 926 14 (368) 7.561
Despesas (1.273) (973) (631) (1.190) (2) (4.069)
Vendas 1 (531) (718) (4) − (1.252)
Gerais e administrativas (83) (85) (32) (308) 1 (507)
Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (70) − − − − (70)
Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (100) (2) (3) (41) − (146)
Tributárias (19) (35) (9) (78) − (141)
Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos -
Impairment (590) (13) (4) − − (607)
Outras receitas (despesas), líquidas (412) (307) 135 (759) (3) (1.346)
Lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das
participações e impostos 4.480 263 295 (1.176) (370) 3.492
Resultado financeiro líquido − − − (2.740) − (2.740)
Resultado de participações em investimentos 21 (68) 42 117 − 112
Lucro (prejuízo) antes dos impostos 4.501 195 337 (3.799) (370) 864
Imposto de renda e contribuição social (1.522) (89) (100) 594 125 (992)
Lucro líquido (prejuízo) das operações continuadas 2.979 106 237 (3.205) (245) (128)
Lucro líquido (prejuízo) das operações
descontinuadas − − (5) 2.361 − 2.356
Lucro líquido (prejuízo) 2.979 106 232 (844) (245) 2.228
Atribuível aos:
Acionistas da Petrobras 2.979 121 198 (764) (245) 2.289
Resultado proveniente de operações continuadas 2.979 121 203 (3.114) (245) (56)
Resultado proveniente de operações descontinuadas − − (5) 2.350 − 2.345
Acionistas não controladores − (15) 34 (80) − (61)
Resultado proveniente de operações continuadas − (15) 33 (90) − (72)
Resultado proveniente de operações descontinuadas − − 1 10 − 11
2.979 106 232 (844) (245) 2.228
41
Tabela 29 - Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – 2019
US$ milhões E&P REFINO
GÁS &
ENERGI
A
CORP. ELIMIN. CONSO-
LIDADO
(Perdas)/Ganhos c/Processos Judiciais, Administrativos e
Arbitrais (119) (513) 80 (968) − (1.520)
Plano de Pensão e Saúde (Inativos) − − − (1.371) − (1.371)
Paradas não Programadas e Gastos Pré-Operacionais (1.187) (14) (117) (3) − (1.321)
Provisão para Programa de Remuneração Variável (263) (128) (30) (222) − (643)
Resultado com Derivativos Commodities − − − (370) − (370)
Resultado Relacionado a Desmantelamento de Áreas (155) − − − − (155)
Gastos (Reversões) com PIDV (71) (66) (3) (58) − (198)
Relações Institucionais e Projetos Culturais − (4) − (176) − (180)
Despesas Operacionais c/Termelétricas − − (128) − − (128)
Participação nos Lucros ou Resultados (1) (35) (1) (6) − (43)
Plano de carreiras e remuneração (1) − − (1) − (2)
Acordo com Autoridades Americanas − − − − − −
Equalização de Gastos - AIP 5 − − (3) − 2
Ressarcimento de Gastos Referentes à Operação Lava Jato 16 − − 204 − 220
Subvenções e Assistências Governamentais 6 4 33 195 − 238
Gastos/Ressarcimentos com Operações em Parcerias de E&P 383 − − − − 383
Resultado com alienações, baixa de ativos e resultado na
remensuração de participações societárias 700 (204) 5.361 189 − 6.046
Outras 36 (15) 141 87 (8) 241
(651) (975) 5.336 (2.503) (8) 1.199
Tabela 30 - Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – 2018
US$ milhões E&P REFINO
GÁS &
ENERGI
A
CORP. ELIMIN. CONSO-
LIDADO
(Perdas)/Ganhos c/Processos Judiciais, Administrativos e
Arbitrais (1.640) (97) (144) (402) − (2.283)
Plano de Pensão e Saúde (Inativos) − − − (1.401) − (1.401)
Paradas não Programadas e Gastos Pré-Operacionais (1.126) (28) (125) (3) − (1.282)
Provisão para Programa de Remuneração Variável (141) (63) − (61) − (265)
Resultado com Derivativos Commodities − − − (416) − (416)
Resultado Relacionado a Desmantelamento de Áreas 621 − − − − 621
Gastos (Reversões) com PIDV 1 1 − − − 2
Relações Institucionais e Projetos Culturais − (3) − (175) − (178)
Despesas Operacionais c/Termelétricas − − (107) − − (107)
Participação nos Lucros ou Resultados (171) (110) (20) (141) − (442)
Plano de Carreiras e Remuneração (132) (45) (10) (106) − (293)
Acordo com Autoridades Americanas − − − (895) − (895)
Equalização de Gastos - AIP (279) − − − − (279)
Ressarcimento de Gastos Referentes à Operação Lava Jato 10 − − 447 − 457
Subvenções e Assistências Governamentais 3 4 53 188 − 248
Gastos/Ressarcimentos com Operações em Parcerias de E&P 331 − − − − 331
Resultado com alienações, baixa de ativos e resultado na
remensuração de participações societárias 462 (90) (19) 63 − 416
Outras (197) (193) 206 200 (10) 6
(2.258) (624) (166) (2.702) (10) (5.760)
42
Tabela 31 - Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – 4T19
US$ milhões E&P REFINO GÁS &
ENERGIA CORP. ELIMIN.
CONSO-
LIDADO
(Perdas)/Ganhos c/Processos Judiciais,
Administrativos e Arbitrais (64) (80) (6) 119 − (31)
Plano de Pensão e Saúde (Inativos) − − − (328) − (328)
Paradas não Programadas e Gastos Pré-
Operacionais (299) (1) (2) (1) − (322)
Resultado Relacionado a Desmantelamento de
Áreas (155) − − − − (155)
Provisão para programa de remuneração variável (57) (28) (12) (53) − (150)
Relações Institucionais e Projetos Culturais − (1) − (76) − (77)
Resultado com Derivativos Commodities − − − (56) − (56)
Gastos (Reversões) com PIDV (12) (11) − (22) − (45)
Subvenções e Assistências Governamentais 1 2 − (73) − (70)
Despesas Operacionais c/Termelétricas − − (31) − − (31) Equalização de Gastos - AIP (19) − − (3) − (22)
Participação nos Lucros ou Resultados − (4) − (3) − (7)
Plano de carreiras e remuneração − − − − − −
Acordo com Autoridades Americanas − − − − − −
Ressarcimento de Gastos Referentes à Operação
Lava Jato 9 − − 20 − 29
Gastos/Ressarcimentos com Operações em
Parcerias de E&P 153 − − − − 153
Resultado com alienações, baixa de ativos e
resultado na remensuração de participações
societárias
865 (217) (69) 42 − 621
Outras 92 (7) (20) 91 (2) 154
514 (347) (159) (343) (2) (337)
Tabela 32 - Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – 3T19
US$ milhões E&P REFINO
GÁS &
ENERGI
A
CORP. ELIMIN. CONSO-
LIDADO
(Perdas)/Ganhos c/Processos Judiciais, Administrativos e
Arbitrais (92) (203) 72 (699) − (922)
Plano de Pensão e Saúde (Inativos) − − − (340) − (340)
Paradas não Programadas e Gastos Pré-Operacionais (265) (1) (22) (2) − (290)
Resultado Relacionado a Desmantelamento de Áreas (1) − − − − (1)
Provisão para programa de remuneração variável (122) (56) (11) (99) − (288)
Relações Institucionais e Projetos Culturais − (1) − (30) − (31)
Resultado com Derivativos Commodities − − − 64 − 64
Gastos (Reversões) com PIDV (25) (24) (1) (18) − (68)
Subvenções e Assistências Governamentais 1 1 1 248 − 251
Despesas Operacionais c/Termelétricas − − (24) − − (24)
Equalização de Gastos - AIP 33 − − − − 33
Participação nos Lucros ou Resultados − (11) 1 (1) − (11)
Plano de carreiras e remuneração (1) − − − − (1)
Acordo com Autoridades Americanas − − − − − −
Ressarcimento de Gastos Referentes à Operação Lava Jato − − − 112 − 112
Gastos/Ressarcimentos com Operações em Parcerias de E&P 134 − − − − 134
Resultado com alienações, baixa de ativos e resultado na
remensuração de participações societárias (117) (18) (34) 6 − (163)
Outras 43 6 153 − (3) 199
(412) (307) 135 (759) (3) (1,346)
43
Tabela 33 - Ativo Consolidado por Segmento de Negócio – 31.12.2019
US$ milhões E&P REFINO GÁS &
ENERGIA CORP. ELIMIN.
CONSOLI-
DADO
Ativo 154.280 43.521 12.713 24.090 (4.864) 229.740
Circulante 5.734 12.273 1.932 12.700 (4.827) 27.812
Não circulante 148.546 31.248 10.781 11.390 (37) 201.928
Realizável a longo prazo 6.456 3.299 1.369 6.567 − 17.691
Investimentos 592 1.109 1.067 2.731 − 5.499
Imobilizado 122.496 26.710 8.181 1.915 (37) 159.265
Em operação 106.331 23.630 5.605 1.784 (37) 137.313
Em construção 16.165 3.080 2.576 131 − 21.952
Intangível 19.002 130 164 177 − 19.473
Tabela 34 - Ativo Consolidado por Segmento de Negócio – 31.12.2018
US$ milhões E&P REFINO GÁS &
ENERGIA CORP. ELIMIN.
CONSOLI-
DADO
Ativo 132.313 44.083 15.609 33.524 (3.461) 222.068
Circulante 5.324 11.964 2.027 21.404 (3.657) 37.062
Não circulante 126.989 32.119 13.582 12.120 196 185.006
Realizável a longo prazo 8.115 3.286 1.525 8.898 235 22.059
Investimentos 650 1.303 757 49 − 2.759
Imobilizado 116.153 27.356 11.057 2.856 (39) 157.383
Em operação 93.172 24.347 8.517 2.460 (39) 128.457
Em construção 22.981 3.009 2.540 396 − 28.926
Intangível 2.071 174 243 317 − 2.805
44
Tabela 35 - Reconciliação do EBITDA Ajustado por Segmento de Negócio – 2019
US$ milhões E&P REFINO GÁS &
ENERGIA CORP. ELIMIN.
CONSOLIDA
DO
Lucro líquido (prejuízo) das operações
continuadas
12.613 922 4.301 (8.632) (1.401) 7.803
Resultado financeiro líquido − − − 8.764 − 8.764
Imposto de renda/Contribuição social 6.451 552 2.162 (4.244) (721) 4.200
Depreciação, depleção e amortização 11.486 2.458 654 238 − 14.836
EBITDA 30.550 3.932 7.117 (3.874) (2.122) 35.603
Resultado de participações em
investimentos
(86) 151 (103) (115) − (153)
Reversão/Perda no valor de recuperação de
ativos - Impairment
1.956 697 195 − − 2.848
Realização de ajustes acumulados de
conversão - CTA
− − − 34 − 34
Efeito de variação cambial sobre
contingências relevantes em moeda
estrangeira
(700) 204 (5.361) (189) − (6.046)
Resultado com alienações, baixa de ativos e
resultado na remensuração de participações
societárias
− − − 120 − 120
EBITDA ajustado das Operações
Continuadas
31.720 4.984 1.848 (4.024) (2.122) 32.406
EBITDA ajustado das Operações
Descontinuadas
− − 14 287 − 301
EBITDA ajustado* 31.720 4.984 1.862 (3.737) (2.122) 32.707
Tabela 36 - Reconciliação do EBITDA Ajustado por Segmento de Negócio – 2018
US$ milhões E&P REFINO GÁS &
ENERGIA CORP. ELIMIN.
CONSOLIDA
DO
Lucro líquido (prejuízo) das operações
continuadas 12.182 2.342 594 (8.037) (510) 6.571
Resultado financeiro líquido − − − 6.484 − 6.484
Imposto de renda/Contribuição social 6.236 1.020 257 (2.995) (262) 4.256
Depreciação, depleção e amortização 8.998 2.142 626 146 − 11.912
EBITDA 27.416 5.504 1.477 (4.402) (772) 29.223
Resultado de participações em
investimentos (75) (362) (95) 9 − (523)
Reversão/Perda no valor de recuperação de
ativos - Impairment 1.391 442 190 (18) − 2.005
Realização de ajustes acumulados de
conversão - CTA − − − − − −
Efeito de variação cambial sobre
contingências relevantes em moeda
estrangeira
(461) 90 19 (64) − (416)
Resultado com alienações, baixa de ativos e
resultado na remensuração de participações
societárias
− − − 456 − 456
EBITDA ajustado das Operações
Continuadas 28.271 5.674 1.591 (4.019) (772) 30.745
EBITDA ajustado das Operações
Descontinuadas − − 22 735 − 757
EBITDA ajustado 28.271 5.674 1.613 (3.284) (772) 31.502
45
Tabela 37 - Reconciliação do EBITDA Ajustado por Segmento de Negócio – 4T19
US$ milhões E&P REFINO GÁS &
ENERGIA CORP. ELIMIN.
CONSOLI-
DADO
Lucro líquido (prejuízo) das operações
continuadas 3.432 30 (132) (642) (613) 2.075
Resultado financeiro líquido − − − 1.602 − 1.602
Imposto de renda/Contribuição social 1.771 130 (76) (1.750) (316) (241)
Depreciação, depleção e amortização 2.829 591 152 59 − 3.631
EBITDA 8.032 751 (56) (729) (929) 7.067
Resultado de participações em
investimentos 8 223 (17) (4) − 210
Reversão/Perdas no valor de recuperação de
ativos - Impairment 1.649 381 191 − − 2.221
Realização de ajustes acumulados de
conversão - CTA − − − − − −
Efeito de variação cambial sobre
contingências relevantes em moeda
estrangeira
(865) 217 69 (41) − (620)
Resultado com alienações, baixa de ativos e
resultado na remensuração de participações
societárias
− − − − − −
EBITDA ajustado das Operações
Continuadas 8.824 1.572 187 (774) (929) 8.878
EBITDA ajustado das Operações
Descontinuadas − − − − − −
EBITDA ajustado 8.824 1.572 187 (774) (929) 8.878
Tabela 38 - Reconciliação do EBITDA Ajustado por Segmento de Negócio – 3T19
US$ milhões E&P REFINO GÁS &
ENERGIA CORP. ELIMIN.
CONSOLI-
DADO
Lucro líquido (prejuízo) das operações
continuadas 2.979 106 237 (3.205) (245) (128)
Resultado financeiro líquido − − − 2.740 − 2.740
Imposto de renda/Contribuição social 1.522 89 100 (594) (125) 992
Depreciação, depleção e amortização 2.913 644 160 59 − 3.776
EBITDA 7.414 839 497 (1.000) (370) 7.380
Resultado de participações em
investimentos (21) 68 (42) (117) − (112)
Reversão/Perdas no valor de recuperação de
ativos - Impairment 590 13 4 − − 607
Realização de ajustes acumulados de
conversão - CTA − − − − − −
Efeito de variação cambial sobre
contingências relevantes em moeda
estrangeira
117 18 34 (7) − 162
Resultado com alienações, baixa de ativos e
resultado na remensuração de participações
societárias
− − − 141 − 141
EBITDA ajustado das Operações
Continuadas 8.100 938 493 (983) (370) 8.178
EBITDA ajustado das Operações
Descontinuadas − − 7 24 − 31
EBITDA ajustado 8.100 938 500 (959) (370) 8.209
46
Glossário
ACL – Ambiente de Contratação Livre no sistema elétrico.
ACR - Ambiente de Contratação Regulada no sistema elétrico.
Alavancagem – Índice que mede a relação entre o Endividamento Líquido e a soma
do Endividamento Líquido e do Patrimônio Líquido. Esta métrica não está prevista
nas normas internacionais de contabilidade – IFRS e é possível que não seja
comparável com índices similares reportados por outras companhias.
CTA – Cumulative translation adjustment. O montante acumulado de variações
cambiais reconhecido no patrimônio líquido deve ser transferido para
demonstração do resultado no momento da alienação do investimento.
Disponibilidades ajustadas - Somatório de disponibilidades e investimentos em
títulos governamentais e aplicações financeiras no exterior em time deposits de
instituições financeiras de primeira linha com vencimentos superiores a 3 meses a
partir da data de aplicação, considerando a expectativa de realização desses
investimentos no curto prazo. A medida disponibilidades ajustadas não está
prevista nas normas internacionais de contabilidade, não devendo ser considerada
isoladamente ou em substituição ao caixa e equivalentes de caixa apurados em
IFRS. Além disso, não deve ser base de comparação com a de outras empresas,
contudo a Administração acredita que é uma informação suplementar para avaliar
a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem.
EBITDA Ajustado - Somatório do EBITDA, participações em investimentos,
impairment, ajustes acumulados de conversão – CTA, o resultado com alienação e
baixa de ativos e remensuração nas participações societárias. Esta métrica não está
prevista nas normas internacionais de contabilidade – IFRS e é possível que não
seja comparável com índices similares reportados por outras companhias, contudo
a Administração acredita que é uma informação suplementar para avaliar a
rentabilidade. O EBITDA Ajustado deve ser considerado em conjunto com outras
métricas para um melhor entendimento da performance da Companhia.
Efeito do custo médio no custo dos produtos vendidos - Em função do período de
permanência dos produtos nos estoques, de 60 dias em média, o comportamento
das cotações internacionais do petróleo e derivados, bem como do câmbio sobre as
importações e as participações governamentais e outros efeitos na formação do
custo, não influenciam integralmente o custo das vendas do período, vindo a
ocorrer por completo apenas no período subsequente.
Endividamento líquido – Endividamento bruto subtraído das disponibilidades
ajustadas. Esta métrica não está prevista nas normas internacionais de
contabilidade – IFRS e não deve ser considerada isoladamente ou em substituição
ao endividamento total de longo prazo, calculado de acordo com IFRS. O cálculo do
endividamento líquido não deve ser base de comparação com o de outras
empresas, contudo a Administração acredita que é uma informação suplementar
que ajuda os investidores a avaliar a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem.
Entidades Estruturadas Consolidadas - Entidades que foram designadas de modo
que direitos de voto ou similares não sejam o fator determinante para a decisão de
quem controla a entidade. A Petrobras não tem participação acionária em certas
entidades estruturadas que são consolidadas nas demonstrações contábeis da
Companhia, porém o controle é determinado pelo poder que tem sobre suas
atividades operacionais relevantes. Como não há participação acionária, o
resultado oriundo de certas entidades estruturadas consolidadas é atribuível aos
acionistas não controladores na demonstração de resultado, sendo
desconsiderado do resultado atribuível aos acionistas da Petrobras.
Fluxo de caixa livre – Recursos gerados pelas atividades operacionais subtraídos
dos investimentos em áreas de negócio. A medida fluxo de caixa livre não está
prevista nas normas internacionais de contabilidade, não devendo ser considerada
isoladamente ou em substituição ao caixa e equivalentes de caixa apurados em
IFRS. Além disso, não deve ser base de comparação com o de outras empresas,
contudo a Administração acredita que é uma informação suplementar para avaliar
a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem.
FCO - recursos gerados pelas atividades operacionais (Fluxo de caixa operacional)
Investimentos total – Investimentos baseados nas premissas de custo e
metodologia financeira adotada no Plano de Negócios e Gestão, que incluem a
aquisição de ativos imobilizados e intangíveis, investimentos societários e outros
itens que não necessariamente se qualificam como fluxo de caixa usado em
atividades de investimento, principalmente despesas com geologia e geofísica,
pesquisa e desenvolvimento, gastos pré-operacionais, aquisição de imobilizado a
prazo e custos de empréstimos diretamente atribuíveis a obras em andamento.
JCP – Juros sobre Capital Próprio.
Lifting Cost - Indicador de custo de extração de petróleo e gás natural, que
considera os gastos realizados no período.
LTM EBITDA Ajustado - Somatório dos últimos 12 meses (Last Twelve Months) do
EBITDA Ajustado. Esta métrica não está prevista nas normas internacionais de
contabilidade – IFRS e é possível que não seja comparável com índices similares
reportados por outras companhias, contudo a Administração acredita que é uma
informação suplementar para avaliar a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem.
O EBITDA Ajustado deve ser considerado em conjunto com outras métricas para
um melhor entendimento da liquidez da Companhia.
Lucro Líquido(Prejuízo) por Ação - Lucro líquido por ação calculado com base na
média ponderada da quantidade de ações.
Margem do EBITDA Ajustado - EBITDA Ajustado dividido pela receita de vendas.
Passivo total líquido – Passivo total subtraído das disponibilidades ajustadas.
PCE – Perdas de créditos esperadas.
PLD (Preços de liquidação das diferenças) - Preços de energia elétrica no mercado
spot calculados semanalmente e ponderados por patamar de carga livre (leve,
médio e pesado), número de horas e capacidade do mercado em questão.
Preço de Venda do Petróleo no Brasil - Média dos preços internos de transferência
do segmento de E&P para o segmento de Refino.
Refino - contempla as atividades de refino, logística, transporte, aquisição e
exportação de petróleo bruto, assim como a compra e venda de produtos derivados
do petróleo e etanol, no Brasil e no exterior. Adicionalmente, este segmento inclui
a área de petroquímica, que compreende investimentos em sociedades do setor
petroquímico, a exploração e processamento de xisto.
Resultado por Segmentos de Negócio – As informações por segmento de negócio
da companhia são elaboradas com base em informações financeiras disponíveis e
que são atribuíveis diretamente ao segmento ou que podem ser alocadas em bases
razoáveis, sendo apresentadas por atividades de negócio utilizadas pela Diretoria
Executiva para tomada de decisões de alocação de recursos e avaliação de
desempenho. Na apuração dos resultados segmentados são consideradas as
transações realizadas com terceiros, incluindo empreendimentos controlados em
conjunto e coligadas, e as transferências entre os segmentos de negócio. As
transações entre segmentos de negócio são valoradas por preços internos de
transferência apurados com base em metodologias que levam em consideração
parâmetros de mercado, sendo essas transações eliminadas, fora dos segmentos
de negócios, para fins de conciliação das informações segmentadas com as
demonstrações financeiras consolidadas da companhia. Em decorrência dos
desinvestimentos ocorridos em 2019, da estratégia de reposicionamento do seu
portfólio previsto no Plano Estratégico 2020-2024, aprovado em 27 de novembro
de 2019, bem como a materialidade dos negócios remanescentes, a companhia
reavaliou a apresentação dos negócios de Distribuição e de Biocombustíveis, que
passaram a ser incluídos no Corporativo e outros negócios.
