2

B3: PETR3 (ON) | PETR4 (PN)

NYSE: PBR (ON) | PBRA (PN)

www.petrobras.com.br/ri

petroinvest@petrobras.com.br

+ 55 21 3224-1510

Teleconferência y Webcast de Resultados - 25 de octobre del 2019

Português: 10:00 hs no Rio de Janeiro / 9:00 hs en Nueva Iorque / 14:00 hs en Londres

Brasil: +55 11 3181-8565 ou +55 11 4210-1803

EE.UU.: +1 412 717-9627

Inglaterra: +44 20 3795-9972

Inglês: 11:30 hs no Rio de Janeiro / 10:30 hs en Nueva Iorque / 15:30 hs en Londres

Brasil: +55 11 3181-8565 ou +55 11 4210-1803

EE.UU: +1 412 717-9627

Inglaterra: +44 20 3795-9972

Disclaimer Estas presentaciones pueden contener predicciones acerca de eventos futuros. Tales previsiones reflejan sólo expectativas de los

administradores de la Compañía sobre condiciones futuras de la economía, además del sector de actuación, del desempeño y de los

resultados financieros de la Compañía, entre otros. Los términos "anticipa", "cree", "espera", "prevé", "pretende", "planea", "proyecta",

"objetiva", "deberá", así como otros términos similares, apunan a identificar tales previsiones, que, evidentemente, involucra riesgos e

incertidumbres previstos o no por la Compañía y, por consiguiente, no son garantías de resultados futuros de la Compañía. Por lo tanto,

los resultados futuros de las operaciones de la Compañía pueden diferir de las expectativas actuales, y el lector no debe basarse

exclusivamente en la información aquí contenida. La Compañía no se obliga a actualizar las presentaciones y previsiones a la luz de nuevas

informaciones o de sus desdoblamientos futuros. Los valores informados para 2019 en adelante son estimaciones o metas.

Adicionalmente, esta presentación contiene algunos indicadores financieros que no son reconocidos por el BR GAAP o IFRS. Estos

indicadores no tienen significados estandarizados y pueden no ser comparables a indicadores con descripción similar utilizados por otras

compañías. Proporcionamos estos indicadores porque los utilizamos como medidas de desempeño de la compañía; no deben ser

considerados de forma aislada o como sustituto para otras métricas financieras que se hayan divulgado de acuerdo con el BR GAAP o

IFRS. Véaase las definiciones de flujo de caja libre, EBITDA ajustado y endeudamiento neto en el Glosario y sus conciliaciones en las

secciones de liquidez y recursos de capital, reconciliación del EBITDA ajustado y endeudamiento neto. Información contable consolidada

auditada por los auditores independientes de acuerdo con los estándares internacionales de contabilidad (IFRS).

3

ÍNDEX

Mensaje del Presidente .................................................................................................................................... 4

Destaques del Resultado ............................................................................................................................... 7

Resultado Consolidado .................................................................................................................................. 8

Ingresos ................................................................................................................................................ 8

Costos de los Productos Vendidos ................................................................................................. 9

Gastos Operativos ............................................................................................................................. 10

EBITDA ................................................................................................................................................. 11

Resultado Financiero ........................................................................................................................ 13

Ganancia Neta ...................................................................................................................................... 14

Ítems no recurrentes ........................................................................................................................... 15

Adopción del IFRS 16 ……………………………………………………………………………………………………………… 16

Inversiones ......................................................................................................................................................... 17

Gestión del Portfolio ........................................................................................................................................ 18

Liquidez y Recursos de Capital..................................................................................................................... 19

Endeudamiento ............................................................................................................................................... 22

Resultado por Segmento ............................................................................................................................. 23

Exploración y Producción ................................................................................................................ 23

Refino ………………………………………………......................................................................................... 24

Gas y Energia ..................................................................................................................................... 25

Reconciliación del EBITDA Ajustado ……………………………………………………............................................ 26

Estado de resultados en el extranjero …………………………………………………………………………………… 27

Efectos de las variaciones cambiarias en los resultados operativos del 3T19 …………………………. 28

Anexo II: Estados del Resultado \ Balance General \ Flujo de Caja .................................................... 29

Anexo III: Demostraciones contables por área de negocio .................................................................. 33

Anexo IV: Glosario ............................................................................................................................................. 44

4

MÁS PRODUCCIÓN, MENOS COSTOS, MAYOR GENERACIÓN DE EFECTIVO, MENOR

DEUDA, MÁS SEGURIDAD

MENSAGEN DEL PRESIDENTE

El desempeño de la compañía en el 3T19 ya está comenzando a reflejar la implementación de nuestra estrategia de creación de valor.

La producción de petróleo y gas alcanzó un nivel récord de 3.0 MMboed en agosto, cuando también se registró un récord diario de 3.1

MMboe.

La aceleración de las nuevas plataformas influyó significativamente en el crecimiento de la producción, y el pre-sal representa el

60,4% de la producción total de Petrobras. El FPSO P-76, que opera en el campo Buzios, completó su ramp-up en 7,7 meses, otro

récord para celebrar y tiene un efecto positivo en la tasa de retorno de la inversión, en línea con uno de nuestros pilares estratégicos.

centrarse en la eficiencia de asignación de capital.

Dada la escasez de recursos, los proyectos tienen que competir por el capital, que se asigna solo a los mejores en términos de

rendimiento y riesgo esperado.

El costo de la caja de extracción (lifting cost) del pre-sal alcanzó un nivel sin precedentes de US$ 5,0 por boe, lo que contribuyó a que

el costo de extracción promedio de la compañía fuera inferior a US$ 10 por barril (US$ 9,7/boe).

Hay varias iniciativas en marcha para reducir los costos de manera permanente. Los procesos se están rediseñando, hemos lanzado

una familia de programas de terminación voluntaria (PDV) en la que ya se han registrado más de 2.000 empleados, dejaremos cuatro

edificios para fines de año, nos mudaremos de 18 oficinas fuera de Brasil a solo cinco y varias otras medidas. se están implementando

con el uso de la transformación digital.

A pesar de la caída en los precios del petróleo de US$ 75,27 en el 3T18 para US$ 61,94 por barril en el 3T19, el flujo de caja operativo

de R$ 32,8 mil millones alcanzó un nivel récord.

Se busca una mejor asignación de capital a través de la gestión del portfolio, con desinversiones de activos con bajo rendimiento del

capital empleado.

En el 3T19, transferimos las acciones de Montevideo Gas y Conecta, compañías de distribución de gas en Uruguay al gobierno de ese

país, y vendimos nuestra participación en Belém Bioenergia, activos que generan pérdidas sistemáticas para Petrobras durante varios

años.

En noviembre recibiremos ofertas no vinculantes para la venta de las refinerías RNEST, RELAM, REPAR y REFAP y esperamos concluir

el acuerdo para la venta de Liquigás. Al mismo tiempo, ya hemos comenzado a recibir ofertas no vinculantes para la venta de las

refinerías REGAP, REMAN, LUBNOR y SIX.

En línea con el objetivo estratégico de reducir el costo de capital, estamos aumentando la transparencia, reduciendo la deuda y

alargando su duración.

El Consejo de Administración aprobó una política de compensación de accionistas, que definió parámetros objetivos para el pago de

dividendos e intereses sobre el patrimonio. La compensación anual al accionista podrá exceder el mínimo legal de la deuda bruta de

menos de US$ 60 mil millones, cuando la compañía distribuirá a los accionistas el 60% de la diferencia entre el flujo de caja operativo

y capex.

5

La deuda bruta de Petrobras alcanzó los US$ 90 mil millones en el 30.09.2019 contra US$ 101 mil millones al final del 2T19, que resultó

ser igual a la deuda actual de Argentina. El costo promedio de nuestra deuda cayó por debajo del 6,0% anual al 5,9% anual, mientras

que al mismo tiempo el plazo promedio aumentó de 10,25 años en el 2T19 a 10,42 años.

Tres transacciones fueron emblemáticas: (a) la titulización de cuentas por cobrar de Eletrobras por un monto de US$ 2,1 mil millones,

pasando una página en nuestra historia; (b) la oferta de cambio de deuda con vencimiento entre 2023 y 2039, por un total de US$ 3,7

mil millones, para un nuevo bono con vencimiento en 2030 y un rendimiento al vencimiento de 5,093% a.a., el más bajo desde 2013;

(c) la emisión en el mercado nacional de obligaciones de infraestructura por un monto de R$ 3 mil millones, la mayor oferta distribuida

en la historia del mercado de capitales brasileño, con plazos de 10 y 15 años y una tasa del 3,9% a.a. después de cambiar a dólares

estadounidenses.

El 3 de octubre, lanzamos el cuarto ciclo del Programa Compromiso con la Vida. Entre las diversas acciones del programa, destacan

las siguientes: el fortalecimiento de la cultura de alto rendimiento en salud, medio ambiente y seguridad (SMS), con énfasis en

factores humanos y seguridad de procesos, transformación digital e inclusión de nuevas tecnologías en los procesos, promoviendo

mayor seguridad y creación de valor para el negocio. Desde el primer ciclo del Programa Compromiso con la Vida en 2015, hemos

podido reducir las Tasas de Accidentes Registrables (TAR) de 2,15 a 0,75 en el tercer trimestre de 2019, la tasa trimestral más baja

registrada y más baja que el índice de referencia de la industria de petróleo y gas de 0,80.

Dado que nuestra producción de petróleo es baja en azufre, estamos expandiendo la producción de oleo bunker 0,5%, cuya demanda

global está creciendo para cumplir con las especificaciones del IMO 2020, que busca reducir las emisiones de gases de efecto estufa.

Desde el 12 de septiembre, Petrobras ha estado asignando recursos para hacer frente a una agresión ambiental sin precedentes en

Brasil, con sus laboratorios científicos analizando el petróleo que llega a nuestras playas y actuando en su limpieza con personas y

equipos para mitigar los efectos de este fenómeno en las personas y el medio ambiente.

Estamos satisfechos con los resultados alcanzados y aún más con el compromiso de nuestros empleados en la implementación de la

agenda de transformación de la compañía en la búsqueda de la maximización del valor.

Sin embargo, tenemos que reconocer que queda mucho por hacer, solo estamos al comienzo de un viaje con muchos obstáculos

importantes que superar. Todavía somos una empresa muy endeudada con altos costos y una industria que enfrenta grandes

desafíos en un escenario global de cambio acelerado y una creciente interdependencia entre las diferentes actividades económicas.

El reconocimiento de nuestras deficiencias nos alienta cada vez más a trabajar para convertirnos en la mejor compañía energética en

la generación de valor para los accionistas, centrados en el petróleo y el gas, y con seguridad, respeto por las personas y el medio

ambiente.

6

Destaques del resultado del 3T19:

La ganancia neta recurrente y el EBITDA ajustado de la Compañía fueron de US$ 2,5 mil millones y US$ 8,9 mil millones,

respectivamente, excluyendo los efectos de ítems no recurrentes.

Considerando los ítems no recurrentes, la ganancia neta alcanzó US$ 2,3 mil millones, reflejando principalmente el

aumento en la producción de petróleo y gas y la ganancia de capital de la venta de BR Distribuidora.

El EBITDA ajustado fue de US$ 8,2 mil millones, estable en comparación con el 2T19 a pesar de la caída en los precios

de Brent, como resultado del sólido desempeño operativo, con mayores márgenes en diésel y GLP, mayores volúmenes

de exportación. ventas de petróleo y diésel en el mercado interno.

En el 3T19, la razón deuda neta ajustada / LTM EBITDA cayó a 2,40x versus 2,71x en el 2T19, aplicando los efectos del

IFRS 16 a lo largo del LTM EBITDA ajustado de 2018. 1,82x en el 3T19.

El Consejo de Administración aprobó la distribución anticipada de remuneración a los accionistas en forma de intereses

sobre el patrimonio (JCP) por un monto de R$ 2,6 mil millones, equivalente a R$ 0,20 por acción ordinaria y preferente

por circulación.

7

Principales indicadores *

Tabla 1 - Principales indicadores Variación (%)

US$ milliones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18 3T19 /

2T19

3T19 /

3T18

9M19 /

9M18

Ingresos de ventas 19.416 18.502 22.547 56.721 62.902 4,9 (13,9) (9,8)

Ganancia bruta 7.561 7.702 8.385 21.853 24.578 (1,8) (9,8) (11,1)

Gastos operativos -4.069 2.183 -4.433 -4.885 -10.695 (286,4) 8,2 54,3

Ganancia neta - Accionistas Petrobras 2.289 4.811 1.683 8.170 6.622 (52,4) 36,0 23,4

Ganancia neta recurrente - Accionistas

Petrobras

2.513 2.28 3.138 6.150 8.029 10,2 (19,9) (23,4)

Flujo de caja operativo 8.270 5.226 5.551 18.206 19.501 58,2 49,0 (6,6)

Flujo de caja libre 6.480 3.172 2.049 12.784 10.160 104,3 216,3 25,8

EBITDA ajustado 8.209 8.326 7.559 23.829 23.843 (1,4) 8,6 (0,1)

EBITDA ajustado recurrente * 8.853 8.517 8.869 25.044 25.575 3,9 (0,2) (2,1)

Deuda bruta (US$ millones) 89.901 101.029 88.115 89.901 88.115 (11,0) 2,0 2,0

Deuda bruta excluyendo el IFRS 16 (US$

millones)

66.070 75.527 87.927 66.070 87.927 (12,5) (24,9) (24,9)

Deuda neta (US$ millones) 75.419 83.674 72.888 75.419 72.888 (9,9) 3,5 3,5

Deuda neta excluyendo el IFRS 16* (US$

millones)

51.588 58.172 72.700 51.588 72.700 (11,3) (29,0) (29,0)

Deuda neta / LTM EBITDA ajustado (x) * 2,40 2,71 2,62 2,40 2,62 (11,4) (8,4) (8,4)

Deuda neta / LTM EBITDA ajustado

excluyendo el IFRS 16 (x) *

1,82 2,03 − 1,82 − (10,5)

Dólar de venta promedio 3,97 3,92 3,95 3,89 3,60 1,3 0,5 8,1

Brent (US$/bbl) 61,94 68,82 75,27 64,65 72,13 (10,0) (17,7) (10,4)

Precio de venta del petróleo (US$/bbl) 58,10 64,79 70,14 60,58 66,64 (10,3) (17,2) (9,1)

Precio de derivados básicos - Mercado

interno (R$/bbl)

73,05 78,53 83,43 75,06 81,23 (7,0) (12,4) (7,6)

TAR (tasa de accidentes registrada por

millón de horas hombre)

0,75 0,88 1,06 0,75 1,06 (0,1) (0,3) (0,3)

ROCE ajustado excluyendo el IFRS 16 -%** 7,42 7,83 6,74 7,42 6,74 (0,4) 0,68 0,68

* Véase la conciliación de la Ganancia neta y el EBITDA ajustado excluyendo elementos especiales y los efectos del IFRS 16 en la sección Partidos especiales. Consulte los

efectos del IFRS en la sección Impactos del IFRS 16.

** Ratio calculada usando deuda en reales.

8

Resultado Consolidado

Ingresos netos

La principal moneda funcional del Grupo Petrobras es el real brasileño, que es la moneda funcional de la empresa matriz y sus filiales

brasileñas. Como la moneda de presentación del Grupo Petrobras es el dólar estadounidense, los resultados de las operaciones en

reales brasileños se convierten a dólares estadounidenses utilizando los tipos de cambio promedio vigentes durante el período. Para

obtener información detallada sobre los efectos de conversión de divisas en el estado de resultados de la Compañía, consulte el ítem

"Efectos de conversión de divisas en los resultados de operaciones del 3T 2019".

Tabla 2 – Ingresos netos por productos* Variación (%)

US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18 3T19 /

2T19

3T19 /

3T18

9M19 /

9M18

Diésel 6.030 5.949 6.636 17.398 17.208 1,4 (9,1) 1,1

Subvención del Diésel − − 740 − 889 - -

Gasolina 2.346 2.598 2.967 7.291 8.934 (9,7) (20,9) (18,4)

Gas licuado de petróleo (GLP) 1.075 1.090 1.101 3.175 3.377 (1,4) (2,4) (6,0)

Queroseno de aviación (QAV) 928 946 1.091 2.852 3.024 (1,9) (14,9) (5,7)

Nafta 352 475 689 1.247 1.804 (25,9) (48,9) (30,9)

Óleo combustible (incluido el búnker) 227 259 411 772 935 (12,4) (44,8) (17,4)

Otros derivados del petróleo 915 832 1.020 2.582 2.807 10,0 (10,3) (8,0)

Subtotal de derivados 11.873 12.149 14.655 35.317 38.978 (2,3) (19,0) (9,4)

Gas natural 1.501 1.417 1.437 4.434 3.957 5,9 4,5 12,1

Renovables y nitrogenados 61 62 103 202 268 (1,6) (40,8) (24,6)

Ingresos de derechos no ejercidos* 174 169 54 508 416 3,0 222,2 22,1

Energia electrica 275 162 954 934 1.827 69,8 (71,2) (48,9)

Servicios, agenciamiento y otros 199 178 227 706 1.040 11,8 (12,3) (32,1)

Total mercado interior 14.083 14.137 17.430 42.101 46.486 (0,4) (19,2) (9,4)

Exportaciones de petróleo, derivados y otros 4.856 3.937 3.409 12.650 11.318 23,3 42,4 11,8

Ventas de las unidades internacionales 477 428 1.708 1.970 5.098 11,4 (72,1) (61,4)

Total mercado externo 5.333 4.365 5.117 14.620 16.416 22,2 4,2 (10,9)

Total 19.416 18.502 22.547 56.721 62.902 4,9 (13,9) (9,8)

El 3T19 estuvo marcado por el fuerte volumen de producción de petróleo que, combinado con los inventarios formados en el 2T19,

condujo a un aumento en las exportaciones de petróleo y de derivados, como gasolina y combustible bajo en azufre. Este hecho,

combinado con el aumento en las ventas nacionales de diesel debido al período de cosecha de granos en Brasil, y las mayores ventas

de gas natural y generación de electricidad, ambos influenciados por el empeoramiento de las condiciones hidrológicas que se

reflejaron en el aumento La demanda de PLD y termoeléctrica contribuyó a un aumento en los ingresos por ventas, que totalizaron

US$ 19,4 mil millones en el 3T19, el 4,9% más que en el 2T19.

Hubo menores ingresos por las ventas de gasolina en Brasil debido a los precios más bajos debido a la disminución en la propagación

de crack, a pesar de los mayores volúmenes. Los ingresos por nafta también disminuyeron, principalmente debido a la caída en el

volumen de ventas, impulsada por una menor demanda del producto en el mercado interno.

En términos del desglose de los ingresos por ventas, el diésel sigue siendo el producto más relevante, representando el 51% de los

ingresos por ventas nacionales, un aumento del 1,4% respecto al trimestre anterior, seguido de la gasolina, con el 20% de ventas, el

9,7% menos que en el trimestre anterior.

* Ingresos procedentes de derechos no ejercidos por los clientes en ciertos acuerdos de cláusula de take or pay y ship or pay.

9

En cuanto a las ventas al mercado extranjero, tenemos la siguiente distribución de destinos de exportación:

Tabla 3 – Exportaciones de petróleo Tabla 4 – Exportaciones de derivados

País 3T19 2T19 1T19 9M19

China 64% 73% 82% 72% Estados Unidos 13% 14% 5% 11%

Chile 6% 2% 8% 5%

Índia 4% 6% 5% 5%

Otros 13% 5% 0% 7%

País 3T19 2T19 1T19 9M19

Estados Unidos 50% 45% 38% 45% Singapur 31% 36% 33% 33%

Holanda 4% 0% 11% 5% China 1% 0% 3% 1%

Otros 14% 19% 15% 16%

China sigue siendo el principal destino de nuestras exportaciones de petróleo, seguida de Estados Unidos y Chile. La exportación de

derivados se destina principalmente al mercado norteamericano y a Singapur.

Costo de los productos vendidos

Tabla 5 - Costo de los productos vendidos Variación (%)

US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18 3T19 /

2T19

3T19 /

3T18

9M19 /

9M18

Operaciones en Brasil (11.494) (10.360) (12.760) (33.155) (34.097) (11,0) 10,0 3,0

Compras e importaciones (3.425) (3.125) (3.999) (9.687) (8.181) (10,0) 14,0 (18,0)

Petróleo (1.445) (1.404) (1.379) (4.139) (2.915) (3,0) (5,0) (42,0)

Derivados (1.144) (1.102) (1.368) (3.160) (2.758) (4,0) 16,0 (15,0)

Gas natural (836) (619) (1.252) (2.388) (2.508) (35,0) 33,0 5,0

Producción (7.563) (6.921) (8.101) (22.170) (24.344) (9,0) 7,0 9,0

Petróleo (5.845) (5.052) (5.949) (17.053) (18.177) (16,0) 2,0 6,0

Participaciones gubernamentales (2.122) (2.205) (2.541) (6.619) (6.869) 4,0 16,0 4,0

Demás costos (3.723) (2.847) (3.408) (10.434) (11.308) (31,0) (9,0) 8,0

Derivados (1.057) (1.049) (1.221) (3.036) (3.552) (1,0) 13,0 15,0

Gas natural (661) (820) (931) (2.081) (2.615) 19,0 29,0 20,0

Participaciones gubernamentales (154) (225) (217) (536) (644) 32,0 29,0 17,0

Demás costos (507) (595) (714) (1.545) (1.971) 15,0 29,0 22,0

Servicios prestados, electricidad,

renovables, nitrogenados y otros. (506) (314) (660) (1.298) (1.572) (61,0) 23,0 17,0

Operaciones en el Extranjero (361) (440) (1.403) (1.712) (4.256) 18,0 74,0 60,0

Total (11.855) (10.800) (14.163) (34.867) (38.353) (10,0) 16,0 9,0

El costo de los productos vendidos totalizó US$ 11,9 mil millones en el 3T19, un aumento del 10% con respecto al 2T19. Este aumento

se debió principalmente a los mayores costos de producción de petróleo del 17%, totalizando US$ 5,9 mil millones y reflejando los

mayores volúmenes de petróleo exportados en el 3T19, un aumento de más del 40% con respecto al 2T19, además del aumento en

10

las ventas de derivados producidos con petróleo propio. A pesar del aumento en las ventas, el costo de producción de derivados se

mantuvo estable en US$ 1,1 mil millones en comparación con el 2T19.

Por otro lado, las participaciones gubernamentales disminuyeron, a pesar del aumento en el volumen, como resultado de la tendencia

a la baja de Brent y Henry Hub, así como la reducción en el gasto en los campos de Lula y Jubarte principalmente debido a la reciente

decisión sobre el cobro en la corte de una parte controvertida de la participación gubernamental del campo de Lula, debido a las

discusiones sobre su unificación con el área de producción adyacente conocida como Iracema.

Los costos de importación de gas natural aumentaron un 35% a US$ 836 millones para satisfacer la demanda termoeléctrica,

principalmente GNL, que redujo su cotización en el mercado internacional, manteniendo su competitividad frente al gas boliviano.

También hubo un aumento del 4% en los costos de importación de derivados, a US$ 1,1 mil millones, especialmente diésel, para

satisfacer la mayor demanda del producto en el trimestre, ya que se utilizaron algunas corrientes de diésel para la formulación del

bunker 0,5% según las especificaciones de IMO 2020.

Gastos operativos

Tabla 6 - Gastos operativos Variación (%)

US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18 3T19 /

2T19

3T19 /

3T18

9M19 /

9M18

Gastos con ventas, generales y

administrativos (1.759) (1.494) (1.808) (4.720) (5.128) (17,7) 2,7 8,0

Ventas (1.252) (935) (1.297) (3.090) (3.458) (33,9) 3,5 10,6

Materiales, servicios, alquileres y otros (1.048) (740) (750) (2.474) (2.326) (41,6) (39,7) (6,4)

Depreciación, depleción y amortización (137) (142) (24) (415) (116) 3,5 (470,8) (257,8)

Pérdidas de créditos esperadas (9) 2 (475) (36) (863) (550,0) 98,1 95,8

Gastos de personal (58) (55) (48) (165) (153) (5,5) (20,8) (7,8)

Generales y administrativas (507) (559) (511) (1.630) (1.670) 9,3 0,8 2,4

Gastos de personal (351) (359) (332) (1.079) (1.079) 2,2 (5,7) −

Materiales, servicios, alquileres y otros (121) (153) (148) (427) (502) 20,9 18,2 14,9

Depreciación, depleción y amortización (35) (47) (31) (124) (89) 25,5 (12,9) (39,3)

Costos exploratorios para la extracción de

óleo y gas (70) (100) (104) (344) (402) 30,0 32,7 14,4

Costos con investigación y desarrollo

tecnológico (146) (146) (159) (430) (475) − 8,2 9,5

Impuestos (141) (66) (147) (300) (381) (113,6) 4,1 21,3

Otros (gastos) ingresos (1.953) 3.989 (2.215) 909 (4.309) (149,0) 11,8 121,1

Total (4.069) 2.183 (4.433) (4.885) (10.695) (286,4) 8,2 54,3

Los gastos de venta, generales y administrativos totalizaron US$ 1,8 mil millones en el 3T19, un aumento del 17,7% con respecto al

2T19, principalmente debido al aumento en los gastos de logística para el uso de tuberías. Excluyendo este efecto, las ventas y los

gastos generales y administrativos no habrían cambiado en comparación con el 2T19.

Los gastos de exploración para la extracción de petróleo y gas en el 3T19 fueron de US$ 70 millones, una disminución del 30% en

comparación con el 2T19, debido a menores gastos con pozos exploratorios donde no fueran encontrados hidrocarburos.

Los otros gastos operativos totalizaron US$ 2 mil millones en el 3T19 contra los otros ingresos operativos de US$4 mil millones en

el 2T19. Este resultado refleja la ganancia de capital de US$ 5,5 mil millones de la venta de TAG en el 2T19, así como los efectos

negativos en el 3T19 relacionados con el impairment de la plataforma P-37 en el campo Marlim, del campo Corvina y del buque Vitoria

10.000, por un monto de US$ 607 millones, y a la mayor provisión para pérdidas en demandas, por un monto de US$ 710 millones,

principalmente debido a la revisión de la estimación de pérdida con litigio arbitral.

11

A continuación, presentamos los detalles de los impairments reconocidos en el trimestre:

Tabla 7 - Impairments

Consolidado - US$ millones

Activos por naturaleza Impairment Detallamiento

Comperj (17) Inversiones realizadas en servicios públicos Comperj Train 1

Buque Sonda Vitoria 10.000 (112) Resultado negativo de la subasta para la venta del barco Sonda NS-30

P-37 (319) No aprovechamiento de la plataforma en el campo Marlim

Campo de Corvina (158) Cierre de la producción de campo de Corvina y no utilización de la plataforma P-09

Otros 1

Total (607)

En el 3T19, se realizó una subasta para la venta del Buque Sonda Vitoria 10.000, y se reconoció un impairment adicional como

resultado de su resultado.

Con respecto a Comperj, dado que no hay expectativas de flujos de efectivo futuros que devuelvan las inversiones respectivas, se

reconocieron pérdidas adicionales en el resultado. En el 3T19, el impariment resultó de las inversiones realizadas en el Tren 1

Comperj, que son parte de la infraestructura conjunta necesaria para el flujo y el procesamiento de gas natural desde el polo pre-sal

de la Cuenca de Santos.

La compañía decidió no reutilizar la plataforma P-37, ubicadas en el campo de Marlim, y cerrar la producción de campo de Corvina,

con el reconocimiento de pérdidas por desvalorización en estos activos.

EBITDA ajustado

En el 3T19, el EBITDA ajustado consolidado alcanzó US$ 8,2 mil millones, estable en comparación con el 2T19, a pesar de la

disminución de Brent. La resistencia a las fluctuaciones de Brent fue posible gracias a un sólido desempeño operativo, con mayores

márgenes en diesel y GLP, mayores volúmenes de exportación de petróleo y ventas de diesel en Brasil, y ganancias con derivados de

las operaciones offshore de petróleo y derivados.

12

1

.En el 3T19, la fuerte caída de Brent fue mitigada por el buen desempeño operativo y el aumento de la participación de pre-sal en la

producción total (60,4% de la producción de petróleo en el trimestre).

Al observar todo el período revisado (2015 X 3T19), vemos que el índice EBITDA ajustado E&P / boe aumentó en el 120%, mientras

que Brent aumentó en un 10,6% durante el mismo período, lo que muestra la mejora en los rendimientos como resultado de la

priorización de activos donde somos los propietarios naturales.

1 * Indicador calculado con la producción comercial de 2,32 MM boed, ref. 9M19, 86% de la producción total

13

La reducción en el índice EBITDA ajustado de refino en US$/bbl en el 3T19 refleja el efecto negativo del inventario en la comparación

trimestral. En el período iniciado desde 2015, la tendencia a la baja se debe a la reducción en los márgenes de negociación de

derivados en Brasil.

Resultado financiero

Tabla 8 - Resultado Financiero Variación (%)

US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18 3T19 /

2T19

3T19 /

3T18

9M19 /

9M18

Ingresos financieros 339 332 428 928 1.910 2,1 (20,8) (51,4)

Ingresos con aplicaciones financieras y

títulos públicos 160 114 130 399 422 40,4 23,1 (5,5)

Desgaste en la recompra de valores

distintos de acciones de dívida 2 1 59 5 301 100,0 (96,6) (98,3)

Ganancias con acuerdos firmados (sector

eléctrico) (1) 80 - 79 574 (101,3) (86,2)

Otros 178 137 239 445 613 29,9 (25,5) (27,4)

Gastos financieros (2.425) (1.591) (1.168) (5.793) (4.403) (52,4) (107,6) 31,6

Gastos de financiación (1.284) (1.233) (1.408) (3.831) (4.560) (4,1) 8,8 (16,0)

Gastos de arrendamientos mercantiles*2 (369) (452) (2) (1.154) (8) 18,4 (18.350,0) 14,325,0

Ganancia en la recompra de valores distintos

de acciones

(665) (1) (2) (850) (606) (66.400,0) (33.150,0) 40,3

Cargos financieros capitalizados 314 347 396 1.007 1.384 (9,5) (20,7) (27,2)

Actualización financiera de la provisión de

desmantelamiento (194) (202) (151) (605) (500) 4,0 (28,5) 21,0

Otros (227) (50) (1) (360) (113) (354,0) (22.600,0) 218,6

Variaciones monetarias y cambiarias, netas (654) (928) (830) (2.297) (2.112) 29,5 21,2 8,8

Variaciones cambiarias 6 (202) (84) (215) 150 103,0 107,1 (243,3)

Reclasificación de la cobertura de hedge (746) (739) (801) (2.240) (2.411) (0,9) 6,9 (7,1)

Otros 86 13 55 158 149 561,5 56,4 6,0

Total (2.740) (2.187) (1.570) (7.162) (4.605) (25,3) (74,5) 55,5

En el 3T19, estuvimos muy activos en la gestión de pasivos, accediendo significativamente a los mercados de capitales extranjeros,

con la recompra de títulos de deuda por valor de US$ 9 mil millones, incluido el intercambio de valores. Este movimiento, esencial

para la reducción continua de la deuda, dio como resultado un agio de US$ 665 millones. Este agio fue el resultado de la dificultad de

recomprar valores en el mercado de capitales, debido a la mejora de nuestro riesgo crediticio y la consiguiente reducción en los yelds,

junto con la falta de opciones en el mercado financiero para la asignación de recursos.

La titulización de las cuentas por cobrar de Eletrobras también fue relevante para la reducción de la deuda, así como para eliminar el

riesgo de no recibo de las cuentas por cobrar, resultando, mientras, en gastos financieros de US$ 128 millones. Excluyendo este

factor, los gastos financieros serían de US$ 1,16 mil millones, 6% más bajos que el trimestre anterior, debido al menor saldo de la

deuda. Con este pago, el saldo pendiente restante de todos los instrumentos de asunción de deuda en poder de Petrobras en relación

con Eletrobras, el 30/09/2019 es de US$ 124 millones, con pagos previstos hasta el 30 de abril de 2021.

2 *A partir del 2019, la compañía adoptó el IFRS 16 de forma prospectiva y tuvo un impacto en la depreciación de los gastos por intereses. Para obtener información

adicional, consulte el capítulo Impactos del IFRS 16 en la página 15.

14

Los ingresos se asignarán a la gestión de pasivos de la Compañía, que tiene como objetivo mejorar el perfil de amortización y reducir

el costo de la deuda, teniendo en cuenta el objetivo de desapalancamiento previsto en nuestro Plan de Negocios y Gestión 2019-

2023.

Los gastos de arrendamiento también disminuyeron debido a la amortización de los pagos de arrendamiento, junto con el hecho de

que las nuevas plataformas que entran en operación pertenecen a Petrobras.

Finalmente, destacamos que las variaciones monetarias y cambiarias redujeron las ganancias en US$ 654 millones, en comparación

con la reducción de US$ 928 millones en el 2T19, principalmente debido a la variación positiva en la exposición activa de los depósitos

judiciales de la Class Action que fueron aprovisionados en cuenta, a la espera de la terminación final del acuerdo

Ganancia neta atribuible a los accionistas Petrobras

La ganancia neta en el 3T19 alcanzó US$ 2,3 mil millones, equivalente a US$ 0,18 por acción, frente a US$ 4,8 mil millones en el 2T19.

El resultado más bajo en comparación con el trimestre anterior se debió a la venta de TAG en el 2T19 y a gastos con impuesto sobre

la renta y contribución social en el 3T19 como resultado de la baja de activos fiscales diferidos en el extranjero, parcialmente

compensados por la ganancia en la venta de acciones de BR Distribuidora en 3T19. En 9M19, la ganancia neta fue de US$ 8,2 mil

millones, en comparación con US$ 6,6 mil millones en el mismo período del año anterior.

Ganancia neta recurrente atribuible a los accionistas Petrobras y EBITDA ajustado recurrrente

La ganancia neta y el EBITDA ajustado excluyendo el impacto de los ítems no recurrentes fueron de US$ 2,5 mil millones y US$ 8,9

mil millones, respectivamente. En la ganancia neta, los ítems no recurrentes totalizaron US$ 378 millones antes de impuestos,

especialmente (i) ganancias por la venta de BR Distribuidora (US$ 3,5 mil millones), (ii) pérdidas con contingencias legales (US$ 719

millones), (iii) impairment (US$ 606 millones). El EBITDA ajustado se vio afectado principalmente por las pérdidas con las

contingencias judiciales mencionadas anteriormente.

15

Ítems no recurrentes *

Tabla 9 - Ítems no recurrentes Variación (%)

US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18 3T19 /

2T19

3T19 /

3T18

9M19 /

9M18

Ganancia neta 2.228 4.935 1.749 8.288 6.633 (54,9) 27,4 25,0

Ítems no recurrentes 378 4.331 (1.745) 4.291 (1.672) (91,3) 121,7 356,6

Ítems no recurrentes que no afectan el EBITDA

ajustado 1.021 4.524 (434) 5.507 62 (77,4) 335,3 8.782,3

Impairment de activos e inversiones (606) (33) (327) (629) (290) (1.736,4) (85,3) (116,9)

Realización de ajustes de conversión acumulativos

- CTA − − − (34) −

Ingresos por enajenación y cancelación de activos (163) 5.405 (67) 5.425 620 (103,0) (143,3) 775,0

Ganancia com el follow on de BR Distribuidora 3.515 − − 3.515 −

Efecto de diferencia de conversion sobre

contingencias relevantes en moneda extranjera (141) 36 (98) (120) (539) (491,7) (43,9) 77,7

Acuerdos firmados com el Sector eléctrico* (1) 80 − 79 574 (101,3) (86,2)

Pérdida de valor referente a la anticipación de

cuentas por cobrar do sector elétrico¹ (128) − − (128) −

Baja de activos fiscales diferidos (792) (966) − (1.758) − 18,0

(Pérdidas) / Ganancias en la recompra de títulos

de deudas (664) 1 58 (845) (304) (66.500,0) (1.244,8) (178,0)

Otros ítems no recurrentes (643) (192) (1.311) (1.214) (1.733) (234,9) 51,0 29,9

PDV (68) (86) 1 (154) 2 20,9 (6.900,0) (7.800,0)

Plan de carreras y remuneración − (1) (289) (2) (289) (100,0) (100,0) 99,3

Resarcimiento de valores - Operación Lava Jato 112 79 439 191 439 41,8 (74,5) (56,5)

Resultado relacionado a desmantelamiento de

áreas (1) − − (1) −

Programas de amnistías estaduales − − (88) − (125) (100,0) (100,0)

Pérdidas de crédito esperadas referentes al

sector eléctrico 1 (3) (479) (17) (873) 133,3 100,2 98,1

(Pérdidas)/Ganancias con contingencias judiciales (719) (173) (895) (1.257) (975) (315,6) 19,7 (28,9)

Igualación de gastos - AIP 33 (9) − 24 − 466,7

Ingresos por multa contractual por no completar

la venta de Liquigás − − − − 88 (100,0)

Efecto neto de ítems no recurrentes sobre el

impuesto sobre la renta / contribución social (601) (1.801) 289 (2.271) 264 66,6 (308,0) (960,2)

Ganancia neta recurrente 2.451 2.404 3.203 6.267 8.039 2,0 (23,5) (22,0)

Accionistas de Petrobras 2.513 2.280 3.138 6.150 8.029 10,2 (19,9) (23,4)

Accionistas no controladores (62) 124 66 117 11 (150,0) (193,9) 963,6

Efecto del IFRS 16 sobre la ganancia neta (232) (175) − (596) − (32,6)

EBITDA ajustado 8.210 8.325 7.558 23.829 23.842 (1,4) 8,6 (0,1)

Ítems no recurrentes (643) (192) (1.311) (1.214) (1.733) (234,9) 51,0 29,9

EBITDA ajustado recurrente 8.853 8.517 8.869 25.044 25.575 3,9 (0,2) (2,1)

Efectos del IFRS 16 950 1.141 − 3.080 − (16,7)

A juicio de la Administración, los ítems no recurrentes presentados anteriormente, aunque relacionados con los negocios de la

Compañía, se destacaron como información complementaria para una mejor comprensión y evaluación del resultado. Dichos

elementos no ocurren necesariamente en todos los períodos y se divulgan cuando es relevante. En el 3T19, la baja de los activos

fiscales diferidos y la plusvalía / plusvalía negativa en las recompras de títulos de deuda se clasificaron como ítems no recurrentes,

lo que resultó en reclasificaciones en los resultados de los períodos comparativos.

* Registrado en el resultado financiero.

16

Adopción del IFRS 16

La siguiente tabla muestra los impactos en las líneas principales del Balance general, Estado de resultados y Flujo de caja.

Tabla 10 – Efectos de la adopción del IFRS16

US$ millones Divulgado el

30.09.2019

Efectos de la

adopción del IFRS

16

Saldo sin los efectos del

IFRS 16 a 30.09.2019

Balance General

Activo 221.993 22.630 199.363

Pasivo 221.993 22.630 199.363

Estados del Resultado

Ganancia bruta 21.853 130 21.723

Gastos operativos (4.885) 119 (5.004)

Ganancia (pérdida) operativa 16.968 251 16.717

Resultado financiero neto (7.162) (1.154) (6.008)

Participación en inversiones 363 − 363

Ganancia (pérdida) antes de impuestos 10.169 (903) 11.072

Impuesto de renta y contribución social (4.441) 306 (4.747)

Ganancia (pérdida) neta de operaciones continuas 5.728 (596) 6.324

Ganancia (pérdida) neta de operaciones discontinuadas 2.560 − 2.560

Ganancia (pérdida) neta 8.288 (596) 8.884

Flujo de Efectivo

Actividad operativa 18.206 2.691 15.515

Actividades de inversión 6.076 932 5.144

Actividades de financiación (25.690) (3.622) (22.068)

Caja y equivalentes de caja al final del período 13.179 − 13.179

Deuda neta 75.419 23.659 51.760

EBITDA ajustado 23.829 3.080 20.749

LTM EBITDA ajustado 31.486 3.080 28.406

Deuda neta / LTM EBITDA ajustada 2,40 0,58 1,82

La adopción del IFRS 16 no altera la estrategia de desapalancamiento de Petrobras, manteniendo el objetivo de reducir la relación

deuda neta / EBITDA ajustada a 1,5x en 2020.

17

Inversiones

Los montos de inversión (Capex) incluyen la adquisición de propiedades, planta y equipo, incluidos arrendamientos, activos

intangibles, inversiones en subsidiarias y afiliadas, gastos geológicos y geofísicos, gastos de investigación y desarrollo y gastos pre

operativos. Para el Capex presentado en esta sesión de informe, la norma internacional de contabilidad IFRS16 - Leasing no es

aplicable.*

Tabla 11 - Inversiones por segmento Variación (%)

US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18 3T19 /

2T19

3T19 /

3T18

9M19 /

9M18

Exploración y Producción 1.912 2.118 3.440 6003 8892 (9,7) (44,4) (32,5)

Refinación 457 320 292 1013 732 42,6 56,5 38,4

Gas y Energia 167 87 110 324 281 92,5 52,2 15,3

Distribución* 1 34 33 71 90 (98,4) (98,4) (21,6)

Otros 75 36 33 146 118 110,5 126,9 23,4

Total 2.612 2.595 3.908 7.556 10.113 0,7 (33,2) (25,3)

En el 3T19, las inversiones totalizaron US$ 2,6 mil millones, más del 75% correspondiente a inversiones de capital. En los 9M19

alcanzamos los US$ 7,6 mil millones, en línea con el nuevo objetivo de US$ 10 a 11 mil millones, anunciado en el 2T19.

Las inversiones de capital son aquellas inversiones con el objetivo principal de aumentar la capacidad de los activos existentes,

desplegar nuevos activos de producción, escorrentía y almacenamiento, aumentar la eficiencia o el rendimiento de los activos, y

desplegar infraestructura esencial para permitir otros proyectos de inversión de capital. Incluye adquisiciones de activos / empresas

e inversiones en actividades exploratorias.

Por otro lado, las inversiones actuales son aquellos gastos clasificados como inversiones con el objetivo principal de mantener la

operación de los activos existentes, es decir, no están destinados a aumentar la capacidad de las instalaciones, además de las

inversiones en infraestructura cuya implementación no es esencial para permitir otro proyecto de inversión de capital.

En el 3T19, las inversiones en el segmento de Exploración y Producción totalizaron US$ 1,9 mil millones, de los cuales más del 85%

fueron inversiones de capital. Las inversiones se concentraron principalmente: (i) en el desarrollo de la producción del polo pre-sal

de la Cuenca de Santos; (ii) nuevos proyectos en campos maduros; y (iii) exploración de nuevas áreas productoras.

En el segmento de Refinación, las inversiones totalizaron US$ 0,5 mil millones en el 3T19, de las cuales más del 45% fueron inversiones

de capital. En el segmento de Gas y Energía, las inversiones totalizaron US$ 0,2 mil millones en el 3T19, de las cuales más del 60%

fueron inversiones de capital.

Los resultados de inversión presentados en el 3T19, en particular la realización de grandes proyectos de desarrollo de producción,

refuerzan la proyección de un rango de US$ 10 a 11 mil millones para el año, como se informó en el 2T19, sin considerar los bids.

* Con la venta de BR Distribuidora, las inversiones de esta subsidiaria se desconsolidaron a partir del 3T19.

18

La siguiente tabla presenta la información principal de los nuevos sistemas de producción de petróleo y gas ya contratados.****

Tabla 12 – Principales proyectos

Proyecto

Inicio

proyecta

do de la

operación

Capacidad de

la plataforma

(barriles de

petróleo /

día)

CAPEX

Petrobras

Realizado

US$ mil

millones

CAPEX

Total

Petrobras

US$ mil

millones*

Parcela de

Petrobras Status

Berbigão

(P-68)

Unidad Propia

2019 150.000 1,5 2,6 42,5%**

Proyecto en ejecución con UEP con

más del 99% de progreso físico. 11

pozos perforados y 5 completados.

Atapu 1

(P-70)

Unidad Propia

2020 150.000 1,6 3,8 100%**

Proyecto en ejecución con UEP con

más del 97% de progreso físico. 10

pozos perforados y 2 completados.

Sépia 1

(FPSO Carioca)

Unidad Propia

2021 180.000 0,2 3,0 100%**

Proyecto en ejecución con UEP con

más del 70% de progreso físico. 5

pozos perforados y 2 completados.

Mero 1

(FPSO Guanabara)

Unidad Propia

2021 180.000 0,1 1,3 40%

Proyecto en ejecución con UEP con

más del 60% de progreso físico. 4

pozos perforados y 1 completado.

Búzios 5

(FPSO

Alm.Barroso)

Unidad Fletada

2022 150.000 0,1 3,1 100%

Proyecto en construcción con UEP

con más del 10% de progreso físico

con 1 pozo perforado.

Mero 2 (FPSO

Sepetiba)

Unidad Fletada

2023 180.000 0,01 1,2 40%

Proyecto en ejecución con UEP con

más del 10% de progreso físico. 4

pozos perforados y 2 completados.

Marlim 1 (FPSO

Anita Garibaldi)

Unidad Fletada

2022 80.000 0,04 2,8 100%

Proyecto en construcción, carta de

intenciones firmada por la

plataforma chárter en octubre de

2019

Marlim 2 (FPSO

Ana Néri)

Unidad Fletada

2023 70.000 0,01 1,9 100%

Proyecto en construcción, carta de

intenciones firmada por la

plataforma chárter en octubre de

2019

* Parte de Petrobras en el campo principal, proceso de unificación en curso.

19

Gestión del Portfolio

Concluimos la oferta pública de acciones de BR Distribuidora en julio que, junto con la entrada de efectivo de la venta de Polo Pargo,

firmada en 2018, resultó en una entrada de efectivo de US$ 2,9 mil millones en el 3T19. Además, hemos firmado contratos para la

venta de campos de aguas rasas y terrestres por un total de US$ 213 millones. Estas transacciones, aunque de bajo valor en

comparación con el total de la cartera de activos desinvertidos, son de suma importancia para la gestión eficiente de la cartera y el

ahorro de costos, ya que no son activos core.

Estas ventas contribuyeron a nuestro total de US$ 15,3 mil millones en transacciones de desinversión totales firmadas y completadas

para 2019 hasta la fecha, incluidas las transacciones firmadas en 2018 y completadas en 2019 (con entradas de efectivo de US$ 13, 3

mil millones como se detalla a continuación).

Tabla 13 – Transaciones firmadas

Activo Valor da Transación (US$ millones) Valor recibido (US$ millones)

Campo de Maromba 90 20

Refinería de Pasadena 562 467

TAG*3 8.722 8.722

Campo de Tartaruga Verde 1.294 259

Campos Terrestres - RN 384 29

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

Polo Pargo Firmado en 2018 324

Distribuição no Paraguai Firmado en 2018 381

PO&G BV Firmado en 2018 350

Valor total 15.334 13.257

Tenemos los siguientes activos en proceso de desinversión en nuestra cartera, así como varios proyectos en la fase de estructuración

para la venta, cuyos teasers se lanzarán pronto.

Tabla 14 – Activos en proceso de desinversiones

Teaser / Fase no vinculante Fase Vinculante

Activos de Refinación

(RNEST, RLAM, REPAR, REFAP, RNEST, RLAM, REPAR E REFAP) Liquigás

Campos Terrestres (AM) Campos de Aguas profundas (SE e AL)

Campos Terrestres (BA, ES, SE e CE)

Campos de Aguas Rasas (CE, SE, ES e RJ)

UFN-III y Araucária Nitrogenados

Breitener Energética

Mega

La venta adicional de la participación de BR Distribuidora en el trimestre y el inicio del proceso de desinversión de las refinerías se

encuentran entre las principales acciones establecidas en el Plan de Resiliencia y las nuevas pautas para la gestión de nuestra cartera.

Petrobras refuerza la importancia de la gestión del portfolio centrada en los activos en los que es propietaria natural, para la mejora

de asignación de capital, la reducción de la deuda y del costo de capital, y el consiguiente aumento en la generación de valor para sus

accionistas.

3

* US$ 800 millones se refieren al pago de una deuda de TAG a BNDES.

20

Liquidez y Recursos de Capital *

Tabla 15 – Liquidez y Recursos de Capital US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18

Efectivo ajustado al comienzo del período 17.847 10.482 18.050 14.982 24.404

Bonos del gobierno federal y depósitos a plazo más de 3

meses al comienzo del período (641) (1.121) (1.053) (1.083) (1.885)

Efectivo y equivalentes de efectivo al comienzo del período 17.206 9.361 16.997 13.899 22.519

Recursos generados por las actividades operativas 8.270 5.226 5.551 18.206 19.501

Actividades operativas de operaciones continuas 8.203 5.258 5.495 17.883 19.147

Actividades operativas de operaciones discontinuadas 67 (32) 56 323 354

Recursos utilizados en actividades de inversión. (643) 7.911 (3.332) 6.076 (3.047)

Operaciones continuas actividades de inversión (2.506) 7.948 (3.304) 4.264 (3.051)

Inversiones en áreas de negocio (1.790) (2.054) (3.502) (5.422) (9.341)

Ingresos por venta de activos (desinversiones) (1) 8.799 1 9.110 4.915

Dividendos recibidos 20 702 220 836 706

Inversiones en valores (735) 501 (23) (260) 669

Actividades de inversión de operaciones discontinuadas 1.863 (37) (28) 1.812 4

(=) Flujo de efectivo de las actividades de operación e

inversión 7.627 13.137 2.219 24.282 16.454

Recursos netos utilizados por las actividades de

financiaciones de las actividades continuas (12.178) (5.033) (4.917) (25.182) (24.104)

Financiamiento Neto (10.544) (2.543) (4.794) (20.125) (23.647)

Captaciones 4 488 580 4.729 8.708

Amortización (10.548) (3.031) (5.374) (24.854) (32.355)

Amortización de arrendamientos mercantiles (1.384) (1.368) − (3.622) −

Dividendos pagados a los accionistas de Petrobras (298) (1.006) (151) (1.304) (316)

Dividendos pagados a accionistas no controladores (3) (86) (7) (89) (92)

Participación de accionistas no controladores 51 (30) 35 (42) (49)

Actividades de financiación de operaciones discontinuadas (13) (432) 10 (508) (59)

Fondos netos generados (utilizados) por actividades de

financiaciones (12.191) (5.465) (4.907) (25.690) (24.163)

Efecto de variación de cambio en efectivo y equivalentes de

efectivo 537 173 (122) 688 (623)

Efectivo y equivalentes de efectivo al final del período 13.179 17.206 14.187 13.179 14.187

Bonos del gobierno federal y time deposits acima de 3 meses

al final del período 1.303 641 1.040 1.303 1.040

Efectivo ajustado al final del período 14.482 17.847 15.227 14.482 15.227

Reconciliación de flujo de efectivo libre Recursos generados por las actividades operativas 8.270 5.226 5.551 18.206 19.501

Inversiones comerciales (1.790) (2.054) (3.502) (5.422) (9.341)

Flujo de caja libre 6.480 3.172 2.049 12.784 10.160

Al 30 de septiembre de 2019, el efectivo y equivalentes de efectivo totalizaron US$ 13,2 mil millones y el efectivo ajustado y

equivalentes de efectivo totalizaron US$ 14,5 mil millones. El 3T19 estuvo marcado por la entrada de fondos provenientes de la

generación operativa de efectivo de US$ 8,3 mil millones y las ganancias netas de US$ 1,9 mil millones de la venta de acciones de BR

Distribuidora (entrada de fondos de US$ 2,5 mil millones y desconsolidación de BR de US$ 0,6 mil millones). Estos fondos, junto con

las entradas de efectivo relacionadas con la venta de TAG en el 2T19, se utilizaron para pagar por adelantado la deuda y la

amortización del principal y los intereses devidos en el período, que totalizaron US$ 10,5 mil millones, así como el gasto de capital en

las areas de negocios.

La generación operativa creció el 58,2% en el trimestre, principalmente debido a las entradas de efectivo de la titulización de cuentas

por cobrar de Eletrobras, por un monto de US$ 2,1 mil millones.

* Con la adopción del IFRS 16, los arrendamientos que afectaron la actividad de inversión se reclasificaron a la actividad de financiamiento.

21

En línea con el plan de resiliencia, estamos trabajando para liberar el exceso de efectivo, lo que nos permite la recolocación a usos

más productivos. En el 3T19, redujimos el efectivo en US$ 4 mil millones para la amortización de la deuda, pero cerramos el 3T19 con

efectivo aún por encima del nivel deseado, dada la entrada de efectivo con respecto a la titulización de cuentas por cobrar de

Eletrobras solamente en el fin del 3T19 y el hecho de que encontramos dificultad para pagar por adelantado la deuda, lo que refleja

la mejora en nuestro riesgo crediticio con nuestros acreedores.

De enero a septiembre, la compañía resolvió varios préstamos y financiamientos, en un monto de US$ 24,9 mil millones, con los

siguientes puntos destacados: i) recompra y/o reembolso de US$ 9,9 mil millones en el mercado internacional de capitales, con el

pago de una prima neta a los tenedores de valores que entregaron sus valores en la operación por un monto de US$ 844 millones; (ii)

el prepago de US$ 8,1 mil millones de préstamos en los mercados bancarios nacionales e internacionales; y (iii) prepago US$ 578

millones de financiamiento del BNDES.

El 3T19 fue particularmente relevante para la reducción de la deuda, con énfasis en (i) la recompra y / o el canje de US$ 2.8 mil millones

de valores en los mercados internacionales de capital y (ii) la prepago de US$ 2,8 mil millones en préstamos en el mercado bancario

internacional.

Además, en septiembre, la compañía llevó a cabo una operación de gestión de deuda en los mercados internacionales de capital por

un monto de US$ 6,2 mil millones, incluida una oferta de canje de valores con vencimiento entre 2023 y 2029 (Global Notes) en montos

equivalentes a US$ 3,7 mil millones, para un nuevo valor con vencimiento en 2030 y prepago de US$ 2,5 mil millones títulos citados.

Reconciliación EBITDA x FCO x FCFE

El EBITDA ajustado alcanzó US$ 8,2 mil millones en el 3T19, en línea con el trimestre anterior. Los efectos en efectivo no capturados

en el EBITDA, como el pago del término de conducta de Petros y los depósitos en garantía, fueron compensados principalmente por

las entradas de efectivo provenientes de la titulización de las cuentas por cobrar de Eletrobras. El flujo de efectivo operativo alcanzó

un nivel récord de US$ 8,3 mil millones en el 3T19 y las inversiones en el negocio de la compañía fueron de US$ 1,8 mil millones, lo

que resultó en un flujo de efectivo libre de US$ 6,5 mil millones en el 3T19.

22

Indicadores de Endeudamiento

Nuestro compromiso con el desapalancamiento tuvo resultados significativos en el 3T19. La entrada de recursos de desinversión

condujo a una caída del 13% en la deuda bruta al 30 de septiembre de 2019, alcanzando US$ 66 mil millones sin los efectos del IFRS16

y del 11% para US$ 89,9 mil millones con los efectos del IFRS 16, respectivamente. Además, la gestión de la deuda aumentó el

vencimiento promedio de 10,25 años a 10,42 años, al tiempo que redujo la tasa promedia de 6,0% a 5,9% por año y el apalancamiento

a 45%.

La fuerte generación de efectivo y el menor saldo de arrendamiento contribuyeron a una reducción del 10% en la deuda neta, que

alcanzó los US$ 75 mil millones bajo el IFRS 16.

El desapalancamiento es una prioridad para Petrobras, cuyo objetivo es reducir la razón deuda neta / EBITDA ajustado a 1,5x para

2020, considerando los efectos del IFRS 16. Al 30 de septiembre de 2019, la razón deuda neta ajustada / EBITDA LTM era 2,40x

considerando los efectos del IFRS 16, una disminución de 2,71x al 30 de junio de 2019.

Tabla 16 – Indicadores de endeudamiento

US$ millones 30.09.2019 30.06.2019 Δ % 30.09.2018

Deuda bruta (sin IFRS16) 66.070 75.527 (12,5) 87.927

Mercado de capitales 34.815 40.584 (14,2) 44.196

Mercado bancario 25.249 28.479 (11,3) 35.389

Bancos de desarrollo 1.950 2.163 (9,8) 4.050

Agencias de crédito a la exportación 3.812 4.049 (5,9) 3.994

Partes relacionadas − − −

Otros 244 252 (3,2) 298

Arrendamientos mercantiles (IFRS 16) 23.831 25.502 (6,6) 188

Deuda bruta (con IFRS16) 89.901 101.029 (11,0) 88.115

Efectivo ajustado 14.482 17.355 (16,6) 15.227

Deuda neta 75.419 83.674 (9,9) 72.888

Deuda neta excluyendo el IFRS 51.588 58.172 (3,3) 72.700

Deuda neta / (Deuda neta + market cap) - Apalancamiento 45% 46% (0,0) 50%

Tasa de interés promedio (% interanual) 5,9 6,0 (1,7) 6,2

Vencimiento medio de la deuda (años) 10,42 10,25 1,7 9,05

Ratio de deuda neta / EBITDA ajustado LTM 2,40 2,71 (11,4) 2,62

Ratio de deuda bruta / EBITDA ajustado LTM 2,86 3,28 (12,9) 3,16

US$ millones

Deuda bruta (sin IFRS16) 66.070 75.527 (12,5) 87.927

Arrendamientos (IFRS 16) 23.831 25.502 (6,6) 188

Efectivo ajustado 14.482 17.355 (16,6) 15.227

Deuda neta 75.419 83.674 (9,9) 72.888

Deuda neta (sin IFRS16) 51.588 58.172 (11,3) 72.700

23

RESULTADO POR SEGMENTO DE NEGOCIO

EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN*

Tabela 17 - Resultado del E&P Variación (%)

US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18 3T19 /

2T19

3T19 /

3T18

9M19 /

9M18

Ingresos de ventas 12.551 12.660 13.116 36.595 39.049 (0,9) (4,3) (6,3)

Ganancia bruta 5.753 5.835 5.988 16.167 16.891 (1,4) (3,9) (4,3)

Gastos operativos (1.273) (566) (1.357) (2.400) (2.009) (124,9) 6,2 (19,5)

Ganancia (pérdida) operativa 4.480 5.269 4.631 13.767 14.882 (15,0) (3,3) (7,5)

Ganancia (pérdida)- Accionistas de

Petrobras 2.979 3.516 3.122 9.184 9.894 (15,3) (4,6) (7,2)

EBITDA ajustado del segmento 8.100 8.037 7.072 22.898 21.507 0,8 14,5 6,5

Margen del EBITDA del segmento (%) 65 63 54 63 55 2 11 8

Petróleo Brent medio (US$/bbl) 61,94 68,82 75,27 64,65 72,13 (10,0) (17,7) (10,4)

Precio de venta - Brasil

Petróleo (US$/bbl) 58,10 64,79 70,14 60,58 66,64 (10,3) (17,2) (9,1)

Lifting cost - Brasil (US$/boe)*

sin participación gubernamental 9,67 10,43 11,17 10,16 11,12 (7,3) (13,4) (8,6)

Tierra 18,19 19,50 19,77 19,36 19,95 (6,7) (8,0) (3,0)

Águas Rasas 30,56 31,64 25,01 30,98 25,05 (3,4) 22,2 23,7

Post-sal profundo y ultra profundo 14,21 13,63 13,53 12,96 13,41 4,3 5,0 (3,4)

Pre-sal 5,03 6,03 6,45 5,87 6,43 (16,6) (22,0) (8,8)

con participación gubernamental 19,50 23,17 25,84 21,71 24,59 (15,8) (24,5) (11,7)

Participaciones Gubernamentales 2.298 3.494 2.770 8.194 8.254 (34,2) (17,0) (0,7)

Royalties 1.175 1.204 1.240 3.466 3.675 (2,4) (5,2) (5,7)

Participación Especial** 1.111 2.278 1.518 4.692 4.541 (51,2) (26,8) 3,3

Retención de área 12 12 12 36 38 − − (5,3)

A pesar de la caída del Brent, la ganancia bruta se mantuvo estable debido al aumento de la producción. Los ingresos operativos

disminuyeron, principalmente debido al efecto del impairment de la plataforma P-37 en el campo Marlim, del campo Corvina y del

buque Vitoria 10.0000.

En el 3T19, el cash cost (lifting cost) en dólares estadounidenses sin la participación del gobierno en el pre-sal alcanzó los US$ 5 /

boe, el 17% menos que en el trimestre anterior, principalmente debido al aumento en la producción de las plataformas del campo de

Búzios.

En Post-sal, hubo un aumento en el cash cost (lifting cost) sin participación gubernamental del 4%, debido a los mayores gastos con

la integridad de los sistemas de producción de la Cuenca de Campos y las intervenciones en el campo Marlim Sul, atenuados por el

pequeño aumento en la producción de la entrada. de dos nuevos pozos en producción en la FPSO Campos dos Goytacazes en el

Campo Tartaruga Verde.

En aguas poco profundas, la disminución del 3% en el cash cost (lifting cost) sin participación gubernamental se explica

principalmente por el aumento en la producción de las plataformas PPM-1 y PCH-2, que regresaron de las paradas de manutención

* En 2019, buscando preservar la comparabilidad temporal, el costo de elevación del indicador de gestión sigue considerando la consideración de arrendamientos en su

composición, es decir, preservando el criterio antes de la adopción del IFRS 16.

** El monto de interés especial de US$ 2,3 mil millones en el 2T19 incluye US$ 0.9 mil millones relacionados con la unificación del Parque das Baleias, cuyo acuerdo se

firmó el 19 de abril.

24

en el 2T2019. En tierra, tuvimos una reducción del 7% en el cash cost (lifting cost) sin participación gubernamental, debido a la mayor

entrega de gas en el estado de Amazonas y al impacto del 1.3% de la devaluación del real frente al dólar.

La disminución trimestral de las participaciones gubernamentales en dólares estadounidenses se produjo a pesar del aumento en el

volumen producido como resultado de la tendencia a la baja de Brent y Henry Hub, así como la disminución del gasto en los campos

de Lula y Jubarte, con destaque para la reciente decisión sobre el cobro en la corte de una parte controvertida de la participación

gubernamental del campo de Lula, debido a las discusiones sobre su unificación con el área de producción adyacente conocida como

Iracema. En términos unitarios, la reducción se intensificó por el aumento de la producción de las plataformas de la cesión onerosa,

que no están sujetas a la tasa de participación especial.

REFINACIÓN

Tabla 18 – Resultado de Refinación Variación (%)

US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18 3T19 /

2T19

3T19 /

3T18

9M19 /

9M18

Ingresos de ventas 17,124 16,675 19,312 49,932 54,519 2,7 (11,3) (8,4)

Ganancia bruta 1.236 1.550 1.947 4.014 6.395 (20,3) (36,5) (37,2)

Gastos operativos (973) (1.184) (786) (2.772) (2.056) 17,8 (23,8) 34,8

Ganancia (pérdida) operativa 263 366 1.161 1.242 4.339 (28,1) (77,3) (71,4)

Ganancia (pérdida) - Accionistas de

Petrobras 121 286 864 913 3.263 (57,7) (86,0) (72,0)

EBITDA ajustado del segmento 938 1.212 1.693 3.412 5.953 (22,6) (44,6) (42,7)

Margen del EBITDA del segmento (%) 5 7 9 7 11 (2) (4) (4)

Costo de Refinación (US$ / barril) - Brasil 2,40 2,58 2,27 2,52 2,52 (7,0) 5,7 −

Costo de Refinación (R$ / barril) - Brasil 9,53 10,14 8,95 9,80 9,01 (6,0) 6,5 8,8

Derivados Básicos Precio - En Brasil (R$ /

bbl) 73,05 78,53 83,43 75,06 81,23 (7,0) (12,4) (7,6)

En el 3T19, la reducción en la ganancia bruta del segmento de Refinación se debió principalmente al efecto de rotación de inventario,

que fue de aproximadamente US$ 378 millones. Los inventarios se realizaron a precios más altos que los precios de reemplazo de

insumos, debido a la reducción progresiva de Brent entre trimestres, reduciendo el margen en el 3T19. Los mayores márgenes

nacionales de exportación de diésel y oleo combustible tuvieron un impacto positivo en el resultado, así como mayores ventas de

diésel, gasolina y QAV.

El costo unitario de refinación disminuyó en reales debido al aumento en la carga procesada. El factor de utilización de la refinería

aumentó al 80% en el 3T19 del 76% en el 2T19.

La ganancia operativa disminuyó, reflejando una menor ganancia bruta, parcialmente compensada por menores cargos por

impairment.

25

GAS y ENERGÍA

Tabla 19 – Resultados del Gas y Energía

Variación (%)

US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18 3T19 /

2T19

3T19 /

3T18

9M19 /

9M18

Ingresos de ventas 2.961 2.575 3.418 8.744 9.120 15,0 (13,4) (4,1)

Ganancia bruta 926 973 562 2.806 2.342 (4,8) 64,8 19,8

Gastos operativos (631) 4.909 (906) 3.779 (2.286) (112,9) 30,4 (265,3)

Ganancia (pérdida) operativa 295 5.882 (344) 6.585 56 (95,0) 185,8 11,659

Ganancia (pérdida) - Accionistas de

Petrobras 198 3.890 (204) 4.336 20 (94,9) 197,1 21,580

EBITDA ajustado del segmento 500 583 (171) 1.675 593 (14,2) 392,4 182,5

Margen del EBITDA del segmento (%) 17 23 (5) 19 7 (6) 22 12

Precio de venta Brasil - gas natural

(US$/bbl) 45,57 47,97 42,30 47,66 40,84 (5,0) 7,7 16,7

En el 3T19, la ganancia bruta fue menor debido a menores márgenes del segmento de Energía en el Ambiente de Contratación Libre

(ACL) debido al aumento en PLD, aumentando los costos de liquidación de los contratos de venta.

La menor ganancia operativa refleja el aumento en los gastos de logística para el uso de tuberías y el resultado positivo de la venta

de TAG en el 2T19.

26

Reconciliación del EBITDA Ajustado

El EBITDA es un indicador calculado como siendo la ganancia neta para el período más impuestos sobre la renta, resultado financiero

neto, depreciación y amortización. Petrobras divulga EBITDA según lo permitido por la Instrucción CVM No. 527 de octubre de 2012.

Para reflejar el punto de vista de la Administración sobre las actividades actuales de la Compañía, el EBITDA también se ajusta

(EBITDA Ajustado) por: ingresos de inversión, impairment, desinversión y baja de activos, y efectos cambiarios acumulados de

conversión (CTA) reclasificados a resultado.

En el cálculo del EBITDA ajustado, la Compañía agregó, para los períodos de 2018, las ganancias y pérdidas cambiarias resultantes

de las provisiones para procesos legales en monedas extranjeras. Las provisiones para procedimientos legales en moneda extranjera

consisten principalmente, por la parte de Petrobras, del acuerdo de Class Action, finalizado en diciembre de 2017. Las ganancias o

pérdidas cambiarias sobre provisiones para procedimientos legales se presentan en Otros ingresos y gastos con fines contables,

pero la Administración no los considera parte de las actividades actuales de la Compañía, ya que son similares a los efectos cambiarios

presentados en el Resultado financiero neto. No se realizaron ajustes en los períodos comparativos presentados, ya que los valores

no fueron significativos.

El EBITDA ajustado, cuando refleja la suma de los últimos 12 meses, también representa una alternativa a la generación operativa de

efectivo de la Compañía. Esta medida se utiliza para calcular la deuda neta sobre la métrica EBITDA ajustada establecida en el Plan

de negocios y gestión (PNG 2019-2023), lo que ayuda a evaluar el apalancamiento y la liquidez de la empresa.

El EBITDA y el EBITDA Ajustado no están previstos en las normas internacionales de contabilidad - IFRS, y no deben servir de base

para la comparación con lo divulgado por otras compañías, y no deben considerarse como un sustituto de ninguna otra medida

calculada de acuerdo con el IFRS. Estas medidas deben considerarse junto con otras medidas e indicadores para una mejor

comprensión del desempeño y la situación financiera de la empresa.

Tabla 20 - Reconciliación del EBITDA

Ajustado Variación (%)

US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18 3T19 /

2T19

3T19 /

3T18

9M19 /

9M18

Ganancia (pérdida) neta de las operaciones

continuadas (128) 4.858 1.476 5.728 6.211 (103) (109) (8)

Resultado financiero neto 2.740 2.187 1.570 7.162 4.605 25 75 56

Impuestos a las ganancias 992 2.960 1.153 4.441 3.558 (66) (14) 25

Depreciación, agotamiento y amortización 3.776 3.747 2.683 11.205 9.070 1 41 24

EBITDA 7.380 13.752 6.882 28.536 23.444 (46) 7 22

Resultado de participaciones en inversiones (112) (120) (247) (363) (491) 7 55 26

Reversión/Pérdida por deterioro del valor de

los activos - impairment 607 27 380 627 349 2.148 60 80

Realización de diferencias de conversión

(CTA) − − − 34 −

Resultado con enajenación/baja de activos 162 (5.405) 67 (5.426) (620) 103 142 (775)

Efecto de diferencia de conversión sobre

contingencias relevantes en moneda

extranjera

141 (36) 98 120 539 492 44 (78)

EBITDA ajustado de las operaciones

continuadas 8.178 8.218 7.180 23.528 23.221 − 14 1

EBITDA ajustado de operaciones

discontinuadas 31 108 379 301 622 (71) (92) (52)

EBITDA Ajustado Total 8.209 8.326 7.559 23.829 23.843 (1) 9 −

Margen del EBITDA ajustado (%) 42 44 32 41 37 (2) 10 4

27

Estado de resultados en el extranjero

Tabla 21 – Estado de resultados en el extranjero

US$ millones E&P REFINACI

ÓN

GAS &

ENERGÍA DISTRIB. CORP. ELIMIN. TOTAL

Ingresos de Ventas 140 17 43 758 958

Ganancia bruta 62 11 13 42 128

Ganancia antes del resultado financiero,

participaciones y tributos (327) (55) (5) 157 (230)

Ganancia neta (pérdida) atribuible a los

accionistas Petrobras (118) (37) − 103 (52)

28

Efectos de las variaciones cambiarias en los resultados operativos del 3T19

La principal moneda funcional del sistema Petrobras es el real brasileño, que también la moneda funcional de la empresa matriz y de las subsidiarias brasileñas.

Entretanto, la moneda de presentación de esto informe financiero es el dólar estadounidense de modo a facilitar la comparación con otras compañías de óleo

y gas. Así, los resultados los resultados de las operaciones san convertidos en dólar estadounidense utilizando la tasa cambiaria promedia del periodo.

Cuando el real brasileño se aprecia en relación al dólar estadounidense, como ocurrió en el 2017, el efecto es generalmente de aumentar tanto los ingresos

como los gastos cuando expresos en dólar estadounidense. Cuando el real brasileño se deprecia en relación al dólar estadounidense, como ocurrió en el 1T19,

el efecto es generalmente de disminuir tanto los ingresos como los gastos cuando expresos en dólar estadounidense.

De manera a aislar los efectos de los efectos de las variaciones cambiarias en los resultados de las operaciones, la tabla abajo presenta la reconciliación de los

Estados del Resultado en informaciones en una base cambiaria constante, asumiendo las mismas tasas cambiarias entre cada trimestre para traducción. En el

Ene-Sep/19, los resultados en una base cambiaria constante fueran computados por la conversión de los resultados del 1T19, 2T19 y 3T19 del real brasileño

para dólares estadounidense con base en las mismas tasas promedias utilizadas en el 1T18. 2T18 y 3T18 (3,2433, 3,6056 y 3,9505 respectivamente).

Los valores y respectivas variaciones presentadas en moneda constante no san medidas definidas en el International Financial Reporting Standards – IFRS.

Nuestros cálculos posiblemente no lo pueden ser comparados al cálculo de otras compañías y no lo deben ser considerados como sustitutos de ninguna medida

calculada en acuerdo con el IFRS.

Con base en el Informe

Informaciones financieras en moneda

constante

Ene-Sep Ene-Sep2019

Variación Variación *

U.S.$ millones U.S.$ millones

2019 2018

Efectos de

conversión

de cambio

Resultados

en moneda

constante

Ingresos de ventas 56.721 62.902 (6.181) (10) (4.756) 61.477 (1.425) (2)

Costo de ventas (34.868) (38.324) 3.456 9 2.979 (37.847) 477 1

Ganancia bruta 21.853 24.578 (2.725) (11) (1.778) 23.631 (947) (4)

Gastos de ventas (3.090) (3.458) 368 11 234 (3.324) 134 4

Gastos generales y administración (1.630) (1.670) 40 2 143 (1.773) (103) (6)

Gastos de exploración (344) (402) 58 14 37 (381) 21 5

Gastos con investigación y desarrollo (430) (475) 45 9 35 (465) 10 2

Otros gastos por impuestos (300) (381) 81 21 23 (323) 58 15

Otros ingresos y gastos 909 (4.309) 5.218 121 (157) 1.066 5.375 125

Ganancia (pérdida) operativa 16.968 13.883 3.085 22 (1.464) 18.432 4.549 33

Resultado financiero neto (7.162) (4.605) (2.557) (56) 566 (7.728) (3.123) (68)

Resultado de participaciones en

inversiones 363 491 (128) (26) (33) 396 (95) (19)

Ganancia (pérdida) antes de los

impuestos a las ganancias 10.169 9.769 400 4 (932) 11.101 1.332 14

Impuestos a las ganancias (4.441) (3.558) (883) (25) 345 (4.786) (1.228) (35)

Ganancia neta de operaciones

continuadas 5.728 6.211 (483) (8) (586) 6.314 103 2

Ganancia neta de operaciones

discontinuadas 2.560 422 2.138 507 (38) 2.598 2.176 516

Ganancia (pérdida) neta 8.288 6.633 1.655 25 (624) 8.912 2.279 34

* Variación después de aislar los efectos de la conversión de cambio entre los períodos utilizados para la conversión.

29

ESTADOS CONTABLES

Tabla 22 - Estado del Resultado – Consolidado

US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18

Ingresos por ventas 19.416 18.502 22.547 56.721 62.902

Costo de ventas (11.855) (10.800) (14.162) (34.868) (38.324)

Ganancia bruta 7.561 7.702 8.385 21.853 24.578

Gastos de ventas (1.252) (935) (1.297) (3.090) (3.458)

Gastos generales y administrativos (507) (559) (511) (1.630) (1.670)

Gastos de exploración (70) (100) (104) (344) (402)

Gastos con investigación y desarrollo (146) (146) (159) (430) (475)

Otros gastos por impuestos (141) (66) (147) (300) (381)

Otros ingresos y gastos, netos (1.953) 3.989 (2.215) 909 (4.309)

(4.069) 2.183 (4.433) (4.885) (10.695)

Ganancia (pérdida) operativa 3.492 9.885 3.952 16.968 13.883

Ingresos financieros 339 332 427 928 1.909

Gastos financieros (2.425) (1.591) (1.168) (5.793) (4.403)

Diferencias de conversión (654) (928) (829) (2.297) (2.111)

Resultado financiero neto (2.740) (2.187) (1.570) (7.162) (4.605)

Resultado de participaciones en inversiones 112 120 247 363 491

Ganancia (pérdida) antes de los impuestos a las ganancias 864 7.818 2.629 10.169 9.769

Impuestos a las ganancias (992) (2.960) (1.153) (4.441) (3.558)

Ganancia (pérdida) neta de operaciones continuas (128) 4.858 1.476 5.728 6.211

Ganancia (pérdida) neta de operaciones discontinuadas 2.356 77 273 2.560 422

Ganancia (pérdida) neta 2.228 4.935 1.749 8.288 6.633

Atribuible a:

Accionistas de Petrobras 2.289 4.811 1.683 8.170 6.622

Resultado de operaciones continuas (56) 4.756 1.489 5.679 6.322

Resultado de operaciones discontinuadas 2.345 55 194 2.491 300

Accionistas no controlantes (61) 124 65 118 11

Resultado de operaciones continuas (72) 102 (13) 49 (111)

Resultado de operaciones discontinuadas 11 22 78 69 122

30

Tabla 23 - Balance General – Consolidado

ACTIVO - US$ millones 30.09.2019 31.12.2018

Activo corriente 35.444 37.062

Efectivo y equivalente al efectivo 13.179 13.899

Inversiones financieras 1.303 1.083

Cuentas por cobrar, netas 4.201 5.746

Inventarios 7.584 8.987

Impuestos y cotizaciones 2.591 2.035

Activos clasificados como mantenidos para venta 4.537 1.946

Depósitos vinculados a la Class Action − 1.881

Otros activos corrientes 2.049 1.485

Activo no corriente

Realizable a largo plazo 186.549 185.006

Cuentas por cobrar, netas 17.923 22.059

Inversiones financieras 2.468 5.492

Depósitos judiciales 48 53

Impuestos diferidos 7.507 6.711

Impuestos y contribuciones 2.239 2.680

Adelanto a proveedores 3.233 3.540

Otros activos no corrientes 365 666

Inversiones 2.063 2.917

Propiedad, planta y equipo 5.662 2.759

Activos intangibles 160.585 157.383

Total de Activos 2.379 2.805

PASSIVO - R$ millones 30.09.2019 31.12.2018

Corriente 32.096 25.051

Proveedores 5.849 6.327

Financiaciones corrientes 7.715 3.667

Arrendamiento financiero 5.459 23

Impuestos y cotizaciones 3.105 3.767

Dividendos propuestos 594 1.109

Salarios, vacaciones, gastos 1.770 1.658

Pensiones y planes de salud 756 810

Provisión para procedimientos judiciales − 3.482

Pasivos asociados a activos mantenidos para la venta 4.367 983

Acuerdo con autoridades estadounidenses − 783

Otros pasivos corrientes 2.481 2.442

No corriente 115.515 123.842

Financiaciones a largo plazo 58.355 80.508

Arrendamiento mercantiles 18.372 162

Impuesto sobre la renta y contribución social 495 552

Impuestos diferidos y cotizaciones sociales. 2.578 654

Pensiones y planes de salud. 19.372 21.940

Provisión para procedimientos judiciales y administrativos 3.133 3.923

Provisión para desmantelamiento de áreas 11.854 15.133

Otros pasivos no corrientes 1.356 970

Patrimonio Neto 74.382 73.175

Capital Social desembolsado 107.100 107.101

Ganancias acumuladas y otras (33.560) (35.557)

Participación de los accionistas no controlantes 842 1.631

Total de pasivos y patrimonio neto 221.993 222.068

31

Tabla 24 - Estado de los Flujos de Efectivo Consolidado

US$ millones 3T19 2T19 3T18 9M19 9M18

Ganancia (pérdida) neta del ejercício 2.228 4.935 1.749 8.288 6.633

Ajustes para:

Resultado de operaciones discontinuadas (2.356) (77) (273) (2.560) (422)

Gastos actuariales en pensiones y planes de salud. 517 524 464 1.587 1.537

Ingresos por intereses de la participada (112) (120) (247) (363) (491)

Depreciación, agotamiento y amortización 3.776 3.747 2.683 11.205 9.070

Pérdida en el valor de recuperación de activos - Impairment 607 27 380 627 349

Ajuste de valor de mercado de inventario 31 12 485 69 896

Pérdidas de crédito esperadas 1 14 7 65 72

Cancelación de pozos secos (263) (4.859) 67 (5.305) (620)

Ingresos por enajenaciones y cancelaciones 2.604 1.981 1.844 6.864 6.288

Cambios, cargos financieros monetarios y no realizados y otros

cambios 1.183 1.816 (75) 2.867 167

Impuesto sobre la renta diferido y contribución social, neto 201 202 151 612 500

Realizar ajustes de conversión acumulados y otros resultados

integrales − − − 34 −

Revisión y actualización financiera de áreas de desmantelamiento. 16 31 19 6 36

Ganancia en la nueva medición de la inversión retenida con pérdida de

control 425 (546) − (121) −

Reducción (aumento) de activos

Cuentas a recibir 1.720 26 (1.228) 2.775 (2.568)

Existencias 751 (976) (753) 134 (2.647)

Depósitos judiciales (571) (418) (412) (1.656) (1.561)

Depósitos vinculados a la demanda colectiva 2.801 36 (968) 1.819 (2.070)

Otros activos 47 (416) (373) (871) 742

Aumento (disminución) de pasivos

Proveedores 58 (231) 1.266 (785) 1.542

Impuestos, tasas y contribuciones (769) 1.193 843 250 2.696

Impuesto sobre la renta y contribución social pagada (910) (311) (183) (1.405) (698)

Pensiones y Planes de Salud (2.487) (1.304) (89) (3.677) 497

Provisión para demandas 223 (36) 176 350 632

Salarios, vacaciones, cargos y participaciones. 147 436 771 (652) 451

Otros pasivos (1.665) (428) (809) (2.274) (1.884)

Efectivo neto generado por las actividades de operación continuas

8.203 5.258 5.495 17.883 19.147

Actividades de operaciones discontinuadas. 67 (32) 56 323 354

Ingresos netos de actividades operativas 8.270 5.226 5.551 18.206 19.501

Flujos de efectivo de las actividades de inversión

Adquisiciones de propiedad, planta y equipo e intangibles (1.778) (2.045) (3.500) (5.400) (9.311)

Aumento de inversiones (12) (9) (2) (22) (30)

Ingresos por la venta de activos (desinversiones) (1) 8.799 1 9.110 4.915

Redención (inversiones) en títulos y valores mobiliarios (735) 501 (23) (260) 669

Dividendos recibidos 20 702 220 836 706

Ingresos netos generados (utilizados) por las actividades de inversión

de actividades continuadas (2.506) 7.948 (3.304) 4.264 (3.051)

Operaciones de inversión de actividades discontinuadas 1.863 (37) (28) 1.812 4

Ingresos netos generados (utilizados) por actividades de inversión

(643) 7.911 (3.332) 6.076 (3.047)

Flujo de caja de actividades de financiamiento

Participación de acionistas no controladores 51 (30) 35 (42) (49)

Operaciones de financiamiento y préstamo, neto:

Captaciones 4 488 580 4.729 8.708

Amortización del capital - financiación (9.129) (2.219) (3.942) (21.086) (27.871)

Depreciación de intereses - Financiamiento (1.419) (812) (1.432) (3.768) (4.484)

Depreciación de arrendamientos (1.384) (1.368) − (3.622) −

Dividendos pagados a los accionistas de Petrobras (298) (1.006) (151) (1.304) (316)

Dividendos pagados a accionistas no controladores (3) (86) (7) (89) (92)

32

Ingresos netos generados (utilizados) por actividades de financiación

de atividades continuas (12.178) (5.033) (4.917) (25.182) (24.104)

Actividades de financiación de operaciones discontinuadas (13) (432) 10 (508) (59)

Recursos netos generados (utilizados) por las actividades de

financiación (12.191) (5.465) (4.907) (25.690) (24.163)

Efecto de variación de cambio en efectivo y equivalentes de efectivo 537 173 (122) 688 (623)

Aumento (disminución) en efectivo y equivalentes de efectivo en el

período (4.027) 7.845 (2.810) (720) (8.332)

Efectivo y equivalentes de efectivo al comienzo del período 17.206 9.361 16.997 13.899 22.519

Efectivo y equivalentes de efectivo al fin del período 13.179 17.206 14.187 13.179 14.187

33

INFORMACIONES CONTABLES POR ÁREA DE NEGOCIO

Tabla 25 - Estados Consolidados del Resultado por Segmento de Negocio – 9M19

US$ millones E&P REFINAC

IÓN

GAS &

ENERGÍ

A

BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

Ingresos de ventas 36.594 49.932 8.744 165 758 − (39.472) 56.721

Intersegmentos 35.853 9.063 2.639 158 − − (39.472) 8.241 Tercero 741 40.869 6.105 7 758 − − 48.480

Costo de bienes y servicios vendidos (20.427) (45.918) (5.938) (171) (715) − 38.301 (34.868)

Ganancia bruta 16.167 4.014 2.806 (6) 43 − (1.171) 21.853 Gastos (2.400) (2.772) 3.779 (16) 112 (3.566) (22) (4.885) Ventas − (1.486) (1.563) (1) (24) 1 (17) (3.090)

General y administrativo (238) (262) (106) (11) (5) (1.009) 1 (1.630)

Costos exploratorios para la extracción de

petróleo y gas. (344) − − − − − − (344)

Costos de investigación y desarrollo

tecnológico. (298) (9) (10) − − (113) − (430)

Impuestos (48) (71) (33) (3) (2) (143) − (300) Otros ingresos (gastos), neto (1.472) (944) 5.491 (1) 143 (2.302) (6) 909

Ganancia (pérdida) antes del resultado

financiero, intereses e impuestos 13.767 1.242 6.585 (22) 155 (3.566) (1.193) 16.968

Resultado financiero neto − − − − − (7.162) − (7.162) Ingresos de inversiones 94 72 86 1 115 (5) − 363

Ganancia (pérdida) antes de impuestos 13.861 1.314 6.671 (21) 270 (10.733) (1.193) 10.169

Impuesto sobre la renta y contribución

social

(4.680) (422) (2.238) 7 (53) 2.540 405 (4.441)

Ganancia (pérdida) neta de operaciones

continuas 9.181 892 4.433 (14) 217 (8.193) (788) 5.728

Ganancia (pérdida) neta de operaciones

discontinuadas − − 3 − 2.406 151 − 2.560

Ganancia (pérdida) neta 9.181 892 4.436 (14) 2.623 (8.042) (788) 8.288

Atribuible a:

Accionistas de Petrobras 9.184 913 4.336 (14) 2.569 (8.030) (788) 8.170

Ingresos por operaciones continuas 9.184 913 4.335 (14) 219 (8.170) (788) 5.679

Ingresos por operaciones discontinuadas − − 1 − 2.350 140 − 2.491

Accionistas no controladores (3) (21) 100 − 54 (12) − 118

Ingresos por operaciones continuas (3) (21) 97 − − (24) − 49

Ingresos por operaciones discontinuadas − − 3 − 54 12 − 69

9.181 892 4.436 (14) 2.623 (8.042) (788) 8.288

34

Tabla 26 - Estados Consolidados del Resultado por Segmento de Negocio – 9M18

US$ millones E&P REFINAC

IÓN

GAS &

ENERGÍ

A

BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

Ingresos de ventas 39.049 54.519 9.120 187 1.126 − (41.099) 62.902

Intersegmentos 37.369 12.440 2.659 174 (2) − (41.099) 11.541 Tercero 1.680 42.079 6.461 13 1.128 − − 51.361

Costo de bienes y servicios vendidos (22.158) (48.124) (6.778) (175) (1.046) − 39.957 (38.324)

Ganancia bruta 16.891 6.395 2.342 12 80 − (1.142) 24.578

Gastos (2.009) (2.056) (2.286) (16) (51) (4.249) (28) (10.695) Ventas (63) (1.276) (1.904) (2) (47) (146) (20) (3.458)

General y administrativo (187) (287) (112) (15) (7) (1.061) (1) (1.670)

Costos exploratorios para la extracción de

petróleo y gas. (402) − − − − − − (402)

Costos de investigación y desarrollo

tecnológico. (331) (8) (18) − − (118) − (475)

Impuestos (96) (86) (33) (3) (3) (160) − (381)

Otros ingresos (gastos), neto (930) (399) (219) 4 6 (2.764) (7) (4.309)

Ganancia (pérdida) antes del resultado

financiero, intereses e impuestos 14.882 4.339 56 (4) 29 (4.249) (1.170) 13.883

Resultado financiero neto − − − − − (4.605) − (4.605) Ingresos de inversiones 67 359 72 (4) (2) (1) − 491

Ganancia (pérdida) antes de impuestos 14.949 4.698 128 (8) 27 (8.855) (1.170) 9.769

Impuesto sobre la renta y contribución

social

(5.059) (1.476) (19) 2 (9) 2.606 397 (3.558)

Ganancia (pérdida) neta de operaciones

continuas 9.890 3.222 109 (6) 18 (6.249) (773) 6.211

Ganancia (pérdida) neta de operaciones

discontinuadas − − 12 − 393 16 1 422

Ganancia (pérdida) neta 9.890 3.222 121 (6) 411 (6.233) (772) 6.633

Atribuible a:

Accionistas de Petrobras 9.894 3.263 20 (6) 297 (6.074) (772) 6.622

Ingresos por operaciones continuas 9.894 3.263 11 (6) 17 (6.085) (772) 6.322 Ingresos por operaciones discontinuadas − − 9 − 280 11 − 300

Accionistas no controladores (4) (41) 101 − 114 (159) − 11

Ingresos por operaciones continuas (4) (41) 98 − − (164) − (111) Ingresos por operaciones discontinuadas − − 3 − 114 5 − 122

9.890 3.222 121 (6) 411 (6.233) (772) 6.633

35

Tabla 27 - Estados Consolidados del Resultado por Segmento de Negocio – 3T19

US$ millones E&P REFINAC

IÓN

GAS &

ENERGÍ

A

BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

Ingresos de ventas 12.551 17.124 2.961 50 234 − (13.504) 19.416

Intersegmentos 12.278 1.439 885 48 − − (13.504) 1.146

Tercero 273 15.685 2.076 2 234 − − 18.270

Costo de bienes y servicios vendidos (6.798) (15.888) (2.035) (49) (221) − 13.136 (11.855)

Ganancia bruta 5.753 1.236 926 1 13 − (368) 7.561

Gastos (1.273) (973) (631) (7) (7) (1.176) (2) (4.069)

Ventas 1 (531) (718) − (6) 2 − (1.252)

General y administrativo (83) (85) (32) (4) (2) (302) 1 (507)

Costos exploratorios para la extracción

de petróleo y gas. (70) − − − − − − (70)

Costos de investigación y desarrollo

tecnológico. (100) (2) (3) − − (41) − (146)

Impuestos (19) (35) (9) (1) − (77) − (141)

Otros ingresos (gastos), neto (1.002) (320) 131 (2) 1 (758) (3) (1.953)

Ganancia (pérdida) antes del resultado

financiero, intereses e impuestos 4.480 263 295 (6) 6 (1.176) (370) 3.492

Resultado financiero neto − − − − − (2.740) − (2.740)

Ingresos de inversiones 21 (68) 42 6 115 (4) − 112

Ganancia (pérdida) antes de impuestos 4.501 195 337 − 121 (3.920) (370) 864

Impuesto sobre la renta y contribución

social

(1.522) (89) (100) 2 (2) 594 125 (992)

Ganancia (pérdida) neta de operaciones

continuas 2.979 106 237 2 119 (3.326) (245) (128)

Ganancia (pérdida) neta de operaciones

discontinuadas − − (5) − 2.242 119 − 2.356

Ganancia (pérdida) neta 2.979 106 232 2 2.361 (3.207) (245) 2.228

Atribuible a:

Accionistas de Petrobras 2.979 121 198 2 2.353 (3.119) (245) 2.289

Ingresos por operaciones continuas 2.979 121 203 2 119 (3.235) (245) (56)

Ingresos por operaciones

discontinuadas − − (5) − 2.234 116 − 2.345

Accionistas no controladores − (15) 34 − 8 (88) − (61)

Ingresos por operaciones continuas − (15) 33 − − (90) − (72)

Ingresos por operaciones

discontinuadas − − 1 − 8 2 − 11

2.979 106 232 2 2.361 (3.207) (245) 2.228

36

Tabla 28 - Estados Consolidados del Resultado por Segmento de Negocio – 2T19

US$ millones E&P REFINAC

IÓN

GAS &

ENERGÍ

A

BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

Ingresos de ventas 12.660 16.675 2.575 55 223 − (13.686) 18.502

Intersegmentos 12.522 3.937 826 53 8 − (13.686) 3.660

Tercero 138 12.738 1.749 2 215 − − 14.842

Costo de bienes y servicios vendidos (6.825) (15.125) (1.602) (60) (214) − 13.026 (10.800)

Ganancia bruta 5.835 1.550 973 (5) 9 − (660) 7.702

Gastos (566) (1.184) 4.909 (5) (8) (954) (9) 2.183

Ventas (1) (489) (428) (1) (6) (1) (9) (935)

General y administrativo (83) (94) (38) (3) (2) (340) 1 (559)

Costos exploratorios para la extracción de

petróleo y gas. (100) − − − − − − (100)

Costos de investigación y desarrollo

tecnológico. (105) (3) (2) − − (36) − (146)

Impuestos (8) (15) (8) (1) (1) (33) − (66)

Otros ingresos (gastos), neto (269) (583) 5.385 − 1 (544) (1) 3.989

Ganancia (pérdida) antes del resultado

financiero, intereses e impuestos 5.269 366 5.882 (10) 1 (954) (669) 9.885

Resultado financiero neto − − − − − (2.187) − (2.187)

Ingresos de inversiones 37 48 40 (4) − (1) − 120

Ganancia (pérdida) antes de impuestos 5.306 414 5.922 (14) 1 (3.142) (669) 7.818

Impuesto sobre la renta y contribución

social

(1.791) (125) (1.999) 3 (1) 726 227 (2.960)

Ganancia (pérdida) neta de operaciones

continuas 3.515 289 3.923 (11) − (2.416) (442) 4.858

Ganancia (pérdida) neta de operaciones

discontinuadas − − 4 − 58 15 − 77

Ganancia (pérdida) neta 3.515 289 3.927 (11) 58 (2.401) (442) 4.935

Atribuible a:

Accionistas de Petrobras 3.516 286 3.890 (11) 43 (2.471) (442) 4.811

Ingresos por operaciones continuas 3.516 286 3.887 (11) 2 (2.482) (442) 4.756 Ingresos por operaciones discontinuadas − − 3 − 41 11 − 55

Accionistas no controladores (1) 3 37 − 15 70 − 124

Ingresos por operaciones continuas (1) 3 36 − − 64 − 102

Ingresos por operaciones discontinuadas − − 1 − 15 6 − 22

3.515 289 3.927 (11) 58 (2.401) (442) 4.935

37

Tabla 29 - Otros Ingresos y Gastos, Netos, por Segmento de Negocio – 9M19

US$ millones E&P REFINAC

IÓN

GAS &

ENERGÍ

A

BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

(Pérdidas) / Ganancias en procedimientos

legales, administrativos y arbitrales (55) (433) 86 − − (1.086) − (1.488)

Pensión y Plan de Salud (Inactivo) − − − − − (1.042) − (1.042)

Paradas no programadas y gastos pre-

operativos (888) (13) (96) − − (2) − (999)

Reversión / pérdida por deterioro en la

recuperación de activos – Impairment (307) (316) (4) − − − − (627)

Provisión para programa de compensación

variable -206 -100 -18 0 0 -169 0 (493)

Resultado con derivativos de productos

básicos

− − − − − (314) − (314)

Plan Separación Voluntaria - PDV (59) (55) (3) − − (36) − (153)

Participación en las ganancias (1) (31) (1) − − (3) − (36)

Realización de ajustes de conversión

acumulativa - CTA − − − − − (34) − (34)

Plan de carrera y compensación de

empleados (1) − − − − (1) − (2)

Acuerdo con las autoridades

estadounidenses − − − − − − − −

Reembolso de gastos relacionados con la

operación lava jato 7 − − − − 184 − 191

Gastos y reembolsos de operaciones de

asociación de E&P 230 − − − − − − 230

Resultados en la disposición / cancelación de

activos y en la nueva medición de la

inversión retenida con pérdida de control

(165) 13 5.430 − 142 5 − 5.425

Otros (27) (9) 97 (1) 1 196 (6) 251

(1.472) (944) 5.491 (1) 143 (2.302) (6) 909

38

Tabla 30 - Otros Ingresos y Gastos, Netos, por Segmento de Negocio – 9M18

US$ millones E&P REFINAC

IÓN

GAS &

ENERGÍ

A

BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

(Pérdidas) / Ganancias en procedimientos

legales, administrativos y arbitrales (129) (102) (146) (1) − (629) − (1.007)

Pensión y Plan de Salud (Inactivo) − − − − − (1.067) − (1.067)

Paradas no programadas y gastos pre-

operativos (802) (20) (87) − − (3) − (912)

Reversión / pérdida por deterioro en la

recuperación de activos - Impairment (375) 47 (20) − − − − (349)

Provisión para programa de compensación

variable − − − − − − − −

Resultado con derivativos de productos

básicos

− − − − − (600) − (600)

Plan Separación Voluntaria - PDV 1 1 − − − − − 2

Participación en las ganancias (167) (102) (17) (1) − (134) − (422)

Realización de ajustes de conversión

acumulativa - CTA − − − − − − − −

Plan de carrera y compensación (138) (52) (10) − − (88) − (289)

Acuerdo con las autoridades

estadounidenses

− − − − − (895) − (895)

Reembolso de gastos relacionados con la

operación lava jato − − − − − 439 − 439

Gastos y reembolsos de operaciones de

asociación de E&P 222 − − − − − − 222

Resultados en la disposición / cancelación

de activos y en la nueva medición de la

inversión retenida con pérdida de control

610 (42) (17) − − 69 − 620

Otros (149) (130) 79 6 6 145 (7) (50)

(930) (399) (219) 4 6 (2.764) (7) (4.309)

39

Tabla 31 - Otros Ingresos y Gastos, Netos, por Segmento de Negocio – 3T19

US$ millones E&P REFINAC

IÓN

GAS &

ENERGÍ

A

BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

(Pérdidas) / Ganancias en procedimientos

legales, administrativos y arbitrales (92) (203) 72 − − (699) − (922)

Reversión / pérdida por deterioro en la

recuperación de activos - Impairment (590) (13) (4) − − − − (607)

Pensión y Plan de Salud (Inactivo) − − − − − (340) − (340)

Paradas no programadas y gastos pre-

operativos (265) (1) (22) − − (2) − (290)

Provisión para programa de compensación

variable (122) (56) (11) − − (99) − (288)

Resultados en la disposición / cancelación

de activos y en la nueva medición de la

inversión retenida con pérdida de control

(117) (18) (34) − − 6 − (163)

Plan de incentivos de separación voluntaria -

PDV (25) (24) (1) − − (18) − (68)

Participación en las ganancias − (11) 1 − − (1) − (11)

Plan de Carrera y Compensación para

Empleados - PCR (1) − − − − − − (1)

Reclasificación de ajustes por diferencia de

conversión - CTA − − − − − − − −

Acuerdo con las autoridades

estadounidenses − − − − − − − −

Ganancias / (pérdidas) con derivativos de

productos básicos − − − − − 64 − 64

Cantidades recuperadas de la investigación

de Lava Jato − − − − − 112 − 112

Gastos / reembolsos de las operaciones de

asociación E&P 134 − − − − − − 134

Otros 76 6 130 (2) 1 219 (3) 427

(1.002) (320) 131 (2) 1 (758) (3) (1.953)

40

Tabla 32 - Otros Ingresos y Gastos, Netos, por Segmento de Negocio – 2T19

US$ millones E&P REFINAC

IÓN

GAS &

ENERGÍ

A

BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

(Pérdidas) / Ganancias en procedimientos

legales, administrativos y arbitrales 45 (214) 11 − − (54) − (212)

Reversión / pérdida por deterioro en la

recuperación de activos - Impairment

210 (237) − − − − − (27)

Pensión y Plan de Salud (Inactivo) − − − − − (345) − (345)

Paradas no programadas y gastos pre-

operativos (353) (2) (33) − − 1 − (387)

Provisión para programa de compensación

variable (41) (25) (4) − − (36) − (106)

Resultados en la disposición / cancelación

de activos y en la nueva medición de la

inversión retenida con pérdida de control

(42) (10) 5.458 − − (1) − 5.405

Plan de incentivos de separación voluntaria -

PDV

(34) (31) (2) − − (18) − (85)

Participación en las ganancias − (18) (1) − − (2) − (21)

Plan de Carrera y Compensación para

Empleados - PCR − − − − − − − −

Reclasificación de ajustes por diferencia de

conversión - CTA

− − − − − − − −

Acuerdo con las autoridades

estadounidenses − − − − − − − −

Ganancias / (pérdidas) con derivativos de

productos básicos − − − − − (153) − (153)

Cantidades recuperadas de la investigación

de Lava Jato 7 − − − − 72 − 79

Gastos / reembolsos de las operaciones de

asociación E&P 46 − − − − − − 46

Otros -107 -46 -44 0 1 -8 -1 -205

(269) (583) 5.385 − 1 (544) (1) 3.989

41

Tabla 33 - Activo Consolidado por Segmento de Negocio – 30.09.2019

US$ millones E&P REFINAC

IÓN

GAS &

ENERGÍA BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

Total de activos 141.867 42.418 12.382 210 3.038 25.858 (3.780) 221.993

Activo corriente 8.991 11.287 1.747 80 326 16.756 (3.743) 35.444

Activo no corriente 132.876 31.131 10.635 130 2.712 9.102 (37) 186.549

Realizable a largo plazo 5.952 3.272 1.437 2 1 7.260 (1) 17.923

Inversiones 620 1.280 1.075 46 2.636 5 − 5.662

Propiedad, planta y equipo 124.386 26.453 7.963 82 39 1.698 (36) 160.585

Activos en operación 109.980 23.174 5.420 80 39 1.583 (36) 140.240

Activos en construcción 14.406 3.279 2.543 2 − 115 − 20.345

Activos Intangibles 1.918 126 160 − 36 139 − 2.379

Tabla 34 - Activo Consolidado por Segmento de Negocio – 31.12.2018

US$ millones E&P REFINAC

IÓN

GAS &

ENERGÍA BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

Total de activos 132.313 44.083 15.609 216 5.140 28.168 (3.461) 222.068

Activo corriente 5.324 11.964 2.027 79 2.575 18.750 (3.657) 37.062

Activo no corriente 126.989 32.119 13.582 137 2.565 9.418 196 185.006

Realizable a largo plazo 8.115 3.286 1.525 2 837 8.059 235 22.059

Inversiones 650 1.303 757 45 − 4 − 2.759

Propiedad, planta y equipo 116.153 27.356 11.057 90 1.529 1.237 (39) 157.383

Activos en operación 93.172 24.347 8.517 89 1.313 1.058 (39) 128.457

Activos en construcción 22.981 3.009 2.540 1 216 179 − 28.926

Activos Intangibles 2.071 174 243 − 199 118 − 2.805

42

Tabla 35 - Reconciliación del EBITDA Ajustado por Segmento de Negocio – 9M19

R$ millones E&P REFINAC

IÓN

GAS &

ENERGÍ

A

BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

Ganancia (pérdida) neta de operaciones

continuas 9.181 892 4.433 (14) 217 (8.193) (788) 5.728

Resultado financiero neto − − − − − 7.162 − 7.162

Impuesto a las ganancias / Contribución

social

4.680 422 2.238 (7) 53 (2.540) (405) 4.441

Depreciación, agotamiento y amortización 8.657 1.867 502 4 3 172 − 11.205

EBITDA 22.520 3.181 7.173 (17) 272 (3.398) (1.195) 28.536

Ingresos de inversiones (94) (72) (86) (1) (115) 5 − (363)

Reversión / pérdidas por deterioro del valor

de los activos - impairment

307 316 4 − − − − 627

Realización del ajustes acumulados de

conversión - CTA

− − − − − 34 − 34

Resultados en la disposición / cancelación

de activos y en la nueva medición de la

inversión retenida con pérdida de control

165 (13) (5.430) − (142) (6) − (5.426)

Ganancias o pérdidas cambiarias en

provisiones para procedimientos legales

− − − − − 120 − 120

EBITDA ajustado* de operaciones

continuas

22.898 3.412 1.661 (18) 15 (3.245) (1.195) 23.528

EBITDA ajustado* de operaciones

discontinuadas

− − 14 − 315 (28) − 301

EBITDA ajustado* 22.898 3.412 1.675 (18) 330 (3.273) (1.195) 23.829

Tabla 36 - Reconciliación del EBITDA Ajustado por Segmento de Negocio – 9M18

US$ millones E&P REFINAC

IÓN

GAS &

ENERGÍ

A

BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

Ganancia (pérdida) neta de operaciones

continuas 9.890 3.222 109 (6) 18 (6.249) (773) 6.211

Resultado financiero neto − − − − − 4.605 − 4.605

Impuesto a las ganancias / Contribución

social

5.059 1.476 19 (2) 9 (2.606) (397) 3.558

Depreciación, agotamiento y amortización 6.859 1.619 483 4 8 97 − 9.070

EBITDA 21.808 6.317 611 (4) 34 (4.152) (1.170) 23.444

Ingresos de inversiones (67) (359) (72) 4 2 1 − (491)

Reversión / pérdidas por deterioro del valor

de los activos - impairment 376 (47) 20 − − − − 349

Realización del ajustes acumulados de

conversión - CTA − − − − − − − −

Resultados en la disposición / cancelación

de activos y en la nueva medición de la

inversión retenida con pérdida de control

(610) 42 17 − − (69) − (620)

Ganancias o pérdidas cambiarias en

provisiones para procedimientos legales − − − − − 539 − 539

EBITDA ajustado* de operaciones

continuas 21.507 5.953 576 − 35 (3.682) (1.170) 23.221

EBITDA ajustado* de operaciones

discontinuadas − − 17 − 682 (78) 1 622

EBITDA ajustado* 21.507 5.953 593 − 718 (3.760) (1.170) 23.843

43

Tabla 37 - Reconciliación del EBITDA Ajustado por Segmento de Negocio – 3T19

US$ millones E&P REFINA

CIÓN

GAS &

ENERGÍA BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

Ganancia (pérdida) neta de operaciones

continuas 2.979 106 237 2 119 (3.326) (245) (128)

Resultado financiero neto − − − − − 2.740 − 2.740

Impuesto a las ganancias / Contribución

social

1.522 89 100 (2) 2 (594) (125) 992

Depreciación, agotamiento y amortización 2.913 644 160 2 1 56 − 3.776

EBITDA 7.414 839 497 2 122 (1.124) (370) 7.380

Ingresos de inversiones (21) 68 (42) (6) (115) 4 − (112)

Reversión / pérdidas por deterioro del valor

de los activos - impairment 590 13 4 − − − − 607

Realización del ajustes acumulados de

conversión - CTA − − − − − − − −

Resultados en la disposición / cancelación

de activos y en la nueva medición de la

inversión retenida con pérdida de control

117 18 34 − − (7) − 162

Ganancias o pérdidas cambiarias en

provisiones para procedimientos legales − − − − − 141 − 141

EBITDA ajustado* de operaciones

continuas 8.100 938 493 (4) 7 (986) (370) 8.178

EBITDA ajustado* de operaciones

discontinuadas − − 7 − 83 (59) − 31

EBITDA ajustado* 8.100 938 500 (4) 90 (1.045) (370) 8.209

Tabla 38 - Reconciliación del EBITDA Ajustado por Segmento de Negocio – 2T19

US$ millones E&P REFINA

CIÓN

GAS &

ENERGÍA BIOCOM DISTRIB. CORP. ELIM. TOTAL

Ganancia (pérdida) neta de operaciones

continuas 3.515 289 3.923 (11) − (2.416) (442) 4.858

Resultado financiero neto − − − − − 2.187 − 2.187

Impuesto a las ganancias / Contribución

social

1.791 125 1.999 (3) 1 (726) (227) 2.960

Depreciación, agotamiento y amortización 2.936 599 157 1 1 53 − 3.747

EBITDA 8.242 1.013 6.079 (13) 2 (902) (669) 13.752

Ingresos de inversiones (37) (48) (40) 4 − 1 − (120)

Reversión / pérdidas por deterioro del valor

de los activos - impairment (210) 237 − − − − − 27

Realización del ajustes acumulados de

conversión - CTA − − − − − − − −

Resultados en la disposición / cancelación

de activos y en la nueva medición de la

inversión retenida con pérdida de control

42 10 (5.458) − − 1 − (5.405)

Ganancias o pérdidas cambiarias en

provisiones para procedimientos legales − − − − − (36) − (36)

EBITDA ajustado* de operaciones

continuas 8.037 1.212 581 (9) 2 (936) (669) 8.218

EBITDA ajustado* de operaciones

discontinuadas − − 2 − 39 67 − 108

EBITDA ajustado* 8.037 1.212 583 (9) 41 (869) (669) 8.326

Véase definición del EBITDA ajustado en el Glosario.

44

Glossário

ACL – Ambiente de Contratación Livre en el sistema elétrico.

ACR - Ambiente de Contratación Regulada en el sistema elétrico.

Apalancamiento - índice que mide la relación entre la deuda neta y la suma de la

deuda neta y el patrimonio neto. Esta métrica no está prevista en las normas

internacionales de contabilidad - IFRS y puede no ser comparable con índices

similares reportados por otras compañías.

CTA - Ajuste de traducción acumulativa. El monto acumulado de las variaciones de

cambio reconocidas en el patrimonio neto debe transferirse al estado de resultados

al momento de la disposición de la inversión.

EBITDA Ajustado - Suma de EBITDA, intereses de inversión, deterioro, ajustes de

conversión acumulados - CTA, el resultado de la disposición y cancelación de

activos y la revaloración de intereses patrimoniales. Esta métrica no está prevista

en las normas internacionales de contabilidad - IFRS y puede no ser comparable

con índices similares reportados por otras compañías, sin embargo, la

Administración cree que es información complementaria para evaluar la

rentabilidad. El EBITDA ajustado debe considerarse junto con otras métricas para

una mejor comprensión del desempeño de la Compañía.

Efectivo Ajustado - Suma de efectivo y equivalentes de efectivo e inversiones en

valores gubernamentales e inversiones a corto plazo en el extranjero en depósitos

a plazo de instituciones financieras de primer orden con vencimiento en más de 3

meses a partir de la fecha de aplicación, considerando la realización esperada de

estas inversiones en el corto plazo. La medida ajustada de efectivo y equivalentes

de efectivo no está prevista en las normas internacionales de contabilidad y no

debe considerarse de forma aislada o como un sustituto del efectivo y equivalentes

de efectivo en el IFRS. Además, no debe ser una base para la comparación con otras

compañías, sin embargo, la Administración cree que es información

complementaria para evaluar la liquidez y ayuda en la gestión del apalancamiento

Efecto del costo promedio en el costo de productos vendidos – Debido al periodo

de permanencia de productos en estoque, de 60 días en media, el comportamiento

de las cotizaciones internacionales de petróleo y derivados, así como de cambio de

las importaciones y participaciones gubernamentales y otros efectos en la

formación del costo, no influencian integralmente el costo de ventas en el periodo,

llegando a ocurrir por completo apenas en el periodo subsecuente.

Endeudamiento neto – Endeudamiento bruto sin las disponibilidades ajustadas.

No fue calculado según las normas internacionales de contabilidad - IFRS y no debe

considerarse aisladamente o en sustitución al endeudamiento total de largo plazo,

calculado de acuerdo con el IFRS. El cálculo del endeudamiento neto no debe ser

base de comparación con el endeudamiento neto de otras empresas. La

Administración cree que la deuda neta es una información suplementaria para

evaluar nuestra liquidez y para la gestión del apalancamiento.

Entidades Estructuradas Consolidadas - Entidades que han sido designadas para

que los derechos de voto o similares no sean el factor determinante para decidir

quién controla la entidad. Petrobras no tiene participación accionaria en

determinadas entidades estructuradas que se consolidan en los estados

financieros de la Compañía, pero el control es determinado por el poder que tiene

sobre sus actividades operativas pertinentes. Como no hay participación

accionaria, el resultado que proviene de ciertas entidades estructuradas

consolidadas es atribuible a los accionistas no controlantes en el estado del

resultado, y así no es considerado en el resultado atribuible a los accionistas de

Petrobras.

Flujo de Caja libre - Generación operativa de efectivo menos las inversiones en

segmentos de negocio. El flujo de efectivo libre no fue calculado según las normas

internacionales de contabilidad - IFRS y no debe considerarse aisladamente o en

sustitución al efectivo y equivalentes al efectivo calculados de acuerdo con el IFRS.

FCO - Recursos generados por actividades operativas (flujo de caja operativo)

Inversiones totales - Inversiones basadas en supuestos de costos y metodología

financiera adoptada en el Plan de Negocios y Gestión, que incluye la adquisición de

activos inmovilizado e intangibles, inversiones societarias y otros elementos que

no necesariamente califican como flujo de efectivo utilizado en actividades de

inversión. principalmente gastos de geología y geofísica, investigación y desarrollo,

gastos pre-operativos, adquisición de activos fijos y costos de préstamos

directamente atribuibles a la construcción en progreso.

JCP - Intereses sobre acciones.

Lifting Cost - indicador del costo de extracción de petróleo y gas natural, que

considera los gastos incurridos en el período.

LTM EBITDA ajustado - suma de los últimos doce meses de EBITDA ajustado. Esta

métrica no está prevista en las normas internacionales de contabilidad - NIIF y

puede no ser comparable con índices similares reportados por otras compañías, sin

embargo, la Administración cree que es información complementaria para evaluar

la liquidez y ayuda en la gestión del apalancamiento. El EBITDA ajustado debe

considerarse junto con otras métricas para una mejor comprensión de la liquidez

de la Compañía.

Ganancia neta (Pérdida) por Acción - ganancias por acción calculadas en función

del número promedio ponderado de acciones.

Margen EBITDA ajustado - EBITDA ajustado dividido por los ingresos por ventas.

Pasivos totales netos - pasivos totales menos efectivo ajustado y equivalentes de

efectivo.

PCE - Pérdidas crediticias esperadas

PLD (Precios de liquidación de las diferencias) –Precios de energía eléctrica en el

mercado spot calculados por semana y ponderados por nivel de carga libre (baja,

media y pesada), el número de horas y la capacidad del mercado en cuestión.

Precio de venta del petróleo en el país - Promedio de los precios internos de

transferencia de la Exploración & Producción para el Abastecimiento.

Refinación -incluye actividades de refino, logística, transporte, adquisición y

exportación de petróleo crudo, así como la compra y venta de productos de

petróleo y etanol en Brasil y en el extranjero. Además, este segmento incluye el área

petroquímica, que incluye inversiones en empresas del sector petroquímico,

exploración y procesamiento de esquisto bituminoso.

Resultado por área de negocio - Resultados de los diferentes segmentos de

negocio de la Compañía. Petrobras es una Compañía que opera de forma integrada,

cuya mayor parte de la producción de petróleo y gas natural es transferida del área

de Exploración y Producción a otros segmentos de negocio de la Compañía. En la

determinación de los resultados por área de negocio se consideran las

transacciones realizadas con terceros y entre empresas del Sistema Petrobras,

además de las transferencias entre segmentos de negocio valoradas por precios

internos definidos a través de metodologías fundamentadas en parámetros de

mercado.