Avisos—
Estas apresentações podem conterprevisões acerca de eventos futuros,Tais previsões refletem apenasexpectativas dos administradores daCompanhia sobre condições futurasda economia, além do setor deatuação, do desempenho e dosresultados financeiros daCompanhia, dentre outros, Ostermos “antecipa", "acredita","espera", "prevê", "pretende","planeja", "projeta", "objetiva","deverá", bem como outros termossimilares, visam a identificar taisprevisões, as quais, evidentemente,envolvem riscos e incertezasprevistos ou não pela Companhia e,consequentemente, não sãogarantias de resultados futuros daCompanhia, Portanto, os resultadosfuturos das operações da Companhiapodem diferir das atuaisexpectativas, e o leitor não deve sebasear exclusivamente nasinformações aqui contidas.
A Companhia não se obriga aatualizar as apresentações eprevisões à luz de novas informaçõesou de seus desdobramentos futuros,Os valores informados para 2019 emdiante são estimativas ou metas,
Adicionalmente, esta apresentaçãocontém alguns indicadoresfinanceiros que não sãoreconhecidos pelo BR GAAP ou IFRS.Esses indicadores não possuemsignificados padronizados e podemnão ser comparáveis a indicadorescom descrição similar utilizados poroutras companhias, Nós fornecemosestes indicadores porque osutilizamos como medidas deperformance da companhia; eles nãodevem ser considerados de formaisolada ou como substituto paraoutras métricas financeiras quetenham sido divulgadas em acordocom o BR GAAP ou IFRS.
Aviso aos investidores
Norte-Americanos
A SEC somente permite que as
companhias de óleo e gás
incluam em seus relatórios
arquivados reservas provadas
que a Companhia tenha
comprovado por produção ou
testes de formação
conclusivos que sejam viáveis
econômica e legalmente nas
condições econômicas e
operacionais vigentes,
Utilizamos alguns termos
nesta apresentação, tais
como descobertas, que as
orientações da SEC nos
proíbem de usar em nossos
relatórios arquivados.
2
Os primeiros resultados de uma nova Petrobras—Cinco pilares estratégicos que sustentam nossa agenda transformacional
4
Segurança,
respeito às pessoas
e ao meio ambiente
Maximização do
retorno sobre
capital empregado
• Foco nos ativos
onde somos os
donos naturais
• A produção do
pré-sal atingiu 60%
da produção
Redução do
custo de capital
• Contínua
trajetória de
desalavancagem
• Transparência e
gestão da dívida
• Empoderamento das
pessoas
• Cultura de segurança
• Descarbonização da
produção de
petróleo
Busca incessante
por custos baixos
e eficiência
• Redução de custos
e resiliência a
cenários de preços
baixos
Meritocracia
• Programa de
compensação
variável baseado
no mérito
• Implementação do
EVA®
Realizações em 2019—
5
Desinvestimentos emativos non-core
Fluxo de caixa livre (9M19)
Aquisição do excedente de Búzios
Redução da dívida
~ US$ 16 bilhões2 ~ US$ 13 bilhões ~ US$ 17 bilhões~ US$ 21 bilhões1
Acordo com o CADE para vender 50% da capacidade de refino
Abertura do mercado de refino
Acordo com o CADE para fomentar a concorrência no mercado brasileiro de gás
Abertura do mercado de gás
Melhora da Moody’s e Fitch no perfil de crédito stand-alone
Melhora na nota de risco de crédito
Primeira através do mercado de capitais no Brasil
Privatização da BR Distribuidora
1 Considerando IFRS162 Vendas atualizadas até 28/11/2019, incluindo transações assinadas e encerradas
Busca contínua por baixo custo e eficiência—
• Programas de desligamento voluntário
» 2.962 empregados inscritos
• Revisão das despesas de publicidade e patrocínio
» Redução de ~US$ 40 milhões
• Otimização do uso de escritórios
» Redução de ~ 45.000 m2 no Brasil
» Encerramento de 8 escritórios no exterior, mais 5 para acontecer
• Criação da Diretoria Executiva de Transformação Digital e Inovação
» Implementação do Digital twin no 3T19
Plano de Resiliência lançado em março de 2019
6* Números de 2019
Empoderamento do ComitêExecutivo
Melhorando a Petrobras—
7
Redução no número de comitês de assessoramento ao Conselho de
Administração
Melhora na flexibilidade e eficiência da estrutura organizacional
Criação de novas DiretoriasExecutivas: Relações Institucionais e
Transformação Digital e Inovação
Nova política de remuneração aoacionista
Empoderamento das pessoas –responsabilidade com accountabilityEVA® – programa de reconhecimento
Mensagens chave
—Foco em maior geração de valor para os acionistas
9
Gestão ativa de portfólio
Transformação digital
Segurança como prioridade
Resiliência a baixos preços
do petróleo
Redução da dívida e
disciplina de capital
Transição para uma
economia de baixo
carbono
10
Mensuração de performance para geração de valor 2020—
DL/EBITDA2TAR¹ ∆ EVA®
1,5x < 1,0 US$ 2,6 bilhões3
¹TAR: Taxa de acidentados registráveis |2DL/EBITDA: Dívida Líquida/ EBITDA LTM adjustado (incluído IFRS16)|3 EVA: Valor Econômico Agregado
Ambição: Fatalidade Zero
Nova
• Capacidade de 1,1
MMbpd
P&D focados no longo prazo
• Digital twin: maior
eficiência operacional
• Realidade Aumentada:
aumento da segurança e
eficiência
• IA2 aplicada ao
gerenciamento de ativos
• Refinaria Digital do
futuro
TD • Reforçar capacidades para
comercialização de petróleo,
derivados, GLP, Gas Natural
e GNL
• Blockchain
• Logística 4.0
EVA - Sistema de gestão
Transformação cultural
• EXP100: redução do risco exploratório
• PROD1000: redução de tempo de
desenvolvimento
• Automação industrial: aumento da
segurança e eficiência
Petrobras do futuro
—
Refino Eficiente e de Baixo Custo
Logística e Comercialização
Cultura do Valor Baixo Custo de Capital
Eólica e Solar
Ativos de Classe Mundial
TD1
TD1
Pré-sal
1 Transformação Digital 2 Inteligência artificial
Balanço Sólido
11TD1
• Reconstrução do portfolio exploratório
• Oportunidades futuras para gás
de menor custo
Estratégias financeiras
—
13
Maximizar o retorno ao
acionista
Melhorar o desempenho
financeiro através da
desalavancagem, das menores
despesas financeiras e da
otimização da posição de caixa
Aumentar a distribuição de
dividendos, enquanto investe
em ativos de classe mundial
Reduzir os riscos pela gestão
das contingências
Otimização de
capital de giro
Caixa mínimo de
US$ 6,6 bilhões e
gestão dos
estoques
Reduzindo o gap do valor justo em dois anos—
14
Gestão ativa
de portfólio
US$ 20-30
bilhões
Otimização e
redução dos
custos
Redução de 15% dos
gastos corporativos3
e 10% na redução de
custos4
Redução da
dívida
Meta de
dívida bruta
US$ 60
bilhões
Valor de
mercado¹
Valor
patrimonial²
2021
WACC@ 8,5%
ROCE 10%¹ Em 29/11/2019
² Valor patrimonial baseado no cálculo de valor de mercado3 Custos e despesas excluindo-se matéria-prima4 Em 2020
~45% de
potencial
aumento
Financiabilidade Petrobras 2020-2024
Forte geração de Fluxo de Caixa Livre com aumento nadistribuição de dividendos
15
7
158-168
12
2620-30
33
34
76
Fontes Usos
US$ bilhões¹
Gestão ativa de
portfólio
Geração de caixa
após impostos e
depósitos judiciais Dividendos
Investimentos
Amortizações líquidas
Despesas
financeiras com
arrendamentos
188 188
Amortizações de
arrendamentosDespesas financeiras
¹ Números calculados com Brent @ US$ 65/bbl2 Brent @ ~ US$ 50/bbl no período de 2020-2024 e US$ 45/bbl no longo prazo
Todos os projetos possuem VPL positivo no cenário de resilência – Brent @ US$ 45 – 50/bbl2
Investindo em projetos com alto retorno—
16
64,3
3,0
6,1
2,3
E&P Corporativo
Refino G&E
75,7US$ bilhões
Capex 2020-2024
31%
69%
Manutenção Crescimento
9 1011
13
9
0,20,3
2
5
41
2
1
1
1
11
1
1
0,3
11
1
1
1
2020 2021 2022 2023 2024
E&P sem ECO E&P com ECO Refino
G&E Corporativo
1213
15
20
15
US$ bilhões
Nota: O CAPEX do excedente da Cessão Onerosa assume a construção de poços iniciando em 2023 e plataformas próprias
ECO= Excedente da Cessão Onerosa
17
Gestão ativa de portfólio—Venda de ativos nos quais a Petrobras não é o dono natural
Plano de desinvestimento
• 50% da capacidade de refino
• Transporte e distribuição de gás
• Ativos em terra e em águas rasas
• Distribuição de GLP
• Usinas térmicas
• Gasodutos offshore
• Ativos na América do Sul
Oportunidades adicionais
• BR Distribuidora
• Braskem
• Ativos no pós-sal
• Ativos na Bolívia
Retornando valor aos nossos acionistas—Nova política de dividendos
18
Negativo
Sem
distribuição de
dividendos
Dívida
Bruta ≤ US$
60 bilhões
Dívida
Bruta > US$
60 bilhões
Distribuição de
60%
(FCO – CAPEX)
Dividendos
mínimos
obrigatóriosLucro
Líquido
Positivo
D = 60% x (FCO – CAPEX¹)
Fórmula de distribuição
Dividendos Fluxo de Caixa
Operacional
• Cálculo anual com base nos números de final de ano
• Pelo menos duas distribuições por ano
• O valor a ser distribuído é bruto de impostos
• Fluxos de caixa e dívida bruta de acordo com o IFRS16
¹Exclui rodadas de licitações e aquisições
Início da nova política
de dividendosInício da nova política
de dividendos
1
2
3 3
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Dividendos
111
88
60
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Dívida Bruta
Foco na desalavancagem com dividendos mais altos—
19
US$ bilhões
Breakeven da produção de petróleo @ US$ 16 bbl em 2020—
20
Participações Governamentais
Custos e despesas operacionais
CAPEX de manutenção
Breakeven de caixa: corrente
Spread Brent
Receitas: Gás e outros
US$/bbl 13
16
3
-4
3
1
FX50 55 60 65 70
3,50 25,4 28,7 32,0 35,3 38,6
3,70 26,3 29,6 32,8 36,1 39,4
3,90 27,0 30,3 33,6 36,9 40,2
4,10 27,7 31,0 34,3 37,6 40,9
Fluxo de caixa resiliente aos baixos preços do petróleo—
21
EBITDA 2020US$ bilhões
FCL 20201
US$ bilhões
BRENT
US$/BBL
0
11,0
17,1
22,9
33 40 50 60 70
BRENT
US$/BBL
1 FCL = fluxo de caixa operacional – CAPEX total
Taxa de câmbio de US$ 3,9/BRL
Estratégias de E&P—
23
Maximizar o valor do portfólio, focando
em águas profundas e ultra-profundas,
buscando eficiência operacional,
otimização do fator de recuperação e
parcerias
Crescer sustentado por ativos de óleo e
gás de classe mundial em águas
profundas e ultra-profundas
Exploração18%
Búzios28%
Outros20%
Águas ultra-profundas pós-sal
29%
Terra e P&D5%
Foco no pré-sal—
24
64US$ billion
Investimentos em E&P 2020 - 2024
• Marlim
• Marlim Sul
• Marlim Leste
• Roncador
• Albacora
• Albacora Leste
• Tartaruga Verde
• Barracuda/Caratinga
• SEAP
• Lula
• Jubarte
• Sépia
• Atapu
• Mero
• Sapinhoá
• Itapu
• Berbigão/Sururu
Pré-sal
59%
Manuntenção
7
10
US$ bilhão
25
4773%
Crescimento 1727%
64US$ bilhão
Reposição
(Poços complementares)
Paradas &
infraestrutura
CAPEX dedicado ao crescimento—
jan feb mar apr may jun jul aug sep oct nov dec
2019 foi um ano recorde—
26
Recorde de
produção
diária
(3,0)
Ramp-up
recorde
P-75
(8,6 meses)
Recorde de
produção
diária
(3,1)
Ramp-up
recorde
P-76
(7,7 meses)
Recorde de
produção
mensal
(3,0)
Recorde de
produção
diária
(3,2)
2,7Média
annual
projetada
Maior complexidade dos
novos sistemas de Búzios e
paradas não programadas
2,7
META
2,7
Meta1º óleo
P-67 e P-76
1º óleo
P-77
1º óleo
P-68
Recorde de
produção
mensal
(>3,0)
Produção de 2020 em linha com a meta de 2019—
Produção
MM boed
27
1 Inclui desinvestimento na Nigéria e Tartaruga Verde (~100 mil bpd de produção total)2 +/- 2,5%
3,0¹
2,7²(0,2)
(0,2)
0,1
Produção de saídaDezembro 2019
Declínio Confiabilidade,integridade e
segurança
Ramp-up de novasunidades
Produção média 2020
2,72,9
3,13,3
3,5
2,4 2,62,8
3,0 3,2
2,22,3 2,5
2,72,9
2020 2021 2022 2023 20242
Crescimento constante da produção
—
28
ATAPU MERO 1
SÉPIAMARLIM 1
BÚZIOS 5
LULA FR
PARQUE DAS BALEIAS
MERO 2
MARLIM 2
BÚZIOS 6
MERO 3
SEAP
ITAPU1 Não considera desinvestimentos, exceto por Nigéria e Tartaruga Verde (~100 mil bpd de produção total)2 Números de 2020 incluem +/- 2,5%
Produção total
Produção de
óleo
Produção
comercial
Produção de óleo e gás1
(MM boed)
29
Participação do pré-sal continua crescendo—
2020 2024
63%66%
2020 2024
Concessão
Cessão
Onerosa
Partilha
77% 66%
22%19%
1% 15%
Regimes FiscaisProdução do pré-sal
30
Baixo breakeven e custo de extração reforça a competitividade do pré-sal—
Custo de extraçãoUS$/boe
7,66,4 6,0
2,12,0
2,3
9,78,4
8,3
2020 2021 2020-2024
E&P
Custo de extração Custo de afretamento
3,8 3,5 3,7
2,1 2,1 2,3
5,9 5,66,0
2020 2021 2020-2024
Pre-salt
Custo de extração Custo de afretamento
25Brent de
Equilíbrio
Breakeven
prospectivo
US$/boe21
Brent de
Equilíbrio
Breakeven
prospectivoUS$/boe
Nota: Breakeven do desenvolvimento da produção do pré-sal entre US$ 35-45/bbl
31
Bacia de
Santos
Bacia de
Campos
RJ
Áreas adquiridas em 2017 e 2018
Excedente da Cessão Onerosa
6ª Rodada de Partilha
16ª Rodada de Concessão
Dois IrmãosAlto de Cabo Frio
Central
Três
Marias
Peroba
Uirapuru
Entorno
de Sapinhoá
Sudoeste de
Tartaruga
Verde
Aram
Búzios
Itapu
Setor SC-AP3
C-M-477
Setor SC-AP5
Investimento em exploração
US$ bilhões
R$ 75 bilhõesBônus de assinatura – Participação Petrobras
Áreas adquiridas entre 2017 e 2019
40% da área exploratória
total da Petrobras
26.000Km2 de área total adquirida
Nos últimos 3 anos, investimos no crescimento do portfólio exploratório do pré-sal—
2,3
0,8 0,5 0,5 0,9
2,3
2015 2016 2017 2018 2019* MÉDIA 20 -24
Exploração Aquisição de áreas17,3
* Previsão
0,9 0,8
RJ
Bacia de
Santos
Bacia de
Campos
BÚZIOS ITAPU
90% Petrobras
Petrobras5% CNPC
5% CNOOC
Bônus US$ ~17 bi Bônus US$ ~0,5 bi
Óleo lucro 23,24% Óleo lucro 18,15%
Desembolso de
caixa - Petrobras
US$
~7,5 bi
US$
~16 biBônus
US$
~9 biReembolso da
Cessão Onerosa
Excedente da Cessão Onerosa suporta
reposição de reservas
—
Acordo de co-
participação até
Set/2021
Regime Fiscal: Cessão Onerosa
Produção: 600 mil boed (recorde diário)
• 4 unidades em operação
• 1 plataforma iniciando operação em
2022
Búzios
Regime Fiscal: Cessão Onerosa +
Partilha
• 7 plataformas adicionais
• Capacidade ≥ 180 mil bpd
32
33
Recuperando a produção da Bacia de Campos—
Investimento
Bacia de Campos
2020-2024
20US$ bilhões
Projetos complementares, revitalização
e novos projetos
Aquisição de novas áreas
Parcerias estratégicas
Tecnologias para aumentar o fator
de recuperação
Incremento do fator de recuperação
Aumento da eficiência operacional
Extensões e descobertas
BASE PRODUCTION NEW WELLS – INSTALLED SYSTEMS REVITALIZATION
0
200
400
600
800
1.000
2019 2020 2021 2022 2023 2024
Produção comercial antes de desinvestimentos (mil boed)
Produção baseNovos poços – sistemas
instaladosRevitalização
Descomissionamento dos sistemas offshore do E&P—
34
2020 2021 2022 2023 2024
US$ 6 bilhõesÉ o custo estimado dos projetos de
descomissionamento em andamento: 18
plataformas & dutos submarinos e poços
offshore
P-12 P-33 P-18
P-19P-07 P-26
FPSO
Capixaba Oeste de Ubarana
P-35
P-15 P-32
Cação 1 2 3 P-37
BiquaraFPSO Piranema
P-20
0,5
2,3
1,1 1,1 1,0
2020 2021 2022 2023 2024
Custos de descomissionamento planejados
07
06
05
Estratégias de Refino e Gás Natural —
36
Operar competitivamente em RGN com foco nas operações do SE
Otimizar o portfólio de energia térmica
Ser competitivo no comércio mundial de petróleo e gás
Desinvestimento em distribuição e transporte de gás
Viabilizar comercialmente o diesel e Bio-Qav
Investindo para garantir a integridade de ativos—
8US$ bilhões
CAPEX 2020-2024
US$ bilhão
Gas Natural
& Energia
Refino, transporte e
comercialização
37
• Rota 3 e unidade de
processamento de
gás natural: foco
para permitir a
saída de gás da
produção do Pré-sal
• Investimento em
manutenção no
Refino e Logística
• HDTs na Replan,
REDUC e RPBC
• HCC na REDUC para
produzir
lubrificantes de alta
qualidade
• Investimentos
em P&D em
energia solar e
eólica
74%
26%
38
REPLAN
RECAP
RPBC
REVAP
REDUC
BACIA de
CAMPOS
BACIA de
SANTOS
RJ
SP
Permanecem
12
3
4 5
Pré-sal1
2
3
4
5
~15% ~13%
Retorno sobre
investimentoMargem líquida
1 REPLAN2018 em números
Benchmarking em rentabilidade
Índice Solomon
1º quartil na América Latina
• O desempenho da REPLAN em
custos de manutenção,
pessoal e serviços é
equivalente às melhores
refinarias da América Latina
• Desempenho da margem
líquida do 1º quartil
Adicionando competitividade ao refino—
Fase não vinculante
REGAP, REMAN,
LUBNOR and SIX
Expectativa de mudar
para fase vinculante
em 2 meses
Desinvestimentos
de 8 refinarias
Fase Vinculante
RNEST, RLAM, REPAR
and REFAP
39
74%
100% 100%
20%
95%
13%
42%50% 50% 50%
0%
50%
0%
18%
% Gás produzido % Km gasodutos % Gás processado % Km gasodutos % Consumo próprioem centrais de
geração de energia,refinarias e plantas
de fertilizantes
Market share da Petrobras
Produção Descarregamento Processamento Transporte ConsumoComercialização Distribuição
Transformando o negócio de gás em um mercado competitivo
—
Atual 2020-2024
Petrobras irá focar na produção e comercialização de gás
Oportunidades no diesel renovável, Bio-Qav e bunker
de baixo teor de enxofre
—
• Atratividade em um cenário de competição
com o biodiesel
• Tecnologias que agregam valor aos ativos de
refino e possibilitam rotas para a transição
para uma economia de baixo carbono
• Sujeito à aprovação regulatória
40
Diesel renovável e Bio-Qav
Oportunidade para co-processamento
de óleos vegetais
• O petróleo do pré-sal tem baixo teor de enxofre
• Sistema de refine produzindo bunker para atender IMO
Bunker 0,5%
• Ganho potencial em 2020 (vs, 2018): ~ US$ 1 bilhão
• 85% da produção de óleo combustível da Petrobras é adequada
para produzir bunker 0,5%
Petróleo bruto
• Ganhos potenciais em 2020 (vs, 2018): + US$ 540 milhões
• Estimativa de exportação de petróleo para os próximos 12
meses: 590 mil bpd
IMO 2020Oportunidades nos mercados da Ásia,
Europa e Estados Unidos
41
Oportunidades na transição para um futuro de baixaemissão de carbono—A produção da Petrobras é a segunda menor em intensidade de carbono na indústria
Ações de descarbonização
• Implantação de flare fechado
• Captura e armazenamento de CO2
• Monitoramento e reparo de vazamentos
• Recuperação de vapor de tanques
• Eficiência energética
P&D CAPEX
US$ 70 milhões/ano
• Captura e armazenamento de CO2
• Separação de CO2 nos equipamentos submarinos
• Turbina de CO2 supercrítico
• Diesel renovável e Bio-Qav
• Energia solar e eólica offshore
• OGCI: iniciativas em parceria
CAPEX para descarbonização
US$ 100 milhões/ano
P&D para descarbonização e renováveis
Estratégias de Transformação digital—Acelerando a Petrobras através da jornada de Transformação e Inovação Digital
43
Tecnologia da Informação: Plataformas tecnológicas impulsionando a
evolução digital
Transformação digital: ágil em escala
Escritório de processos de negócios: otimizando e
automatizando processos (Petro enxuta)
Centro de P&D: Inovando para criação de valor, tempo de
mercado, mecanismos de crescimento e modelos de negócios
Informação e cibersegurança: segurança da
informação como um facilitador da inovação
ENXUTO
PROTEGER
SER DIGITAL
INOVADOR
IR DIGITAL
Iniciativas de Transformação digital e inovação—
Gêmeo digital: aprimorando
a eficiência operacional
Gerenciamento de
ativos baseado em
IA
Refinaria
digital
Realidade aumentada:
segurança e eficiência
EXP100: Menor risco exploratório
PROD1000: Tempo para primeiro óleo
Blockchain
Logística 4,0
Computação de alto desempenho
44
Ecossistema
Digital
2018 Visão futura2020
Usando a capacidade HPC1 para aumentar a produtividade
—Aumento da capacidade de HPC 10X em 2019-2020
45
Digital twin das rochas
Pesquisa de nós de
campo em Búzios: Maior
campanha sísmica do
mundo
Digital twin da
unidade de
produção
estacionária
Em média, o tempo de
simulação diminuiu 35%
(50% em alguns casos)
1 Computação de alto desempenho
A transformação digital permitirá nossas ambições de longo prazo—
Desenvolvimento da produção
Engenharia
básicaAquisição Construção
Ambição 1.000 dias
Descoberta 1º ÓLEO
Ambição Petrobras
1º óleo 1.000 dias após a descoberta(versus a média de ~3.0001 dias)
Ambição Petrobras
Fator de chance de descoberta de 100% e sem poços
exploratórios
Exploração
461 Média do pré-sal na Petrobras
O maior centro de P&D da América Latina
—
CENPES
Laboratório dos laboratórios
Área total - 308,000 m2
147 laboratórios
+ 8,000 equipamentos
12 PosDocs, 261 PhDs e 420 MsCs
Maior centro de P&D da América
Latina
47
O maior centro de P&D da América Latina
—
Mais um bloco de construção no ecossistema
Acesso a Dados
Plataformas de
Teste
Co-working
Startups
Parceiros
Laboratório
de Inovação
Corporativa
48
50
Dez compromissos de sustentabilidade—
1. Crescimento zero das emissões
absolutas operacionais até 2025¹
2. Zero queima de rotina em flare até
2030
3. Reinjeção de ~40 MM ton CO2 até
2025 em projetos de CCUS
4. Redução de 32% na intensidade de
carbono no segmento de E&P até
2025
5. Redução de 30%-50% na intensidade
de emissões do metano no segmento
de E&P até 2025
6. Redução de 16% na intensidade de
carbono no refino até 2025
7. Redução de 30% na captação de água
doce em nossas operações com foco
no aumento do reuso até 2025
8. Crescimento zero na geração de
resíduos de processo até 2025
9. 100% das instalações Petrobras com
plano de ação em biodiversidade até
2025
10.Investimentos em projetos
socioambientais
¹ Compromissos em carbono em relação à base 2015, Demais compromissos com base em 2018
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