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02/08/2019 - 08:34

Petrobras atinge lucro líquido de R$ 18,9 bilhões no 2T19


Devido a venda da Transportadora Associada de Gás (TAG), por R$ 33,5 bilhões, o aumento neste período foi de 368% superior ao primeiro trimestre de 2019 .

A Petrobras divulgou os dados do balanço do segundo trimestre de 2019, no dia 1º de agosto (quinta-feira), com destaques para o Ebitda ajustado de R$ 32,7 bilhões, 19% maior que no primeiro trimestre de 2019, refletindo o aumento do Brent e câmbio, que resultaram em maiores preços do petróleo. A Companhia apresentou lucro líquido de R$ 18,9 bilhões, 4,6 vezes o lucro líquido do trimestre anterior, principalmente devido à conclusão da venda da TAG. Desconsiderando-se os efeitos dos itens não recorrentes o lucro líquido da Companhia foi de R$ 5,2 bilhões e o Ebitda ajustado R$ 33,4 bilhões.

Com a expectativa da melhora do lucro líquido para o exercício de 2019, o Conselho de Administração aprovou a antecipação de distribuição de remuneração aos acionistas sob a forma de juros sobre o capital próprio (JCP) no valor de R$ 2,6 bilhões, equivalente a R$ 0,20 por ação ordinária e preferencial por circulação, superando os R$ 0,10 por ação do trimestre anterior.

Presidente — Sobre os resultados do segundo trimestre de 2019 o presidente da Petrobras Roberto Castello Branco disse: “A Petrobras apresentou bom desempenho financeiro no segundo trimestre de 2019, embora tenhamos sido beneficiados por fatores externos fora de nosso controle, como preços do petróleo, taxa de câmbio BRL/USD e crack spreads, e por eventos não recorrentes, como desinvestimento de ativos. O lucro líquido contábil, excluídos os fatores não recorrentes, foi de R$5,2 bilhões e o fluxo de caixa operacional chegou a R$ 20,5 bilhões.

O avanço na exploração do pré-sal, com custos de extração mais baixos (US$6 por boe) e óleo de melhor qualidade, permitiram que o Ebitda ajustado por barril de óleo equivalente (boe) no negócio de exploração & produção (E&P) tenha alcançado US$ 33,50 no segundo trimestre de 2019 contra US$ 29,50 em 2018, mesmo com a queda no preço médio de petróleo Brent de US$ 71,0 para US$ 68,8 no segundo .

Nossa dívida bruta (incluindo os efeitos do IFRS 16) mantém-se em patamar elevado, de US$ 101,0 bilhões, com índices de alavancagem entre 2,5x a 3,0x, dependendo das métricas utilizadas. A Petrobras se defronta ainda com alavancagem financeira excessiva para uma companhia produtora de commodities e, portanto, exposta à volatilidade de preços e consequentemente de fluxo de caixa. Os encargos financeiros ainda consomem cerca de 40% do caixa operacional, o que evidencia a necessidade de desinvestimentos para a redução do endividamento.

Por outro lado, encerramos o trimestre com uma dívida líquida de US$ 83,7 bilhões, o que evidencia um volume de caixa excessivo, de US$ 17,4 bilhões, em 30 de junho de 2019. Isso se deveu ao fato dos recursos originados pela venda da TAG terem sidos recebidos nos últimos dias de junho. Com efeito, trata-se apenas de uma fotografia em determinado dia e o excesso de caixa está sendo utilizado, sendo nosso objetivo manter um caixa de US$ 6,6 bilhões, dada a disponibilidade de revolving credit facilities. Assim, é prevista diminuição da dívida bruta no terceiro trimestre de 2019.

Em benefício da transparência e da eficiência na alocação do capital, revisamos o orçamento de capex para 2019 de US$ 16 bilhões para um intervalo de US$ 10 a US$ 11 bilhões. Vale salientar que esses números não contêm estimativa dos valores a serem investidos nos leilões de blocos de petróleo neste semestre, inclusive o relativo aos excedentes de cessão onerosa, que após vários anos de negociações chegamos rapidamente a acordo com o Governo Federal.

O retorno sobre o capital empregado se situa até agora em torno de 8% o que evidencia a imperiosa necessidade de iniciativas para melhorar a alocação do capital. O ano tem sido bastante intenso na implementação de nossa agenda transformacional orientada por nossos cinco pilares estratégicos. Os desinvestimentos somaram US$ 15 bilhões até o final de julho, com destaque para as transações da TAG, da BR Distribuidora — primeira privatização via mercado de capitais na história do Brasil — e de campos maduros de petróleo. Ficamos ainda com 37,5% do capital da BR, que no futuro temos a intenção de vender parcial ou totalmente. Enquanto isso, vamos nos beneficiar como acionistas do enorme potencial de criação de valor da BR com a flexibilidade que possui uma empresa privada. O desinvestimento de campos maduros, com baixa produtividade e alto custo de extração e onde não somos donos naturais, oferece excelentes oportunidades de retorno elevado para a Petrobras. Simultaneamente, sua revitalização pelos novos donos implica em investimentos e criação de empregos, com impacto positivo sobre a atividade econômica.

Em 27 dias, entre junho e julho, por nossa iniciativa assinamos dois acordos com o CADE que viabilizam a abertura para a competição de dois importantes mercados, refino e gás natural.

A Petrobras se comprometeu a vender oito refinarias, metade de sua capacidade de refino. O primeiro pacote de 4 refinarias (RNEST, RLAM, REPAR e REFAP) já avançou para a fase de recebimento de propostas não-vinculantes e os teasers para o segundo pacote (REMAN, LUBNOR, REGAP e SIX) serão lançados no próximo mês.

Estamos firmemente comprometidos em sair completamente dos negócios de transporte e distribuição de gás natural e em reduzir nossa participação nas compras para menos de 50%, concentrando-nos consequentemente na exploração e produção.

Necessitamos dos serviços de ativos de midstream, mas não necessitamos ser seus donos. A ideia é ser uma asset-light company no midstream e uma world-class asset heavy company na exploração e produção de petróleo e gás, maximizando o retorno de cada dólar investido.

Estamos conseguindo gradualmente eliminar nossa participação em negócios que sangravam o caixa da Petrobras há vários anos. Fechamos um acordo com o Governo uruguaio para a devolução de concessões de distribuição de gás – Montevideo Gas e Conecta — que requereram quinze aportes de capital em quinze anos, consumindo US$ 200 milhões.

Com um programa de desinvestimentos desenhado, a prioridade daqui em diante será a estruturação e execução das transações. O programa de desligamento voluntária (PDV) focado em aposentados e aposentáveis já contava com 1.560 adesões até o final de julho, sendo que vários empregados já estão em processo de desligamento da companhia.

A busca por custos mais baixos continuou com a racionalização do uso de áreas de escritório, que está implicando na liberação de prédios alugados, no fechamento de escritórios fora do Brasil (Nova Iorque, Cidade do México, Líbia, Angola, Nigéria, Tanzânia, Nigéria, Turquia, Tóquio) e forte redução do escritório de Houston. Simultaneamente, estamos diminuindo o número de expatriados, cujo custo é relativamente elevado. Várias outras iniciativas estão em curso, que somadas resultarão em expressivos cortes de custos ao longo do tempo.

Estamos criando uma Diretoria de Transformação Digital, fundamental para a concentração de esforços para a modernização da infraestrutura de tecnologia da informação, a coordenação e o aprofundamento de iniciativas para o emprego intensivo de inteligência artificial. A transformação digital será uma poderosa alavanca para a realização de ganhos de produtividade e redução de custos.

A Universidade Petrobras está passando por reposicionamento estratégico para se transformar em efetiva universidade corporativa com atividades estreitamente alinhadas com nossa agenda transformacional. Estamos em fase de assinatura de convênios com a University of Chicago Booth School of Business e o Departamento de Ciência da Computação da UFMG para treinamento em liderança, inovação, finanças e inteligência artificial.

O foco na saúde e segurança está produzindo bons resultados. O TAR (taxa de acidentes registráveis) caiu para 0,88, abaixo da média da indústria de petróleo e gás e de nosso próprio limite de alerta) ao mesmo tempo em que estamos conseguindo reverter a tendência de alta do número de furtos de combustíveis, a chamada derivação clandestina. Após o pico de 261 furtos em 2018, nos primeiros sete meses deste ano estamos com uma frequência de 174 em termos anualizados, mesmo sem que o programa Pró- Dutos tenha sido implementado.

Estamos muito confiantes de que a implementação criteriosa de nossa agenda transformacional possui capacidade para eliminar no futuro o gap de performance que nos separa das melhores companhias globais de petróleo e criar substancial para nossos acionistas”, conclui a mensagem.

O fluxo de caixa livre foi positivo pelo décimo-sétimo trimestre consecutivo, totalizando R$ 11,3 bilhões. Este resultado foi obtido através da melhora da geração operacional, pelos mesmos motivos que impactaram positivamente o Ebitda, e pela redução dos investimentos em relação ao primeiro trimestre de 2019.

No segundo trimestre de 2019, a dívida líquida continuou sua trajetória decrescente, fechando em US$ 83,7 bilhões, uma redução US$ 11,9 bilhões em relação ao primeiro trimestre de 2019. No trimestre, houve amortização de US$ 2,2 bilhões, com novas captações de apenas US$ 488 milhões.

No segundo trimestre de 2019, o índice dívida líquida/LTM Ebitda ajustado caiu para 2,52x em relação ao de 2,89x registrado no primeiro trimestre de 2019, aplicando os efeitos do IFRS 16 em todo período do LTM Ebitda ajustado de 2018. Uma vez expurgados tais efeitos, o índice teria sido 2,02x no segundo trimestre de 2019.

Visando a mitigar os riscos de contingências judiciais, reconhecemos despesas no montante de R$ 1,2 bilhão para encerramento de disputas tributárias e ambientais que totalizavam uma exposição potencial de R$ 6,4 bilhões. As despesas com processos judiciais estão relacionadas à adesão ao programa de anistias de ICMS nos estados da Bahia e Ceará (despesa de R$ 367 milhões para uma exposição de R$ 1,8 bilhão) e as ambientais referem-se ao cumprimento de condicionantes para o licenciamento ambiental do Comperj (despesa de R$ 814 milhões para uma exposição de R$ 4,6 bilhões).

Tendo em vista a oferta de ações da BR Distribuidora, estamos apresentando neste relatório as operações da BR Distribuidora como operações descontinuadas. Para o terceiro trimestre de 2019, estimamos um ganho de capital antes dos impostos de R$ 14,2 bilhões (incluindo o ganho na remensuração de R$ 7,4 bilhões).

A receita de vendas totalizou R$ 72,6 bilhões no segundo trimestre de 2019, 2,4% acima do primeiro trimestre de 2019. Esse aumento é explicado principalmente: (i) pela elevação das cotações internacionais do petróleo e da apreciação do dólar, que na média ficaram 9,0% e 4,0% acima do trimestre anterior, respectivamente, resultando em maiores preços de venda de diesel e gasolina (R$ 3,3 bilhões); (ii) pela melhora no crack spread da gasolina e dos preços de nafta; (iii) pelo maior volume de vendas de diesel e GLP no Brasil, em função da sazonalidade do mercado (R$ 1,6 bilhão) e; (iv) pelo aumento da receita com exportações como reflexo dos maiores preços das commodities (R$ 0,9 bilhão).

De acordo com o comunicado da Petrobras, estes resultados positivos foram parcialmente compensados pela redução das vendas das unidades internacionais (R$ 2,3 bilhões), em consequência da venda da refinaria de Pasadena e de empresas de distribuição no Paraguai, e pela redução na receita de vendas com energia elétrica (R$ 1,2 bilhão), refletindo a diminuição dos preços em função da melhora das condições hidrológicas. O aumento de produção de óleo deste trimestre ainda não se refletiu na receita, permanecendo 73 mbbl como exportação em andamento, que será reconhecido no terceiro trimestre de 2019.

O custo com produtos vendidos foi de R$ 42,4 bilhões no segundo trimestre de 2019, apresentando uma redução de R$ 3,7 bilhões em relação ao primeiro trimestre de 2019.

Assim como na receita, o aumento da produção não se refletiu no resultado devido à menor participação do óleo nacional nos derivados vendidos associada às exportações em andamento, que contribuíram para a redução dos custos com materiais. Adicionalmente, houve redução relacionada à conclusão dos desinvestimentos de unidades internacionais (Pasadena e Paraguai), no montante de R$ 1,7 bilhão. Também tivemos menores custos com importações de gás natural (R$ 1,2 bilhão), em função de menores volumes e otimização dos custos de suprimento devido à maior participação de GNL, a menores custos, no mix de vendas. Por outro lado, o aumento das cotações internacionais nos preços das commodities e a depreciação do real resultaram em maiores gastos com participações governamentais de aproximadamente R$ 1,2 bilhão.

No segundo trimestre de 2019, as despesas com vendas e gerais e administrativas foram de R$ 5,9 bilhões, um aumento de 6,0% em relação ao primeiro trimestre de 2019, principalmente devido ao aumento dos gastos logísticos para a utilização dos gasodutos da TAG (R$ 248 milhões), tendo em vista que a Petrobras passou a pagar pela utilização dos gasodutos após a venda de 90% de sua participação, em junho, e maiores gastos com pessoal em virtude de remuneração variável e concentração de férias no primeiro trimestre de 2019. As despesas exploratórias para extração de óleo e gás no segundo trimestre de 2019 foram de R$ 394 milhões, uma redução de RS$ 260 milhões em relação ao primeiro trimestre de 2019, devido aos menores gastos com poços secos.

A receita operacional totalizou R$ 8,6 bilhões no segundo trimestre de 2019 contra uma despesa operacional de R$ 11,3 bilhões no primeiro trimestre de 2019. Este resultado reflete o ganho de capital de R$ 21,4 bilhões com a venda da TAG, além da menor provisão para perdas com processos judiciais, em R$ 514 milhões, e ganho com ressarcimento de R$ 309 milhões da Operação Lava Jato. A venda de ativos dos Polos Pampo e Enchova e do campo de Baúna pelo valor total de US$ 1,5 bilhão permitiu a reversão de impairments anteriores no valor de R$ 1,9 bilhão.

No segundo trimestre de 2019, foram realizados testes de impairment, motivados pela aprovação da venda dos ativos do Polo Pampo e Enchova e do Navio Sonda NS-30. No primeiro caso, foi considerado o valor justo líquido das despesas de vendas que resultou em reversão de perda por desvalorização. No segundo caso, o impairment ocorreu em função da diferença entre o valor esperado de venda e o valor contábil do ativo.

Comperj — Em relação ao Comperj, tendo em vista que não há expectativa de fluxos de caixa futuros que retornem os respectivos investimentos, foram reconhecidos perdas adicionais no resultado. Neste trimestre, o maior valor de impairment decorreu da assinatura de um termo de ajustamento de conduta para encerrar ações civis públicas que questionam a forma de cumprimento das condicionantes ambientais referentes ao licenciamento ambiental do Comperj.

Por fim, houve revisão da composição do Polo Parque das Baleias, com exclusão dos campos de Cachalote e Pirambu, que passaram a ser testados individualmente, acarretando no reconhecimento de perdas por desvalorização. As paradas não programadas da P-25 (Albacora) e do FPSO Cidade de Mangaratiba (Lula) e a ociosidade da P-37 e P-33 (Marlim) aumentaram as despesas em R$ 304 milhões no segundo trimestre de 2019.

Ebitda ajustado — No segundo trimestre de 2019, o Ebitda ajustado consolidado atingiu R$ 32,7 bilhões, 19% acima dos R$ 27,5 bilhões no 1T19, em função do aumento do Brent e da apreciação do dólar frente ao real -— que resultaram em maiores preços de derivados -, da realização de estoques formados a custos menores no período anterior, do maior volume de vendas de diesel e das melhores margens de gasolina, nafta e gás natural.

O crescimento do índice Ebitda ajustado do E&P/boe vem melhorando de forma consistente devido, principalmente, à maior participação do pré-sal na nossa produção total, que possui: (i) maior margem, decorrente da melhor qualidade do óleo por ser um óleo mais leve em comparação aos demais óleos disponíveis no Brasil e, portanto, tem menor desconto em relação ao Brent; e (ii) menor lifting cost, tendo em vista a maior produtividade.

A melhora consistente no índice pode ser observada pela análise deste em relação ao Brent ao longo dos anos. Em todos os períodos analisado o percentual de crescimento do índice superou o do Brent (2017, 2018 e 2T19) ou, nos casos em que o Brent caiu, o índice apresentou leve aumento (2016) ou uma queda proporcionalmente menor que a queda do Brent (1T19). Ao observar todo o período analisado (2015 X 2T19), verificamos que o índice Ebitda ajustado E&P/boe subiu 128%, enquanto o Brentteve um aumento de 22% no mesmo período.

Com relação ao índice Ebitda ajustado do Refino em US$/bbl o comportamento é inverso ao do E&P. Em 2016 com a queda do Brent tivemos maiores margens e, portanto, melhor índice. No entanto a partir deste ano o ambiente competitivo aumentou com novos entrantes e consequente perda de market share. Em função disso com o objetivo de maximizar o resultado, foi necessário comprimir margens o que resultou na queda do índice. Neste mesmo período houve aumento do Brent que também contribuiu para queda da margem.

No segundo trimestre de 2019, o resultado financeiro líquido foi negativo em R$ 8,6 bilhões, ligeiramente pior do que os R$ 8,4 bilhões negativos do primeiro trimestre de 2019, principalmente devido à depreciação do dólar sobre a dívida líquida em euro e da apreciação do dólar frente a dívida líquida em libra.

As variações monetárias e cambiais reduziram o lucro em R$ 3,6 bilhões, contra a redução de R$ 2,7 bilhões no primeiro trimestre de 2019. A receita financeira alcançou R$ 1,3 bilhão no segundo trimestre de 2019, um aumento de 34,4% em relação ao primeiro trimestre de 2019, principalmente devido ao ganho com a assinatura de aditivo ao contrato de confissão de dívidas de 2018 assinado com a Amazonas Energia. No segundo trimestre de 2019, as despesas financeiras diminuíram em 6,8% em relação ao primeiro trimestre de 2019, principalmente devido às menores despesas com financiamentos — resultado dos nossos esforços com a desalavancagem – e aos menores custos com recompra de títulos de dívidas no mercado de capitais.

Lucro líquido atribuível aos acionistas Petrobras — O lucro líquido no segundo trimestre de 2019 alcançou R$ 18,9 bilhões - equivalente a R$ 1,43 por ação e 4,7 vezes o resultado do primeiro trimestre de 2019 — como resultado do ganho da vendada TAG, parcialmente compensadas pelas maiores variações cambiais negativas e aumento das despesas com imposto de renda e contribuição social em razão do maior resultado antes de impostos e da baixa de ativos fiscais diferidos sobre parcela de provisões judiciais.

Lucro líquido recorrente atribuível aos acionistas Petrobras e Ebitda ajustado recorrente — O lucro líquido excluindo o impacto dos itens não recorrentes foi de R$ 5,2 bilhões e Ebitda ajustado R$ 33,4 bilhões. No lucro líquido os itens não recorrentes totalizaram R$ 20,8 bilhões antes dos impostos, com destaque para: (i) ganhos com vendas de ativos (R$ 21,2 bilhões), (ii) perdas com contingências judiciais (R$ 680 milhões), (iii) Programa de Desligamento Voluntário - PDV (R$ 336 milhões). No Ebitda ajustado houve o impacto, principalmente, das perdas com contingências judiciais citadas

Investimentos — Os valores de investimentos (CAPEX) consideram aquisição de ativos imobilizados, incluindo gastos com arrendamentos mercantis, intangíveis, investimentos em controladas e coligadas, despesas com geologia e geofísica, despesas com pesquisa e desenvolvimento e gastos pré-operacionais. Ao CAPEX apresentado nesta sessão do relatório, não é aplicável a norma contábil internacional IFRS16 – Arrendamento Mercantil.

No segundo trimestre de 2019, os investimentos totalizaram US$ 2,6 bilhões, sendo que 76% correspondem a investimentos de capital e 24% a investimentos correntes.

No segmento de Exploração e Produção, os investimentos totalizaram US$ 2,1 bilhões no 2T19, 6,9% acima do 1T19, e concentraramse principalmente: (i) no desenvolvimento da produção de novos campos de petróleo no pólo pré-sal da Bacia de Santos; (ii) na manutenção da produção nos campos maduros; e (iii) na melhoria da eficiência operacional das novas plataformas. Assim como ocorreu para a meta de produção, prezando sempre pela transparência e focando numa melhor gestão do nosso caixa, revisamos a meta de capex de 2019 para um intervalo entre US$ 10 e 11 bilhões. A nova projeção reflete as postergações de projetos, otimizações e a premissa de não mais considerar nos seus investimentos o pagamento das equalizações referentes à unitização de campos, conforme detalhamento abaixo. Vale ressaltar que meta de capex não inclui o valor referente aos pagamentos de bônus de subscrição dos próximos leilões.

Gestão de portfólio — No segundo trimestre de 2019, avançamos na nossa gestão de portfólio concluindo a venda de ativos importantes, que contribuem de forma muito significativa para a nossa desalavancagem. A conclusão da venda de 90% da TAG e de 100% da refinaria de Pasadena, aliados à oferta pública de das ações da BR Distribuidora em julho, resultaram em entrada de caixa de US$ 11,7 bilhões no período. Ainda em julho, assinamos contratos para a venda dos Polos Pampo e Enchova e o campo de Baúna — ativos non-core, localizados em águas rasas — totalizando US$ 1,5 bilhão.

— Essas vendas contribuíram para alcançarmos, em 2019, até o momento, US$ 15,1 bilhões em valor total de transações de desinvestimentos assinadas e concluídas, considerando as transações assinadas em 2018 e concluídas em 2019 (com entrada de caixa de US$ 12,8 bilhões— salienta a companhia.

A venda adicional de participação na BR Distribuidora e o início do processo de desinvestimento das refinarias estão dentre as principais ações estabelecidas no Plano de Resiliência e nas novas diretrizes para a nossa gestão de portfólio.

A Petrobras reforça a importância da gestão de portfólio com foco nos ativos em que ela é a dona natural, para a melhoria de sua alocação de capital, viabilização da redução do endividamento e do custo de capital, e o consequente aumento da geração de valor para seus acionistas.

Liquidez e recursos de capital — Em 30 de junho de 2019, o saldo de caixa e equivalentes de caixa era de R$ 65,9 bilhões e as disponibilidades ajustadas totalizaram R$ 68,4 bilhões. O segundo trimestre de 2019 foi marcado pela entrada de recursos provenientes da geração operacional de caixa de R$ 20,5 bilhões, das captações de R$ 1,9 bilhão e dos recebimentos de R$ 34,5 bilhões pela venda de ativos. Esses recursos foram destinados ao prépagamentos de dívidas, a amortizações de principal e juros devidos no período e ao capex nas áreas de negócio.

Em linha com o plano de resiliência, estamos trabalhando para a liberação do excesso de capital estacionado nas disponibilidades do caixa, o que nos permite a realocação para usos mais produtivos. No entanto, o caixa no segundo trimestre de 2019 fechou acima do patamar desejado, tendo em vista que não houve tempo hábil para a utilização da entrada de caixa com a venda da TAG, que ocorreu em meados de junho.

No segundo trimestre de 2019, a companhia liquidou diversos empréstimos e financiamentos, destacando-se: (a) a recompra e/ou resgate de R$ 1,5 bilhão (US$ 0,4 bilhão) de títulos no mercado de capitais internacional; (b) o pré-pagamento de R$ 5,6 bilhões de empréstimos no mercado bancário nacional e internacional; e (c) pré-pagamento de R$ 1 bilhão de financiamentos junto ao BNDES.

Conciliação Ebitda x FCOx FCFE — O Ebitda ajustado atingiu R$ 32,7 bilhões no segundo trimestre de 2019, principalmente em função do aumento do Brent e da apreciação do dólar frente ao real. Considerando os efeitos caixa não capturados no Ebitda tais como pagamento do acordo de unificação do Parque das Baleias, pagamento relacionado à arbitragem movida pela Vantage e depósitos judiciais, o fluxo de caixa operacional foi de R$ 20, 5 bilhões.

Os investimentos nos negócios da companhia foram de R$ 9,2 bilhões no segundo trimestre de 2019, sendo 82% dos investimentos destinados para a área de exploração e produção. Estes mesmos fatores resultaram em Fluxo de Caixa Livre positivo de R$ 11,3 bilhões no segundo trimestre de 2019.

Indicadores de Endividamento — Nossa prioridade é buscar um sólido balanço com um portfólio de dívida de baixo risco, caracterizado por uma baixa alavancagem, alta cobertura de juros, longo prazo médio e baixo custo. Nesse sentido, a dívida bruta recuou 4% atingindo US$ 76 bilhões em 30 de junho de 2019, com prazo médio de 10,25 anos e custo médio de 6,0% ao ano. A alavancagem medida pelo indicador Dívida líquida/ (Dívida líquida+ market cap) atingiu 46% em 30 de junho de 2019, versus 49% em 31 de março de 2019. A dívida liquida caiu de US$ 96 bilhões no primeiro trimestre de 2019 para US$ 84 bilhões no 2T19, principalmente devido ao aumento da posição de caixa que atingiu US$ 17 bilhões em 30 de junho de 2019, refletindo a sólida geração de caixa e a entrada dos recursos provenientes da venda da TAG.

A desalavancangem é prioridade para a Petrobras, cuja meta é reduzir o índice dívida líquida/ Ebitda ajustado para 1,5x em 2020, considerando os efeitos do IFRS 16. Em 30 de junho de 2019, o índice dívida líquida/LTM Ebitda ajustado foi de 2,69x considerando os efeitos do IFRS 16, uma redução significativa em relação ao índice de 3,19x registrados em 31 de março de 2019. A parcela do endividamento em dólar subiu de 76% em 31 de março de 2019 para 80% em 30 de junho de 2019, enquanto a parcela em reais caiu de 17% para 14%.

Resultado por segmento de Negócio Exploração e Produção — No segundo trimestre de 2019, o lifting cost em dólares sem participação governamental no pré-sal se mantém no patamar de US$ 6 por boe de forma consistente ao longo dos trimestres. No comparativo entre trimestres de 2019 destacamos o ramp up de produção das plataformas do campo de Búzios, que contribuíram para a redução do indicador.

No pós-sal, ocorreu um aumento no lifting cost devido a maior duração nas intervenções em poços e redução da produção com a parada de plataformas (P-33 e P-37), além do declínio dos campos. Em águas rasas, o aumento no lifting cost é justificado pela parada de produção das plataformas P-9 e PNA-1. Em terra, tivemos uma redução do lifting cost em dólares, devido à redução de gastos com equipamentos de transporte de carga, além da antecipação para o primeiro trimestre de 2019 de intervenções em poços terrestres. Nas participações governamentais em dólares, destacamos o crescimento da cotação do Brent, ocasionando aumento no comparativo entre os trimestres de 2019. Em termos unitários, a relação foi atenuada pelo ramp up de produção das plataformas de cessão onerosa, que não estão sujeitas a alíquota de participação especial.

O aumento do lucro bruto decorre da maior produção e das cotações do Brent e câmbio, parcialmente compensados pelo aumento dos gastos com participações governamentais. O lucro operacional também apresentou aumento, principalmente, pelo efeito líquido dos impairments do período: reversão de campos em processo de alienação, da Bacia de Campos, parcialmente compensado pelas perdas do navio sonda Vitória 10.000 colocado à venda e no Parque das Baleias.

Apesar dos resultados positivos, decidimos revisar nosso guidance de produção de 2019 para 2,7 milhões de barris de óleo equivalente por dia (sendo 2,1 milhões de barris por dia a produção de óleo), com variação de +/- 2,5%. Na comparação entre os semestres, nossa produção de óleo equivalente diminuiu de 2.670 para 2.586 Mboed devido ao efeito das vendas de ativos produtores, que totalizou 82 Mboed e ao declínio de produção de 9,6% nos últimos 12 meses (255 Mboed), compensado pelo aumento de 13% na produção do pré-sal como resultado do crescimento da produção das plataformas recém-instaladas. Estamos confiantes na nova meta, uma vez que estamos solucionando os problemas enfrentados, que estão relacionados especialmente ao comissionamento dos sistemas de gás nas plataformas do campo de Búzios. Esta revisão também trará ajustes na curva de produção projetada para o horizonte do nosso plano de negócios, que está em elaboração e será divulgado em dezembro próximo. Nossa produção apresentará sólido crescimento no futuro — sempre zelando pelo nosso valor máximo — a segurança das pessoas — como resultado do aumento da capacidade produtiva no pré-sal e dos esforços para redução do declínio na Bacia de Campos.

Refino — No segundo trimestre de 2019, a melhora no lucro bruto se deve principalmente ao efeito giro do estoque. A realização dos estoques ocorreu a preços inferiores aos preços de reposição dos insumos, resultando em ganhos no segundo trimestre de 2019. Tal efeito sobre o resultado do segundo trimestre foi superior ao do trimestre anterior, devido à elevação progressiva do Brent desde dez/18. As menores margens do diesel e GLP, acompanhando o crack spread no mercado internacional, foram compensadas pela melhora do crack spread da gasolina e maior volume de diesel vendido no Brasil. O custo unitário do refino em reais aumentou impactado por maiores gastos com pessoal devido à redução nos custos de pessoal apropriados no primeiro trimestre de 2019 em função da concentração de férias no período e aumento dos gastos com horas extras no segundo trimestre de 2019.

O lucro operacional ficou menor devido a maiores despesas com impairment do Comperj e com processos judiciais relacionados a tributos. Visando reduzir os riscos das contingências, reconhecemos no segundo trimestre de 2019 despesas no montante de R$ 1,2 bilhão para encerramento de disputas tributárias e ambientais que totalizavam uma exposição potencial de R$ 6,4 bilhões. As despesas com processos judiciais estão relacionadas à adesão ao programa de anistias de ICMS nos estados da Bahia e Ceará (despesa de R$ 367 milhões para uma exposição de R$ 1,8 bilhão) e as ambientais referem-se ao cumprimento de condicionantes para o licenciamento ambiental do Comperj (despesa de R$ 814 milhões para uma exposição de R$ 4,6 bilhões). Com o objetivo de desenvolver novos mercados, agregando ainda mais valor ao nosso petróleo, inauguramos uma tancagem no porto de Qingdao, na província chinesa de Shandong. Vale lembrar que, como hoje a China já responde por cerca de 75% das nossas exportações de óleo, esperamos com esse movimento sermos capazes de atender da forma mais eficiente e rentável possível as necessidades dos nossos clientes.

A mesma lógica se aplica às exportações de bunker e óleo combustível, que aumentaram no segundo trimestre de 2019 em consequências das expectativas relacionadas ao IMO2020. Além de produzirmos correntes de petróleo de baixo enxofre e, portanto, — dentro das novas exigências, estamos trabalhando para aumentar nossa capacidade de exportação e no segundo trimestre de 2019 realizamos 23 testes de produção em nossas refinarias que já somam cerca de 30 mil barris por dia de bunker que atendem às especificações do IMO 2020, superando os patamares inicialmente projetados— disse.

Gás e Energia — No segundo trimestre de 2019, o lucro bruto foi superior em função de melhores margens na comercialização de gás natural e de energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL). Na comercialização de gás natural, a margem bruta foi impactada positivamente pelas melhores condições comerciais no mercado internacional de GNL. Essas condições proporcionaram um menor custo de aquisição, mediante maior disponibilidade de GNL regaseificado ao mercado em detrimento da importação de gás natural boliviano. A melhor margem na comercialização de energia no ACL decorre de uma queda do PLD, reduzindo os custos de liquidação dos contratos de venda na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). Por outro lado, o menor valor do PLD associado à redução do despacho teve impacto negativo na geração. O maior lucro operacional reflete, principalmente, o impacto da alienação de participação na TAG em junho de 2019. A perspectiva de desembolso para o resto do ano de 2019 referente a utilização dos gasodutos da TAG é de R$ 2,9 bilhões e da NTS R$ 2,4 bilhões.

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