1

2

B3: PETR3 (ON) | PETR4 (PN)

NYSE: PBR (ON) | PBRA (PN)

www.petrobras.com.br/ri

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Teleconferência e Webcast de Resultado - 20 de fevereiro de 2020

Português: 10:00 hs no Rio de Janeiro / 8:00 hs em Nova Iorque / 13:00 hs no Reino Unido

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

EUA: +1 412 717-9627

Reino Unido: +44 20 3795-9972

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

EUA: +1 412 717-9627

Reino Unido: +44 20 3795-9972

Disclaimer Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos

administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados

financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva",

"deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas

previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados

futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações

aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus

desdobramentos futuros. Os valores informados para 2019 em diante são estimativas ou metas. Adicionalmente, esta apresentação

contém alguns indicadores financeiros que não são reconhecidos pelo BR GAAP ou IFRS. Esses indicadores não possuem significados

padronizados e podem não ser comparáveis a indicadores com descrição similar utilizados por outras companhias. Nós fornecemos estes

indicadores porque os utilizamos como medidas de performance da companhia; eles não devem ser considerados de forma isolada ou

como substituto para outras métricas financeiras que tenham sido divulgadas em acordo com o BR GAAP ou IFRS. Vide definições de

Fluxo de Caixa Livre, EBITDA Ajustado e Endividamento Líquido no Glossário e respectivas reconciliações nas seções de Liquidez e

Recursos de Capital, Reconciliação do EBITDA Ajustado e Endividamento Líquido. Informações contábeis consolidadas auditadas pelos

auditores independentes de acordo com os padrões internacionais de contabilidade (IFRS).

3

ÍNDICE

Mensagem do Presidente ............................................................................................................................ 4

Destaques do Resultado .............................................................................................................................. 8

Resultado Consolidado ................................................................................................................................. 10

Receita líquida ................................................................................................................................... 10

Custos dos produtos vendidos .................................................................................................... 11

Despesas operacionais .................................................................................................................. 12

EBITDA ajustado ............................................................................................................................. 14

Resultado financeiro ...................................................................................................................... 16

Lucro líquido ...................................................................................................................................... 17

Itens Especiais .................................................................................................................................. 18

Adoção do IFRS 16 .......................................................................................................................................... 19

Investimentos ................................................................................................................................................. 20

Gestão de Portfólio ........................................................................................................................................ 22

Liquidez e Recursos de Capital ..................................................................................................................... 24

Endividamento ............................................................................................................................................... 26

Resultado por segmento de negócio ....................................................................................................... 27

Exploração e Produção ................................................................................................................... 27

Refino ................................................................................................................................................. 29

Gás e Energia .................................................................................................................................... 30

Reconciliação do EBITDA Ajustado .......................................................................................................... 31

Demonstrações contábeis .......................................................................................................................... 32

Informações contábeis por segmento de negócio ............................................................................... 36

Glossário .......................................................................................................................................................... 47

4

MENSAGEM DO PRESIDENTE

O PRIMEIRO ANO DA IMPLEMENTAÇÃO DE UMA NOVA ESTRATÉGIA

É com satisfação que compartilho com todos o resultado de um ano de trabalho intenso caracterizado pela implementação de uma

nova estratégia para a Petrobras, baseada em agenda transformacional sustentada por cinco pilares: maximização do retorno sobre

o capital empregado, redução do custo do capital, busca incessante por custos baixos, meritocracia e respeito às pessoas e ao meio

ambiente e foco na segurança das operações.

A confiança na qualidade da estratégia e em sua implementação eficiente foi amplamente respaldada pelo mercado de capitais. O

valor de mercado da Petrobras cresceu 25%, passando de US$ 80,9 bilhões no final de 2018 para US$101,1 bilhões em dezembro de

2019, com nossas ações tendo a maior alta entre as maiores companhias de petróleo do mundo.

Em menos de doze meses – de abril de 2019 a fevereiro de 2020 – foram realizadas com sucesso duas ofertas públicas secundárias

de distribuição de ações ordinárias da Petrobras de propriedade de bancos públicos, totalizando quase R$30 bilhões.

São merecedores de destaque na última transação, de R$22 bilhões, dois aspectos importantes: (a) condução com sucesso em meio

à fase de alta volatilidade de preços de ações e petróleo provocada pelo choque do coronavírus sobre a economia global; (b)

participação de 55.000 investidores individuais brasileiros na compra das ações, o que é extraordinariamente bom para o

desenvolvimento do mercado de capitais local.

Depois de anos de estagnação nossa produção de petróleo e gás superou a marca de 3 milhões boed. O custo médio de extração na

base caixa atingiu US$ 6,5 por barril no quarto trimestre de 2019, caindo em US$ 3,0 em relação ao início de 2018. As operações no

pré-sal, com custo da ordem de US$ 3 por barril1, deram contribuição relevante para a queda do custo médio total.

Nossas atividades geraram em 2019 lucro líquido contábil de R$ 40 bilhões, o maior da história da Petrobras, mesmo diante da queda

dos preços médios do petróleo de US$ 71 por barril em 2018 para US$ 64. Pagamos aos governos em royalties, impostos e bônus de

assinatura o valor total de R$ 246 bilhões, também recorde histórico, e que consolida a posição da companhia como maior

contribuinte do Brasil.

Para suportar o foco na eficiência e na geração de valor criamos duas novas diretorias; (a) Relações Institucionais, indispensável

numa empresa do porte e com as interações com governos e órgãos públicos como a Petrobras; (b) Transformação Digital e Inovação.

Num mundo que se transforma velozmente, a transformação digital e o emprego da inteligência artificial são cruciais para o futuro

da Petrobras. Estamos modernizando a infraestrutura de tecnologia da informação, com um salto na capacidade da computação de

alta performance (HPC) que em 2019 passou a ser de 3 vezes a de 2018 ( 9 PFLOPS) e no final de 2020 chegará a 10 vezes (30 PFLOPs)2.

O aumento na capacidade de HPC é necessário para viabilizar a aplicação de algoritmos mais sofisticados que nos darão uma

quantidade substancialmente maior de informações na exploração e em reservatórios de petróleo.

A gestão do portfólio implicou em desinvestimentos de ativos em que não somos donos naturais no valor de US$ 16,3 bilhões.

Fomos premiados pelo melhor Cross-Border M&A Deal de 2019 pela revista Latin Finance pela transação de venda da TAG, também

a maior do Brasil no ano passado.

1 Desconsiderando leasing de plataformas

2 1 PFLOPS equivale a capacidade de processamento de um quatrilhão de operações matemáticas por segundo.

5

A transação de follow-on da BR Distribuidora foi a primeira privatização de empresa estatal via mercado de capitais na história do

Brasil, realizada de forma transparente e concorrendo para o desenvolvimento do mercado de capitais, extremamente relevante para

o desenvolvimento econômico. Em lugar de empresa com único dono, emerge uma companhia com capital diluído entre milhares de

acionistas, democratizando o capitalismo.

Os desinvestimentos de campos maduros, além dos efeitos positivos para a Petrobras em função da assimetria de percepção de

valor, têm contribuído para a formação de uma nova indústria do petróleo no Brasil composta por pequenos e médios produtores

que investem na recuperação de campos com baixa produtividade e custos elevados de extração, adicionando valor às economias

regionais.

A maximização do retorno sobre capital empregado compreende também a disciplina em sua alocação e o investimento na criação

de condições para o crescimento da produtividade.

Dadas as linhas de crédito para uso imediato contratadas, “revolving credit lines” no total de US$ 9 bilhões, diminuímos a meta de

caixa mínimo para US$ 5,5 bilhões. A retenção de um volume excessivo de caixa atuava como redutor do retorno do capital

empregado.

Foram tornados mais rigorosos os critérios para seleção de projetos, que deverão ser julgados segundo seus próprios méritos na

concorrência pelo capital escasso. A seletividade na alocação do capital foi posta à prova nos 3 leilões realizados pela ANP em

outubro e novembro, com a oferta de 45 blocos. A companhia apresentou propostas para apenas cinco, tendo sido vencedora em

quatro, C-M-477, Búzios, Itapu e Aram.

Conseguimos encurtar o período de ramp-up das plataformas para 9 meses em média e no transporte da P-70 da China para o Rio

de Janeiro utilizamos um navio dry-tow que diminuiu o tempo de viagem de 100 para 45 dias. Com o emprego de inteligência artificial,

estamos desenvolvendo projetos que têm potencial para revolucionar a exploração de petróleo e o desenvolvimento de projetos,

diminuindo substancialmente a probabilidade de furar poços secos e o período entre a descoberta e o primeiro óleo. Tais projetos

influenciarão muito positivamente a taxa de retorno sobre o capital empregado num futuro não muito distante.

A excelência da Petrobras em inovação foi reconhecida pela premiação na Offshore Technology Conference (OTC) Brasil 2019,

Distinguished Achievement Award pelo teste de longa duração do projeto de Libra. Pela quarta vez desde 1991 nossa competência

foi novamente reconhecida, por meio do prêmio Distinguished Achievement Award for Companies, o principal da indústria global de

petróleo e gás, na OTC 2020 Houston pelo conjunto de inovações desenvolvidas para viabilizar a produção do campo de Búzios.

Os desinvestimentos foram fundamentais para ajudar a viabilizar o foco nos ativos em que somos o dono natural, permitindo

investimento total de US$ 27,4 bilhões, sendo US$ 16,7 bilhões na aquisição de direitos de exploração e produção de petróleo nos

blocos já mencionados. Búzios é muito especial por ser o maior campo offshore descoberto no mundo, um verdadeiro ativo de classe

mundial com enormes reservas, baixo risco para a Petrobras e custo de extração abaixo de US$ 4 por barril.

Não se trata de discutir se a Petrobras será maior ou menor no futuro. Nossa meta é que no futuro seja muito melhor, a melhor em

geração de valor no mundo. Não há downsizing, buscamos o smartsizing.

Simultaneamente à viabilização do financiamento de investimentos com elevado retorno esperado, os desinvestimentos e a forte

geração de caixa operacional – no valor recorde de R$101,7 bilhões - permitiram a diminuição da dívida em US$ 24,5 bilhões. Somada

a isso a gestão eficiente de passivos trocou dívida curta e de custo elevado por dívida longa e de custo mais baixo.

6

A combinação de redução da dívida com a administração de passivos permitiu economia de US$1,2 bilhão no pagamento de juros,

com redução do custo médio do endividamento para 5,9% ao ano e ampliação de seu prazo médio para 10,8 anos.

Recebemos com grande felicidade a premiação da Latin Finance pelo melhor Corporate Liability Management Program de 2019.

Obtivemos melhoria no stand alone credit rating pelas três principais agências de risco de crédito, o que nos estimula a prosseguir

na luta pela reconquista do investment-grade rating.

Outro foco de nossos esforços tem sido na eliminação de contingências e passivos off-balance. Conseguimos reduzir o contencioso

em R$ 35,5 bilhões, mesmo após os efeitos da atualização monetária.

Como resultado de má gestão durante vários anos, o fundo de pensão de nossos empregados, Petros, sofreu pesados prejuízos,

colocando em risco o pagamento de aposentadorias de milhares de pessoas. A operação Greenfield investiga a prática de atos ilícitos

em diversos fundos de pensão, incluindo a Petros.

Estamos trabalhando incansavelmente para solucionar os desafios da Petros. O plano de pensão dos empregados que ingressaram

na Petrobras antes de 2002 apresenta déficits crescentes e as tentativas de solução deste problema foram ineficazes no passado.

Estamos aprovando um plano de equacionamento muito mais eficaz que reduzirá o impacto sobre os empregados e propondo um

novo plano de contribuição definida com forma de solução a longo prazo.

Foram postas em marcha iniciativas com foco na meritocracia, compreendendo incentivos alinhados com os interesses dos acionistas

e ajudando a formar uma cultura de valor na companhia.

Nosso Conselho de Administração aprovou um plano efetivo de remuneração variável com metas baseadas em geração de valor. Os

bônus referentes a 2019 serão distribuídos após a Assembleia Geral de Acionistas. Ao mesmo tempo, foi implantado um programa

de EVA (economic value added) que começará a ser aplicado em 2020.

Além de métrica para a remuneração variável, o EVA permite a identificação de ineficiências e sobretudo empodera nossos

colaboradores levando-os a assumir o papel de empreendedores responsáveis por seus próprios negócios.

Entre os diversos esforços para a redução de custos lançamos uma família de programas incentivados de demissão voluntária, com

a adesão até o final de 2019 de 3.294 empregados, dos quais 995 já deixaram a Petrobras.

A lentidão dos processos se constitui em importante fonte de custos elevados e baixa produtividade. Estamos enfrentando essa

questão com a delegação de poderes para gerentes, respeitados é claro altos padrões de governança corporativa e compliance.

Simultaneamente, o emprego da transformação digital começa a gerar efeitos positivos em áreas corporativas, como no

departamento jurídico onde conseguimos eliminar numa primeira onda a emissão de 20.000 documentos por ano, o que poupa

expressivo número de homens hora de trabalho e causa ganhos de eficiência.

Estamos preparando o futuro da Petrobras, que depende das pessoas e da qualidade de seu estoque de capital humano. Uma de

nossas tarefas mais relevantes é a identificação de jovens talentos, promovendo-os a cargos gerenciais e os preparando para serem

os futuros líderes da companhia.

O programa de treinamento para os empregados foi reformulado para atender às demandas derivadas da estratégia de longo prazo

e com seleção mais criteriosa dos empregados a serem treinados. Simultaneamente, eliminamos desperdícios, procurando fazer

muito mais com menos. Além das disciplinas obrigatórias, exigidas pela regulação, estamos dando ênfase por exemplo em liderança,

finanças, geociências, inteligência artificial e métodos matemáticos.

7

Da mesma forma as atividades de pesquisa e desenvolvimento do CENPES, anteriormente muito voltadas para o atendimento da

exigência de investimento mínimo obrigatório em P&D, foram reorientadas para o alinhamento com a estratégia da companhia.

Na área social nossos programas estão priorizando o investimento em capital humano na primeira infância para crianças de 0 a 6

anos, onde a taxa de retorno social é elevada, na medida em que cria poderoso canal de mobilidade econômica e social para os

nascidos em famílias pobres. Além disso, são prioridades o meio ambiente, a ciência e o esporte para a infância e juventude.

Nossos esforços têm sido reconhecidos e, em 2019, atingimos a pontuação de 46,6% no Corporate Human Rights Benchmark,

resultado superior ao obtido em 2018 de 17,6% e também à média de 29% para empresas do setor de mineração e petróleo.

A Petrobras está fortemente comprometida com a sustentabilidade. Estamos associados a Oil and Gas Climate Initiative (OGCI) e

priorizando a descarbonização de nossas operações, com metas e ações para redução das emissões de CO2 e metano e aumento da

captura de carbono. O crescimento do reuso de água se constitui também em preocupação importante, na medida em que ainda é

baixo nosso percentual.

Nossas operações em E&P emitem 17,3 kg de carbono equivalente por barril de petróleo, o que nos coloca em segundo lugar entre

as grandes empresas de petróleo no mundo, emitindo mais somente do que a Equinor.

Continuamos a investir em pesquisa no desenvolvimento de combustíveis mais amigáveis ao meio ambiente e na aquisição de

competências para que no futuro possamos ingressar no negócio de renováveis em condições de vencer.

Graças à qualidade de nosso petróleo a Petrobras está produzindo e comercializando combustível marítimo (bunker oil) com teor de

enxofre de 0,5% requerido pelas normas da International Maritime Organization, IMO 2020. Esse novo produto concorreu para elevar

o fator de utilização de nossas refinarias para percentual superior a 80% em janeiro de 2020.

A segurança é nossa prioridade máxima, e em 2019, atingimos o menor nível histórico da taxa de acidentados registráveis (TAR).

Foram 0,76 acidentes/milhão de homens-hora, um decréscimo de 24,7% em relação a 2018, estabelecendo um novo marco para a

indústria global do petróleo.

Apesar da conquista, não vamos parar por aqui. Continuamos a perseguir a meta de zero fatalidades, e é com profundo pesar que

registramos duas fatalidades em 2019.

Estamos num negócio com horizonte de longo prazo, em que temos os desafios de mitigar os efeitos negativos dos muitos erros

cometidos no passado, cuidar do curto prazo e nos prepararmos para as próximas décadas.

Avanços foram realizados, mas estamos ainda muito aquém do desejado. A Petrobras continua a ser uma das companhias de petróleo

mais endividadas do mundo, com dívida bruta de US$ 87,1 bilhões, alavancagem acima do recomendável para uma empresa de

petróleo e custos elevados. O retorno sobre o capital empregado ainda se mantém em patamar inferior ao custo do capital.

Desse modo, apesar das iniciativas estratégicas em curso, dos recordes de produção e dos números contábeis bastante favoráveis

que hoje estão sendo divulgados, não podemos relaxar. Existem muitos desafios à nossa frente e para os superar necessitamos da

continuidade dos esforços e da aplicação dos talentos de nossos profissionais, a verdadeira joia da coroa da Petrobras.

Finalmente, gostaria de reconhecer e agradecer o importante papel desempenhado por nosso Conselho de Administração que nos

concede firme apoio nesta caminhada.

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Destaques do resultado de 2019:

Lucro líquido e o EBITDA ajustado recordes de R$ 40,1 bilhões e R$ 129,2 bilhões, respectivamente.

O EBITDA ajustado teve um crescimento de 12,5% em relação a 2018, devido aos menores custos de produção e

menores contingências. O Lucro líquido teve um crescimento de 55,7% influenciado pelos ganhos de capitais com a

venda de ativos.

Em 2019, o índice dívida líquida/LTM EBITDA ajustado subiu para 2,46x versus 2,34x em 2018, devido aos efeitos do

IFRS 16 em 2019. Uma vez expurgados tais efeitos, o índice teria sido 1,99x em 2019.

A remuneração aos acionistas sob a forma de dividendos e JCP foi no valor de R$ 10,6 bilhões, equivalente a R$ 0,73

por ação ordinária e R$ 0,92 por ação preferencial em circulação.

Destaques do resultado do 4T19:

O lucro líquido e o EBITDA ajustado da Companhia foram de R$ 8,2 bilhões e R$ 36,5 bilhões, respectivamente.

O EBITDA ajustado teve um crescimento de 12% em relação ao 3T19, devido aos menores custos de produção,

valorização das correntes de óleo e recuperação do Brent.

No 4T19, o índice dívida líquida/LTM EBITDA ajustado caiu para 2,46x versus 2,58x no 3T19, aplicando os efeitos do

IFRS 16. Uma vez expurgados tais efeitos, o índice teria sido 1,99x no 4T19.

O Conselho de Administração aprovou a a distribuição de remuneração aos acionistas sob a forma de dividendos no

valor de R$ 1,7 bilhão para as ações ordinárias e R$ 2,5 milhões para as ações preferenciais em circulação.

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Principais indicadores*

Tabela 1 - Principais indicadores Variação (%)

R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /

3T19

4T19 /

4T18

2019 /

2018

Receita de vendas 81.771 77.051 82.781 302.245 310.255 6,13 (1,22) (2,58)

Lucro bruto 37.056 30.006 29.999 122.105 118.687 23,50 23,52 2,88

Despesas operacionais (22.057) (16.149) (18.932) (40.951) (58.142) (36,58) (16,51) 29,57

Lucro líquido - Acionistas Petrobras 8.153 9.087 2.102 40.137 25.779 (10,28) 287,87 55,70

Lucro líquido recorrente - Acionistas

Petrobras* 12.926 9.973 7.419 36.954 36.767 29,61 74,23 0,51

Fluxo de caixa operacional 30.693 32.824 26.108 101.766 95.846 (6,49) 17,56 6,18

Fluxo de caixa livre 23.243 25.718 16.241 73.232 55.450 (9,62) 43,11 32,07

EBITDA ajustado 36.529 32.582 29.161 129.249 114.852 12,11 25,27 12,54

EBITDA ajustado recorrente* 37.242 35.132 30.809 134.696 123.150 6,01 20,88 9,38

Dívida bruta (US$ milhões) 87.121 89.901 84.360 87.121 84.360 (3,09) 3,27 3,27

Dívida bruta excluindo IFRS 16 (US$ milhões) 63.260 66.070 84.175 63.260 84.175 (4,25) (24,85) (24,85)

Dívida líquida (US$ milhões) 78.861 75.419 69.378 78.861 69.378 4,56 13,67 13,67

Dívida líquida excluindo IFRS 16*

(US$ milhões) 55.000 51.588 69.193 55.000 69.193 6,61 (20,51) (20,51)

Dívida líquida/LTM EBITDA Ajustado (x) ** 2,46 2,58 2,34 2,46 2,34 (4,65) 5,13 5,13

Dívida líquida/LTM EBITDA Ajustado

excluindo IFRS 16(x)* ** 1,99 1,96 2,34 1,99 2,34 1,53 (14,96) (14,96)

Dólar médio de venda 4,12 3,97 3,81 3,95 3,65 3,78 8,14 8,22

Brent (US$/bbl) 63,25 61,94 67,76 64,30 71,04 2,11 (6,66) (9,49)

Preço de venda petróleo (US$/bbl) 63,00 58,10 66,71 61,25 66,66 8,43 (5,56) (8,12)

Preço derivados básicos - Mercado interno

(R$/bbl) 308,56 289,78 312,35 296,01 299,70 6,48 (1,21) (1,23)

TAR (Taxa de acidentes registrados por

milhão de homens-hora) 0,76 0,75 1,01 0,76 1,01 1,33 (24,75) (24,75)

ROCE Ajustado excluindo IFRS 16 - % 8,22 7,42 8,54 8,22 8,54 10,78 (3,75) (3,75)

* Vide reconciliação do Lucro líquido e EBITDA Ajustado excluindo itens especiais e os efeitos do IFRS 16 na seção de Itens especiais. Vide os efeitos do IFRS na seção

Impactos do IFRS 16.

** índice calculado utilizando o endividamento em reais.

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Resultado Consolidado

Receita líquida

Tabela 2 - Receita líquida por produtos Variação (%)

R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /

3T19

4T19 /

4T18

2019 /

2018

Diesel 23.086 23.930 23.769 90.770 86.401 (3,5) (2,9) 5,1

Subvenção de Diesel − − 2.002 − 5.461 - (100,0) -

Gasolina 10.367 9.308 10.491 38.710 42.706 11,4 (1,2) (9,4)

Gás liquefeito de petróleo (GLP) 4.051 4.267 4.241 16.400 16.380 (5,1) (4,5) 0,1

Querosene de aviação (QAV) 4.033 3.684 4.506 15.113 15.430 9,5 (10,5) (2,1)

Nafta 1.738 1.395 2.480 6.579 9.017 24,6 (29,9) (27,0)

Óleo combustível (incluindo bunker) 1.047 900 1.138 4.038 4.541 16,3 (8,0) (11,1)

Outros derivados de petróleo 3.406 3.634 3.662 13.453 13.809 (6,3) (7,0) (2,6)

Subtotal de derivados 47.728 47.118 52.289 185.063 193.745 1,3 (8,7) (4,5)

Gás Natural 6.152 5.956 5.590 23.379 19.904 3,3 10,1 17,5

Renováveis e nitrogenados 177 241 375 960 1.343 (26,6) (52,8) (28,5)

Receitas de direitos não exercidos* 564 691 1.033 2.539 2.470 (18,4) (45,4) 2,8

Energia elétrica 1.597 1.090 760 5.196 7.549 46,5 110,1 (31,2)

Serviços, agenciamento e outros 962 791 1.259 3.692 4.916 21,6 (23,6) (24,9)

Total mercado interno 57.180 55.887 61.306 220.829 229.927 2,3 (6,7) (4,0)

Exportação de petróleo, derivados e outros 22.368 19.271 15.598 71.612 56.111 16,1 43,4 27,6

Vendas das unidades internacionais 2.223 1.893 5.877 9.804 24.217 17,4 (62,2) (59,5)

Total mercado externo 24.591 21.164 21.475 81.416 80.328 16,2 14,5 1,4

Total 81.771 77.051 82.781 302.245 310.255 6,1 (1,2) (2,6)

As receitas líquidas caíram 2,6% em 2019, apesar do aumento expressivo das exportações de óleo e derivados e do aumento de receita

de gás natural, devido à redução de 2% do Brent em reais, o menor volume de derivados vendidos a preços menores, com destaque

para gasolina e nafta. Também contribuíram para a queda nas receitas a redução da receita das unidades no exterior, refletindo a

venda dos ativos de E&P na Petrobras America, distribuidora no Paraguai e refinaria de Pasadena.

O 4T19 evidenciou um forte aumento das receitas com exportações de óleo e óleo combustível com baixo teor de enxofre devido a

valorização das cotações do Brent, aliado à valorização das nossas correntes de óleo devido ao IMO 2020. Além disso, houve maiores

preços médios dos derivados, com destaque para gasolina e diesel, que foram compensados com menores vendas no mercado

interno, basicamente diesel, devido ao aumento da concorrência no 4T19 e a sazonalidade do consumo. Adicionalmente houve, uma

maior receita com nafta devido a maiores volumes e maiores preços e com energia elétrica em razão de maior PLD.

A produção recorde de 3,025 milhões de barris de óleo equivalente por dia (MMboed) no 4T19 não foi totalmente traduzida em receita,

pois 7,5 milhões de barris do óleo permaneceram como estoque e estão classificados como exportação em andamento.

Em termos da composição da receita de vendas, o diesel continua sendo o produto mais relevante, representando 48% das receitas

com vendas de derivados no mercado interno, seguido da gasolina, com 22% das vendas.

11

Com relação as vendas ao mercado externo, temos a seguinte distribuição dos destinos das exportações:

Tabela 3 – Exportação de petróleo Tabela 4 – Exportação de derivados

País 4T19 3T19 2019

China 68% 64% 71% Estados Unidos 8% 13% 10%

Chile 4% 6% 5%

Índia 3% 4% 4%

Outros 16% 15% 10%

País 4T19 3T19 2019

Singapura 54% 31% 39% Estados Unidos 20% 50% 38% Holanda 0% 4% 3%

China 0% 1% 1%

Outros 26% 14% 18%

A China segue sendo o principal destino das nossas exportações de petróleo, seguida dos EUA e Chile. Já na exportação de derivados

houve um forte crescimento para Singapura em detrimento dos Estados Unidos no 4T19.

Custo dos produtos vendidos

Tabela 5 - Custo dos produtos

vendidos

Variação (%)

R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /

3T19

4T19 /

4T18

2019 /

2018

Operações no Brasil (43.405) (45.611) (47.661) (172.237

)

(171.136

)

(4,8) (8,9) 0,6

Compras e importações (13.739) (13.591) (15.083) (51.403) (45.202) 1,1 (8,9) 13,7

Petróleo (5.085) (5.735) (6.455) (21.188) (17.165) (11,3) (21,2) 23,4

Derivados (4.707) (4.540) (7.225) (17.010) (17.388) 3,7 (34,9) (2,2)

Gás natural (3.947) (3.316) (1.403) (13.205) (10.649) 19,0 181,3 24,0

Produção (27.898) (30.011) (26.995) (114.021

)

(114.621

)

(7,0) 3,3 (0,5)

Petróleo (21.207) (23.557) (20.139) (88.131) (86.422) (10,0) 5,3 2,0

Participações governamentais (7.985) (8.421) (10.288) (33.692) (35.148) (5,2) (22,4) (4,1)

Demais custos (13.222) (15.136) (9.851) (54.440) (51.274) (12,6) 34,2 6,2

Derivados (3.690) (3.833) (3.214) (14.789) (15.114) (3,7) 14,8 (2,1)

Gás natural (3.001) (2.622) (3.642) (11.100) (13.085) 14,5 (17,6) (15,2)

Participações governamentais (665) (613) (956) (2.754) (3.275) 8,6 (30,4) (15,9)

Demais custos (2.336) (2.009) (2.687) (8.346) (9.810) 16,3 (13,0) (14,9)

Serviços prestados, energia elétrica,

renováveis, nitrogenados e outros (1.768) (2.009) (5.583) (6.813) (11.313) (12,0) (68,3) (39,8)

Operações no Exterior (1.310) (1.434) (5.121) (7.903) (20.432) (8,6) (74,4) (61,3)

Total (44.715) (47.045) (52.782) (180.140

)

(191.568

)

(5,0) (15,3) (6,0)

12

Em 2019, apesar da ligeira queda do Brent em Reais, conseguimos reduzir nossos custos dos produtos vendidos em 6% quando

comparado com 2018, devido a: (a) menores custos com a produção de gás natural e derivados, (b) menores gastos com energia

elétrica em função da menor geração e menores preços e (c) redução dos gastos com operações no exterior, refletindo os

desinvestimentos realizados, que mais que compensaram o aumento de gastos com importação de óleo e gás natural, devido ao

maior volume.

O custo dos produtos vendidos (CPV) totalizou R$ 44,7 bilhões no 4T19, uma redução de 5% em relação ao 3T19, mesmo com a subida

do Brent. Essa queda é evidenciada pelo menor custo de extração de petróleo no trimestre, quando houve redução de 15%,

alcançando US$ 8,2/boe, devido ao aumento do pré-sal no mix. Além disso, houve menor participação do petróleo importado na carga

processada, associado ao giro do estoque no Refino, com realização de menores custos no 4T19, formados a preços inferiores no

trimestre anterior, estimado em R$ 2,2 bilhões. Por outro lado, houve aumento nas participações governamentais, como resultado

do aumento da produção de óleo e gás.

Despesas operacionais

Tabela 6 - Despesas operacionais Variação (%)

R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /

3T19

4T19 /

4T18

2019 /

2018

Despesas com vendas e gerais e

administrativas (7.744) (6.980) (3.571) (26.114) (22.084) 10,9 116,9 18,2

Vendas (5.709) (4.968) (1.404) (17.746) (13.938) 14,9 306,6 27,3

Materiais, serviços, aluguéis e outros (4.901) (4.160) (4.259) (14.549) (12.608) 17,8 15,1 15,4

Depreciação, depleção e amortização (550) (542) (111) (2.160) (518) 1,5 395,5 317,0

Perdas de créditos esperadas (55) (34) 3.165 (192) (63) 61,8 (101,7) 204,8

Gastos com pessoal (203) (232) (199) (845) (749) (12,5) 2,0 12,8

Gerais e administrativas (2.035) (2.012) (2.167) (8.368) (8.146) 1,1 (6,1) 2,7

Gastos com pessoal (1.432) (1.393) (1.605) (5.621) (5.473) 2,8 (10,8) 2,7

Materiais, serviços, aluguéis e outros (464) (480) (471) (2.119) (2.267) (3,3) (1,5) (6,5)

Depreciação, depleção e amortização (139) (139) (91) (628) (406) − 52,7 54,7

Despesas exploratórias para extração de

óleo gás (1.873) (276) (466) (3.197) (1.904) 578,6 301,9 67,9

Despesa com pesquisa e desenvolvimento

tecnológico (599) (578) (633) (2.268) (2.345) 3,6 (5,4) (3,3)

Tributárias (1.312) (560) (1.102) (2.484) (2.475) 134,3 19,1 0,4

Reversão/Perda no valor de recuperação de

ativos - Impairment (9.139) (2.410) (6.307) (11.630) (7.689) 279,2 44,9 51,3

Outras (despesas) receitas (1.390) (5.345) (6.853) 4.742 (21.645) (74,0) (79,7) (121,9)

Total (22.057) (16.149) (18.932) (40.951) (58.142) 36,6 16,5 (29,6)

Em 2019 houve uma grande redução das despesas operacionais devido ao ganho com alienação de ativos, de R$ 25,7 bilhões,

principalmente pela TAG e ativos de E&P, compensadas por um maior impairment, principalmente no 4T19 e aumento de despesas

com vendas devido ao pagamento de tarifas para o uso do gasoduto da TAG (R$ 3 bilhões), maiores gastos logísticos com

exportações, aumento dos custos de frete e desvalorização do real frente ao dólar. O aumento na linha de despesas gerais e

administrativas se deveu a reclassificações internas de gastos. Excluindo esse efeito, tais despesas teriam caído cerca de R$ 100

milhões.

13

No 4T19, as despesas com vendas e gerais e administrativas foram de R$ 7,7 bilhões, um aumento de 10,9% em relação ao 3T19,

principalmente devido a maiores gastos logísticos causado pelo maior volume de exportações e aumento dos custos de frete e

desvalorização média do real frente ao dólar.

As despesas exploratórias para extração de óleo e gás no 4T19 foram de R$ 1,9 bilhão, devido a maiores gastos com poços

subcomerciais, gastos com geologia/geofísica, com destaque para aquisição de dados sísmicos regionais que subsidiam avaliação de

novas áreas. Adicionalmente houve aumento das despesas tributárias devido à adesão aos programas de anistias estaduais.

As despesas relativas a impairment, usualmente concentradas no quarto trimestre, aumentaram 279% devido principalmente à

revisão das premissas do novo plano estratégico bem como o adiamento do investimento no 2º trem da RNEST e cancelamento da

Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN III). No dia 10 de fevereiro de 2020 anunciamos a abertura do processo de venda da

UFN III.

Por outro lado, outras despesas diminuíram devido a ganhos de venda de ativos e menores contingências..

A seguir, apresentamos o detalhamento dos impairments reconhecidos no 4T19:

Tabela 7 - Impairments

Consolidado - R$ milhões

Ativos por natureza Impairment Detalhamento

Campos de produção (6.590) A revisão de expectativa de curva de Brent

2º Trem - RNEST (2.199) Postergação da previsão de entrada em operação

UFN III (824) Provisão de impairment de 100%

PO&G (366) Conclusão da venda com ajuste de preços

Navio Sonda (Vitória 10.000) (194) Conclusão da venda em janeiro 2020

UTE Termocamaçari (101) Hibernação da UTE

Navios Transpetro 425 Melhora no mercado atual de fretes

Campos de E&P – mantido

para venda 365 Signing da venda dos campos de Frade e Polo Lagoa Parda

Comperj 206 Utilidades construídas no Comperj passarão a ser um prestador de serviço para a UPGN

Termobahia 157

Outros (4)

Total (9.139)

14

No 4T19, os ativos vinculados ao segmento de E&P apresentaram perdas em decorrência da redução significativa dos preços de

petróleo e gás natural projetados para o horizonte 2020-2024 e consequente incremento da provisão para desmantelamento de

áreas. As perdas estão vinculadas em grande parte ao campo de Papa-Terra, ao Polo Uruguá (campos de Uruguá e Tambaú) e ao Polo

CVIT (campos de Golfinho e Canapú).

Em relação à RNEST, houve uma postergação da previsão de entrada de produção do trem 2 em mais de 3 anos, afetando o valor

presente do ativo.

A UFN III teve 100% de impairment dada a ausência de intenção da companhia em completar a obra e ausência de ofertas firmes para

compra do ativo. Em fevereiro iniciamos um novo processo de venda da UFN III.

Entretanto, houve diversas reversões de impairment, em que são destacados os navios da Transpetro pois houve uma melhora no

mercado de fretes afetando as projeções futuras, os campos de E&P mantidos para venda (Frade e Polo Lagoa Parda), para os quais

o valor a ser recebido supera o valor contábil e com a obra em andamento da UPGN no Comperj que utilizará utilidades construídas

e passará a ser um prestador de serviço, assim tendo fluxos de entrada de caixa.

EBITDA ajustado

Em 2019 atingimos o EBITDA ajustado de R$ 129,2 bilhões, um aumento de 12% em relação a 2018, devido a redução dos custos de

produção (R$ 11,4 bilhões), menores contingências (R$ 2,5 bilhões) e adoção do IFRS16 (R$ 17,2 bilhões). Esse resultado positivo foi

parcialmente compensado pelo aumento das despesas de abandono (R$ 3 bilhões), aumento das despesas de vendas (R$ 3,8 bilhões)

e pela redução das margens dos derivados.

No 4T19, o EBITDA ajustado consolidado atingiu R$ 36,5 bilhões, aumento de 12% em relação ao 3T19, devido a menores custos de

produção, valorização das correntes e recuperação do preço do Brent. Por outro lado, houve aumento de gastos exploratórios,

menores margens de diesel, GLP e gasolina e adesão aos programas de anistias estaduais.3

*Indicador calculado com a produção comercial de 2,39Mmboed, que representa 86% da produção total de óleo e gás (Brasil e exterior)

15

O aumento do EBITDA ajustado/boe do 4T19, em relação ao 3T19, reflete a boa performance da produção, com o aumento do pré-

sal, que possui custo de extração menor no mix de produção devido ao ramp-up de novos sistemas nos campos de Lula e Búzios.

Ao analisarmos o indicador ao longo dos anos, verificamos um incremento significativo, reflexo, principalmente, da boa performance

e da maior eficiência em custos do pré-sal, que passou a representar 59% de produção de óleo no Brasil em 2019.

O aumento do índice EBITDA ajustado do Refino em US$/bbl no 4T19 reflete a elevação da margem de refino em função da IMO 2020.

Além disso, houve efeito positivo do estoque, devido à valorização do petróleo, na comparação trimestral.

16

Resultado financeiro*

Tabela 8 - Resultado Financeiro Variação (%)

R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /

3T19

4T19 /

4T18

2019 /

2018

Receitas Financeiras 1.655 1.344 1.795 5.271 8.713 23,1 (7,8) (39,5)

Receita com aplicações financeiras e títulos

públicos 655 636 538 2.212 2.051 3,0 21,7 7,8

Deságio na recompra de títulos de dívida − 7 82 19 1.190 (100,0) (100,0) (98,4)

Ganhos com acordos assinados (setor

elétrico) − (4) 572 310 2.640 (100,0) - (88,3)

Outros 1.000 705 603 2.730 2.832 41,8 65,8 (3,6)

Despesas Financeiras (5.320) (9.623) (4.844) (27.878) (20.479) 44,7 (9,8) (36,1)

Despesas com financiamentos (4.180) (5.094) (5.182) (19.060) (21.528) 17,9 19,3 11,5

Despesas com arrendamentos * (1.483) (1.464) (8) (5.973) (36) (1,3) (18437,5

)

(16491,7

) Ágio na recompra de títulos de dívida (45) (2.641) (172) (3.380) (2.205) 98,3 73,8 (53,3)

Encargos financeiros capitalizados 1.338 1.248 1.638 5.250 6.584 7,2 (18,3) (20,3)

Atualização financeira da provisão de

desmantelamento (781) (770) (579) (3.128) (2.366) (1,4) (34,9) (32,2)

Outros (169) (902) (541) (1.587) (928) 81,3 68,8 (71,0)

Variações monetárias e cambiais, líquidas (2.925) (2.595) (4.108) (11.852) (11.732) (12,7) 28,8 (1,0)

Variações cambiais 587 23 (822) (253) (307) 2452,2 171,4 17,6

Reclassificação do hedge accounting (3.688) (2.962) (3.448) (12.397) (12.121) (24,5) (7,0) (2,3)

Outros 176 344 162 798 696 (48,8) 8,6 14,7

Total (6.590) (10.874) (7.157) (34.459) (23.498) 39,4 7,9 (46,6)

Em 2019, fomos muito ativos na gestão de dívidas, com forte acesso ao mercado internacional de capitais, com a recompra de R$

39,1 bilhões em títulos de dívida. Esse movimento, essencial para a redução contínua da dívida, resultou em despesa com ágio de R$

3.378 milhões. As despesas de arrendamento também aumentaram substancialmente devido à introdução do IFRS16 em 2019. O

grande esforço para reduzir a dívida resultou em uma diminuição de 11,5% nos juros sobre dívida financeira, passando de R$ 20,6

bilhões em 2018 para R$ 17,6 bilhões em 2019.

No 4T19, houve uma melhora de 39% no resultado financeiro, devido à redução na atividade de recompra de bonds no período. As

despesas financeiras continuaram diminuindo, como resultado da redução contínua da dívida.

* A partir de 2019, a companhia adotou o IFRS 16 prospectivamente e trouxe impactos nas despesas com juros depreciação. Para informações adicionais, vide o capítulo

Impactos do IFRS 16.

17

Lucro líquido atribuível aos acionistas Petrobras

O lucro líquido em 2019 atingiu R$ 40,1 bilhões, um aumento de 56% em relação a 2018, principalmente como resultado do ganho de

capital sobre desinvestimentos (principalmente TAG, BR Distribuidora e ativos de E&P), parcialmente compensado por maiores

despesas financeiras com gerenciamento da dívida no mercado de capitais, maior impairment e menores preços do Brent.

No 4T19, o lucro líquido diminuiu 10% para R$ 8,2 bilhões, principalmente devido ao ganho de capital de R$ 13,9 bilhões com a venda

da BR Distribuidora registrado no 3T19 e maior impairment. Por outro lado, houve melhora nas margens de petróleo, menores

despesas financeiras e ganhos de capital com a venda de ativos de E&P.

Lucro líquido recorrente atribuível aos acionistas Petrobras e EBITDA ajustado recorrente

Em 2019 o lucro líquido e o EBITDA ajustado excluindo o impacto dos itens não recorrentes foram de R$ 37,0 bilhões e R$ 134,7

bilhões, respectivamente.

No 4T19 o lucro líquido e o EBITDA ajustado excluindo o impacto dos itens não recorrentes foram de R$ 12,9 bilhões e R$ 37,2 bilhões,

respectivamente. No lucro líquido, os itens não recorrentes totalizaram R$ 7,6 bilhões antes dos impostos, com destaque para

impairment (R$ 9,1 bilhões) e no EBITDA ajustado os itens não recorrentes somaram R$ 713 milhões .

18

Itens especiais* Tabela 9 - Itens especiais Variação (%)

R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /

3T19

4T19 /

4T18

2019 /

2018

Lucro líquido 8.538 8.840 2.978 40.970 26.698 (3,4) 186,7 53,5

Itens não recorrentes (7.585) 1.500 (8.056) 9.328 (14.827

)

(605,7) 5,8 162,9

Itens não recorrentes que não afetam o EBITDA

Ajustado (6.872) 4.050 (6.407) 14.775 (6.529) (269,7) (7,3) 326,3

Impairment de ativos e de investimentos (9.148) (2.403) (6.432) (11.646

)

(7.582) (280,7) (42,2) (53,6)

Realização de ajustes acumulados de conversão -

CTA − − − (127) − - - -

Resultado com alienação e baixa de ativos 2.554 (645) (774) 23.798 1.073 496,0 430,0 2.117,9

Ganho com o follow on da BR Distribuidora − 13.948 − 13.948 − - - -

Efeito de variação cambial sobre contingências

relevantes em moeda estrangeira − (561) 317 (476) (1.646) (100,0) (100,0) 71,1

Acordos assinados referente ao setor elétrico * − (4) 572 310 2.640 (100,0) (100,0) (88,3)

Deságio referente à antecipação de recebíveis do

setor elétrico¹ − (509) − (509) − - - -

Baixa de ativos fiscais diferidos (235) (3.142) − (7.164) − 92,5 − −

Ágio/deságio na recompra de títulos de dívidas (43) (2.634) (90) (3.359) (1.014) 98,4 52,2 (231,3)

Outros itens não recorrentes (713) (2.550) (1.649) (5.447) (8.298) 72,0 56,8 34,4

PDV (187) (269) 1 (791) 8 30,5 (18.800,0) (9.987,5)

Plano de carreiras e remuneração (1) (1) (16) (7) (1.156) − 93,8 99,4

Ressarcimento de valores - Operação Lava Jato 119 446 65 874 1.801 (73,3) 83,1 (51,5)

Resultado relacionado a desmantelamento de

áreas (633) (4) 2.366 (637) 2.365 (15.725,0) (126,8) (126,9)

Programas de anistias estaduais (909) − (417) (909) (888) − (118,0) (2,4)

Perdas de crédito esperadas referentes ao setor

elétrico − 3 2.406 (62) (863) (100,0) (100,0) 92,8

(Perdas)/Ganhos com contingências judiciais 990 (2.854) (4.990) (3.918) (8.787) 134,7 119,8 55,4

Equalização de gastos - AIP (92) 129 (1.064) 3 (1.064) (171,3) 91,4 100,3

Receita com multa contratual pela não

concretização da venda da Liquigás − − − − 286 - - (100,0)

Efeito líquido dos itens não recorrentes no IR/CSLL 2.812 (2.386) 2.739 (6.145) 3.839 217,9 2,7 (260,1)

Lucro líquido recorrente 13.311 9.726 8.295 37.787 37.686 36,9 60,5 0,3

Acionistas Petrobras 12.926 9.973 7.419 36.954 36.767 29,6 74,2 0,5

Acionistas não controladores 385 (247) 876 833 919 255,9 (56,1) (9,4)

Efeito do IFRS 16 no lucro líquido (523) (920) − (2.842) − 43,2 - -

EBITDA ajustado 36.529 32.582 29.160 129.249 114.852 12,1 25,3 12,5

Itens não recorrentes (713) (2.550) (1.649) (5.447) (8.298) 72,0 56,8 34,4

EBITDA ajustado recorrente 37.242 35.132 30.809 134.696 123.150 6,0 20,9 9,4

Efeitos do IFRS 16 5.240 3.769 − 17.211 − 39,0 − −

No julgamento da Administração, os itens especiais apresentados acima, embora relacionados aos negócios da companhia, foram

destacados como informação complementar para um melhor entendimento e avaliação do resultado. Tais itens não ocorrem

necessariamente em todos os períodos, sendo divulgados quando relevantes. No 4T19 a baixa de ativos fiscais diferidos e o ágio/

deságio na recompra de títulos de dívidas foram classificados como itens não recorrentes, acarretando em reclassificações nos

resultados dos períodos comparativos.

* Registrado no resultado financeiro.

19

Adoção do IFRS 16

Estão demonstrados na tabela abaixo os impactos nas principais linhas do Balanço Patrimonial, Demonstração de Resultado e do

Fluxo de Caixa.

Tabela 10 – Efeitos da adoção do IFRS16

R$ milhões Divulgado em

31.12.2019

Efeitos da adoção

do IFRS 16

Saldo sem os efeitos do

IFRS 16 em 31.12.2019

Balanço Patrimonial

Ativo 926.011 90.658 835.353

Passivo 926.011 90.658 835.353

Demonstração do Resultado

Lucro bruto 122.105 892 121.213

Despesas operacionais (40.951) 774 (41.725)

Lucro (prejuízo) operacional 81.154 1.666 79.488

Resultado financeiro líquido (34.459) (5.973) (28.486)

Participação em investimentos 547 − 547

Lucro (prejuízo) antes dos impostos 47.242 (4.307) 51.549

Imposto de renda e contribuição social (16.400) 1.464 (17.864)

Lucro líquido (prejuízo) das operações continuadas 30.842 (2.843) 33.685

Lucro líquido (prejuízo) das operações descontinuadas 10.128 − 10.128

Lucro líquido (prejuízo) 40.970 (2.843) 43.813

Demonstração do Fluxo de Caixa

Atividade operacional 101.766 15.691 86.075

Atividades de investimentos (7.952) 4.970 (12.922)

Atividades de financiamentos (126.336) (20.661) (105.675)

Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 29.729 − 29.729

Dívida líquida 317.867 95.464 222.403

EBITDA ajustado 129.249 17.211 112.038

Dívida líquida/ LTM EBITDA ajustado 2,46 0,47 1,99

A adoção do IFRS 16 não altera a estratégia de desalavancangem da Petrobras, mantendo a meta de reduzir o índice dívida líquida/

EBITDA ajustado para 1,5x em 2020.

20

Investimentos

Os valores de investimentos (Capex) consideram aquisição de ativos imobilizados, incluindo gastos com arrendamentos, intangíveis,

investimentos em controladas e coligadas, despesas com geologia e geofísica, despesas com pesquisa e desenvolvimento e gastos

pré-operacionais. Ao Capex apresentado nesta sessão do relatório não é aplicável a norma contábil internacional IFRS16 –

Arrendamento.

Tabela 11 - Investimentos por segmento Variação (%)

US$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /

3T19

4T19 /

4T18

2019 /

2018

Exploração & Produção 2.394 1.924 2.682 8.410 10.760 24,4 (10,7) (21,8)

Refino 444 464 375 1.463 1.107 (4,3) 18,3 32,1

Gás e Energia 217 169 152 543 433 28,6 43,0 25,3

Outros 113 75 99 328 307 50,6 13,7 6,8

Total - sem Bônus de Aquisição 3.168 2.632 3.308 10.743 12.607 20,3 (4,2) (14,8)

Bonus de Aquisição 16.671 18 16.671 832

Total - com Bônus de Aquisição 19.838 2.632 3.326 27.413 13.439 653,7 496,5 104,0

Em 2019, os investimentos totalizaram US$ 27,4 bilhões sendo US$ 10,7 bilhões sem bônus exploratórios, em linha com a meta de

US$ 10 a 11 bilhões, divulgada no 2T19.

Os investimentos no 4T19 totalizaram US$ 3,2 bilhões sendo aproximadamente 70% correspondentes a investimentos de capital. O

incremento no 4T19 de aproximadamente 24% em comparação ao 3T19 no segmento de E&P, deve-se principalmente por maiores

gastos na construção de poços exploratórios. Já no segmento G&E, o incremento de investimentos do 3T19 para o 4T19 deve-se a

execução de paradas programadas, que haviam sido postergadas, em UTEs e UTGs.

Os investimentos de capital são aqueles investimentos com o objetivo principal de aumentar a capacidade de ativos existentes,

implantar novos ativos de produção, escoamento e armazenagem, aumentar eficiência ou rentabilidade do ativo e implantar

infraestrutura essencial para viabilizar outros projetos de investimento de capital. Inclui aquisições de ativos/empresas e

investimentos em atividades exploratórias.

Já os investimentos correntes são aqueles gastos classificados como investimentos com o objetivo principal de manutenção da

operação dos ativos já existentes (ou seja, não objetivam o aumento da capacidade das instalações), reposição de capacidade, além

de investimentos em infraestrutura cuja implantação não seja essencial para viabilizar outro projeto de investimento de capital.

No 4T19, os investimentos no segmento de Exploração e Produção totalizaram US$ 2,4 bilhões sendo aproximadamente 80% em

investimentos de capital. Os investimentos concentraram-se principalmente: (i) no desenvolvimento da produção do pólo pré-sal da

Bacia de Santos (US$ 1,2 bilhão); (ii) novos projetos em campos maduros (US$ 0,2 bilhão); e (iii) investimentos exploratórios no pós e

pré-sal (US$ 0,2 bilhão).

No 4T19 foram investidos US$ 16,7 bilhões referentes aos bônus de aquisição dos campos de Búzios e Itapu (rodada de licitações do

Excedente da Cessão Onerosa), e do bloco C-M-477 (16ª rodada de licitações no Regime de Concessão), e Aram (6ª rodada de

licitações no Regime de Partilha). O pagamento do bônus foi feito na mesma data em que ingressou no caixa da Petrobras US$ 9

bilhões de ressarcimento da revisão do contrato da Cessão Onerosa.

21

No segmento de Refino os investimentos totalizaram US$ 0,4 bilhão no 4T19, sendo aproximadamente 20% investimentos de capital.

Já no segmento Gás e Energia os investimentos totalizaram US$ 0,2 bilhão no 4T19, sendo aproximadamente 60% investimentos de

capital.

A tabela a seguir apresenta as principais informações dos novos sistemas de produção de óleo e gás, já contratados.

Tabela 12 – Principais projetos

projeto

Início de

Operação

Projetado

Capacidade

da Plataforma

(barris de

óleo/dia)

CAPEX

Petrobras

Realizado

US$ bilhões

CAPEX

Total PNG

20-24

US$ bilhões

Parcela da

Petrobras Status

Atapu 1

P-70

(Unidade

Própria)

2020 150.000 1,7 3,9 89,3%

Projeto em fase de execução com

UEP com mais de 98% de avanço

físico.10 poços perfurados e 3

completados

Sépia 1

FPSO Carioca

(Unidade

Afretada)

2021 180.000 0,3 3,1 97,6%

Projeto em fase de execução com

UEP com 80% de avanço físico.

5 poços perfurados e 3 completados

Mero 1

FPSO

Guanabara

(Unidade

Afretada)

2021 180.000 0,1 1,1 40,0%

Projeto em fase de execução com

UEP com mais de 80% de avanço

físico. 5 poços perfurados e 1

completado

Búzios 5

FPSO Alm.

Barroso

(Unidade

Afretada)

2022 150.000 0,1 3,0 100%

Projeto em fase de execução com

UEP com mais de 10% de avanço

físico. 1 poço perfurado.

Marlim 1

FPSO Anita

Garibaldi

(Unidade

Afretada)

2022 80.000 0,04 2,3 100%

Projeto em fase de execução,

assinada carta de intenção de

afretamento da plataforma em

outubro de 2019

Marlim 2

FPSO Ana Néri

(Unidade

Afretada)

2023 70.000 0,01 1,8 100%

Projeto em fase de execução,

assinada carta de intenção de

afretamento da plataforma em

outubro de 2019

Mero 2

FPSO Sepetiba

(Unidade

Afretada)

2023 180.000 0,01 1,1 40%

Projeto em fase de execução com

UEP com mais de 10% de avanço

físico. 4 poços perfurados e 2

completados.

22

Gestão de portfólio

A melhoria da alocação de capital está sendo implementada através da gestão de portfólio, com o desinvestimento de ativos de baixo

retorno do capital empregado. No ano de 2019 conseguimos realizar desinvestimentos expressivos, com transações assinadas e

concluídas contribuindo para um total de US$ 16,3 bilhões em 2019, incluindo transações assinadas em 2018 e concluídas em 2019

(com entrada de caixa de US$ 14,7 bilhões como detalhado abaixo). Os principais ativos alienados durante o ano foram os gasodutos

TAG, a BR Distribuidora e o campo Tartaruga Verde.

No 4T19, concluímos a venda dos campos Tartaruga Verde, do polo Pargo, dos campos terrestres no Rio Grande do Norte e em janeiro

de 2020 a PO&G BV, que, juntamente com o adiantamento recebido pela assinatura do campo de Frade, resultaram em uma entrada

de caixa de US$ 1,75 bilhão no período. Também assinamos a venda da Liquigás, no valor de US$ 879 milhões.

Tabela 13 – Transações assinadas

Ativo Valor da Transação (US$

milhões) Valor recebido (US$ milhões)

Campo de Maromba 90 20

Refinaria de Pasadena 562 467

TAG 8.722 8.722

Campo de Tartaruga Verde 1.294 950

Campos Terrestres - RN 384 295

BR Distribuidora 2.553 2.553

Polo Pampo e Enchova 851 53

Campo de Baúna 665 50

Polo Macau 191 48

Belém Bioenergia Brasil 6 0

Ponta do Mel e Redonda 7 0

Polo Lagoa Parda 9 1

Campo de Frade 100 7,5

Liquigás 879 0

Polo Pargo Assinado em 2018 324

Distribuição no Paraguai Assinado em 2018 381

PO&G BV Assinado em 2018 806

Valor total 16.313 14.678

Além disso, temos os seguintes ativos sendo desinvestidos em nosso portfólio, além de vários outros projetos, aprovados no novo

Plano Estratégico 2020-2024, em fase de estruturação, cujos teasers serão lançados em breve. Destacam-se a venda de ativos de

transporte e distribuição de gás, os gasodutos offshore e as usinas termelétricas.

23

Tabela 14 – Ativos em processo de desinvestimento

Teaser / Fase não vinculante Fase Vinculante

TAG (10%) Mega

Mangue Seco 1 e 2 Ativos de Refino

(RNEST, RLAM, REPAR, REFAP, REGAP, REMAN, LUBNOR e SIX)

Polos Golfinho e Camarupim (ES) Ativos no Uruguai

(PUDSA)

Campo Papa-Terra (RJ) Campos de Águas profundas

(Bacia SE-AL)

Concessões Exploratórias (PA-MA, RS) Campos Terrestres

(AM, CE, SE, BA e ES)

Campos de Águas Rasas

(ES e RJ)

Concessões Exploratórias (ES)

A Petrobras reforça a importância da gestão de portfólio com foco nos ativos em que ela é a dona natural, para a melhoria de sua

alocação de capital, viabilização da redução do endividamento e do custo de capital, e o consequente aumento da geração de valor

para seus acionistas.

24

Liquidez e Recursos de Capital

Tabela 15 – Liquidez e recursos de capital

R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018

Disponibilidades ajustadas no início do período 60.309 68.393 60.967 58.052 80.731

Títulos públicos federais e time deposits acima de 3 meses no

início do período

-5.427 -2.456 -4.164 -4.198 -6.237

Caixa e equivalentes de caixa no início do período 54.882 65.937 56.803 53.854 74.494

Recursos gerados pelas atividades operacionais 30.693 32.824 26.108 101.766 95.846

Atividades operacionais das operações continuadas 30.693 32.558 24.005 100.542 92.518

Atividades operacionais das operações descontinuadas 0 266 2.103 1.224 3.328

Recursos utilizados em atividades de investimento -31.937 -2.551 -5.557 -7.952 -17.788

Atividades de investimento das operações continuadas -31.937 -9.945 -5.377 -15.148 -17.592

Investimentos em áreas de negócios -7.450 -7.106 -9.867 -28.534 -40.396

Bônus de assinatura -5.478 0 -70 -5.505 -3.322

Excedente de Cessão Onerosa -63.141 0 0 -63.141 0

Recebimentos Pela Venda De Ativos (Desinvestimentos) 5.364 -3 3.335 41.049 20.216

Revisão Cessão Onerosa 34.414 0 0 34.414 0

Dividendos recebidos 2.470 79 1.092 5.732 3.634

Investimentos em títulos e valores mobiliários 1.884 -2.915 133 837 2.276

Atividades de investimento das operações descontinuadas 0 7.394 -180 7.196 -196

(=) Fluxo de Caixa das atividades operacionais e de

investimento

-1.244 30.273 20.551 93.814 78.058

Recursos líquidos utilizados pelas atividades de

financiamentos das atividades continuadas

-26.255 -48.330 -21.294 -124.354 -106.482

Financiamentos líquidos -17.224 -41.844 -20.420 -95.557 -103.935

Captações 11.257 17 7.611 29.156 37.057

Amortizações -28.481 -41.861 -28.031 -124.713 -140.992

Amortizações de Arrendamentos -6.523 -5.494 0 -20.660 0

Dividendos pagos a acionistas Petrobras -2.360 -1.184 -1.178 -7.488 -2.368

Dividendos pagos a acionistas não controladores -201 -12 -42 -550 -376

Participação de acionistas não controladores 53 204 346 -99 197

Atividades de financiamento das operações descontinuadas 0 -50 -366 -1.982 -558

Recursos líquidos gerados (utilizados) pelas atividades de

financiamentos

-26.255 -48.380 -21.660 -126.336 -107.040

Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa 2.346 7.052 -1.840 8.397 8.342

Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 29.729 54.882 53.854 29.729 53.854

Títulos públicos federais e time deposits acima de 3 meses no

fim do período

3.580 5.427 4.198 3.580 4.198

Disponibilidades ajustadas no fim do período 33.309 60.309 58.052 33.309 58.052

Reconciliação do Fluxo de caixa livre Recursos gerados pelas atividades operacionais 30.693 32.824 26.108 101.766 95.846

Investimentos em área de negócios -7.450 -7.106 -9.867 -28.534 -40.396

Fluxo de caixa livre 23.243 25.718 16.241 73.232 55.450

Em 31 de dezembro de 2019, o caixa e equivalentes de caixa totalizavam R$ 29,7 bilhões e o caixa e equivalentes ajustados

totalizavam R$ 33,3 bilhões. A nossa meta é atingir o caixa mínimo de US$ 5,5 bilhões.

No 4T19, a entrada de recursos da geração operacional de caixa totalizou R$ 30,7 bilhões que, juntamente com os recursos de

desinvestimentos, de R$ 5,4 bilhões, e caixa e equivalentes, foram utilizados: (a) para pagamento do bônus do Excedente de Cessão

Onerosa, no valor líquido de R$ 28,7 bilhões, (b) para pagar antecipadamente dívidas e amortizar principal e juros no valor de R$ 28,5

e (c) como capex nas áreas de negócios de R$ 7,5 bilhões.

25

A geração operacional caiu 8% no trimestre, principalmente devido ao aumento de estoques e contas a receber no valor de R$ 3,8

bilhões.

Em 2019, a Companhia liquidou diversos empréstimos e financiamentos, no valor de R$ 124,7 bilhões, com os seguintes destaques:

(i) a recompra e/ou resgate de R$ 39,0 bilhões (US$ 9,9 bilhões) de títulos no mercado de capitais internacional, com o pagamento de

prêmio líquido aos detentores dos títulos que entregaram seus papéis na operação no valor de R$ 3,4 bilhões; (ii) o pré-pagamento

de R$ 53,3 bilhões (US$ 13,5 bilhões) de empréstimos no mercado bancário nacional e internacional; e (iii) pré-pagamento de R$ 2,2

bilhões de financiamentos junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social -BNDES.

No 4T19, pagamos R$ 28,5 bilhões em empréstimos e financiamentos, sendo o principal o pré-pagamento de R$ 20,6 bilhões de um

empréstimo com o Banco de Desenvolvimento da China e fizemos R$ 11,2 bilhões em novos financiamentos, com destaque para as

debêntures no valor de R$ 3 bilhões.

Conciliação EBITDA x FCO x FCFE

No 4T19 o EBITDA ajustado atingiu R$ 36,5 bilhões, aumento de 12% em relação ao trimestre anterior. A geração operacional mais

os desinvestimentos no ano possibilitaram a aquisição de blocos nos leilões e pré-pagamento da dívida. No caso do saldo de bônus

de assinatura inclui o pagamento de R$ 63,1 bilhões da Cessão Onerosa compensados pelo recebimento de R$ 34,4 bilhões relativos

à revisão do contrato original, além das participações em outros leilões.

26

Indicadores de Endividamento

Nosso compromisso com a desalavancagem teve resultados significativos em 2019. A entrada de recursos de desinvestimento levou

a uma queda de 25% na dívida bruta em 31 de dezembro de 2019, atingindo US$ 63 bilhões sem os efeitos do IFRS16. Incluindo o

IFRS16, que adicionou US$ 23,9 bilhões à nossa dívida, conseguimos nos manter em um patamar de dívida bruta de US$ 87 bilhões,

praticamente em linha com o valor em 31 de dezembro de 2018, que não considerava os arrendamentos.

No 4T19, mesmo com a significativa saída de caixa oriunda do pagamento de bônus do leilão do excedente da cessão onerosa,

conseguimos reduzir nossa dívida bruta em 4%.

Além disso, a gestão da dívida possibilitou o aumento do prazo médio de 9,14 anos em dezembro de 2018 para 10,42 anos em 30 de

setembro de 2019 e para 10,80 anos em 31 de dezembro de 2019, enquanto que no mesmo período alavancagem reduziu de 46% e

45% para 44%. A taxa média reduziu de 6,1% em dezembro de 2018 para em 5,9% em setembro de 2019 e se manteve no mesmo

patamar em dezembro de 2019.

A dívida líquida aumentou 4,6% devido ao uso de recursos para pagamento de bônus referente ao leilão do excedente da cessão

onerosa no mês de dezembro de 2019.

A desalavancagem é uma prioridade para a Petrobras, cujo objetivo é reduzir a relação dívida líquida / LTM EBITDA ajustado para 1,5x

em 2020, considerando os efeitos do IFRS 16. Em 31 de dezembro de 2019, a relação dívida líquida / LTM EBITDA ajustado era de

2,41x considerando os efeitos do IFRS 16, um aumento em relação ao índice de 2,40x em 30 de setembro de 2019. Excluindo os efeitos

do IFRS16, a relação dívida líquida / LTM EBITDA ajustado reduziria de 1,96x para 1,95x.

Tabela 16 – Indicadores de endividamento

US$ milhões 31.12.2019 30.09.2019 Δ % 31.12.2018

Dívida Bruta (sem IFRS16) 63.260 66.070 (4,3) 84.175

Mercado de capitais 35.944 34.815 3,2 42.947

Mercado bancário 21.877 25.249 (13,4) 33.700

Bancos de fomento 1.967 1.950 0,9 3.387

Agências de créditos à exportação 3.233 3.812 (15,2) 3.881

Partes relacionadas − − −

Outros 239 244 (2,0) 260

Arrendamentos (IFRS 16) 23.861 23.831 0,1 185

Dívida bruta (com IFRS 16) 87.121 89.901 (3,1) 84.360

Disponibilidades ajustadas 8.260 14.482 (43,0) 14.982

Dívida líquida 78.861 75.419 4,6 69.378

Dívida líquida excluindo IFRS 55.000 51.588 6,6 69.193

Dívida líquida/(Dívida líquida+market cap) - Alavancagem 44% 45% (1,0) 46%

Taxa média dos financiamentos (% a.a.) 5,9 5,9 − 6,1

Prazo médio da dívida (anos) 10,80 10,42 3,6 9,14

Índice de Dívida Líquida/LTM EBITDA ajustado 2,41 2,40 0,4 2,20

Índice de Dívida Bruta/LTM EBITDA ajustado 2,66 2,86 (6,7) 2,68

R$ milhões

Dívida Bruta (sem IFRS16) 255.697 275.857 -7,3 326.876

Arrendamentos (IFRS 16) 95.464 98.524 -3,1 -

Disponibilidades ajustadas 33.294 60.309 -44,8 58.052

Dívida Líquida 317.867 314.072 1,2 268.824

Dívida Líquida (sem IFRS16) 222.403 215.548 3,2 268.824

Índice de Dívida Líquida/LTM EBITDA ajustado 2,46 2,58 -4,7 2,34

27

RESULTADO POR SEGMENTO DE NEGÓCIO

EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO * **

Tabela 17 - Resultado da Exploração e Produção Variação (%)

R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /

3T19

4T19 /

4T18

2019 /

2018

Receita de vendas 57.076 49.806 50.775 199.429 191.546 14,6 12,4 4,1

Lucro bruto 28.771 22.828 24.838 91.735 85.947 26,0 15,8 6,7

Despesas operacionais (7.329) (5.050) (11.659) (16.700) (19.463) (45,1) 37,1 14,2

Lucro (Prejuízo) operacional 21.442 17.778 13.179 75.035 66.484 20,6 62,7 12,9

Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras 14.158 11.820 8.734 49.905 44.196 19,8 62,1 12,9

EBITDA ajustado do segmento 36.310 32.142 25.754 125.450 103.206 13,0 41,0 21,6

Margem do EBITDA do segmento (%) 64 65 51 63 54 (1,4) 25,4 16,7

Brent médio (US$/bbl) 63,25 61,94 67,76 64,30 71,04 2,1 (6,7) (9,5)

Preço de venda - Brasil

Petróleo (US$/bbl) 63,00 58,10 66,71 61,25 66,66 8,4 (5,6) (8,1)

Lifting cost - Brasil (US$/boe) *

sem participação governamental 8,22 9,67 10,24 9,62 10,90 (15,0) (19,8) (11,7)

Terra 17,50 18,19 19,79 18,89 20,02 (3,8) (11,5) (5,7)

sem afretamento 17,50 18,19 19,79 18,89 20,02 (3,8) (11,5) (5,7)

Águas Rasas 27,94 30,56 26,20 30,27 25,69 (8,6) 6,6 17,8

sem afretamento 25,65 28,58 24,61 28,22 24,07 (10,2) 4,2 17,2

Pós-sal profundo e ultra profundo 11,18 14,21 11,61 12,53 12,59 (21,3) (3,7) (0,5)

sem afretamento 9,59 12,48 10,25 10,77 11,20 (23,2) (6,4) (3,8)

Pré-sal 5,02 5,03 6,29 5,61 6,53 (0,3) (20,2) (14,0)

sem afretamento 3,20 3,07 3,57 3,52 3,66 4,4 (10,4) (3,9)

com participação governamental 18,94 19,50 23,77 20,95 24,39 (2,9) (20,3) (14,1)

Participações Governamentais - Brasil 10.071 9.120 9.970 41.949 39.794 10,4 1,0 5,4

Royalties 4.980 4.661 4.658 18.458 17.923 6,8 6,9 3,0

Participação Especial 5.044 4.410 5.264 23.299 21.685 14,4 (4,2) 7,4

Retenção de área 47 49 48 192 186 (4,1) (2,1) 3,2

O aumento do lucro bruto no ano decorre de maior produção, desvalorização do Real e menor lifting cost, parcialmente compensado

pela menor cotação do Brent. O lucro operacional segue o aumento do lucro bruto adicionado à menor despesa com contingências

judiciais e maior resultado com alienações, atenuado por maiores perdas por impairment e gastos exploratórios.

O lifting cost no ano de 2019, sem participação governamental, foi de US$ 9,62/boe o que representa uma redução de 12% em

comparação com o ano anterior (US$10,90/boe). A queda é explicada majoritariamente pelo aumento da produção, com a entrada e

ramp-up de plataformas no pré-sal, principalmente no campo de Búzios e Lula.

O aumento dos gastos com participações governamentais de 2019 em relação a 2018 se deve ao pagamento referente à unificação

do Parque das Baleias, parcialmente atenuado pela queda da cotação do Brent entre os períodos. Em termos unitários, a relação foi

atenuada pelo aumento da produção nos campos sob regime de cessão onerosa, que não estão sujeitos à alíquota de participação

especial.

* Afretamento se refere ao aluguel das plataformas.

28

Conforme divulgado no Plano Estratégico 2020-2024, a Petrobras passará a segregar o custo com afretamento de plataformas com

terceiros (leasing cost) do lifting cost sem participação governamental. Esta parcela representou, em 2019, US$1,8/boe e US$ 2,0/boe

no ano de 2018 do total de US$ 9,6/boe em 2019 e US$ 10,9/boe em 2018.

No 4T19, o aumento do lucro bruto decorre principalmente da maior produção e alta das cotações do brent, apreciação das nossas

correntes devido ao IMO2020 e câmbio. O maior lucro operacional reflete o aumento do lucro bruto adicionado ao ganho com

alienações, em especial do Polo Pargo, parcialmente atenuado por perdas com impairment e gastos exploratórios.

O lifting cost do pré-sal, sem participação governamental, no trimestre foi de US$ 5,02/boe, em linha com o valor apresentado no

3T19. Os bons resultados capturados nas plataformas do pré-sal explicam a manutenção do indicador.

No pós-sal, apuramos queda de 21% no lifting cost sem participação governamental, no 4T19. Observamos redução nos custos das

plataformas que interromperam a produção, sem previsão de retorno (P-33 e P-37), além da redução dos gastos com intervenção

entre trimestres.

Em águas rasas, houve redução de 9% no indicador de lifting cost no 4T19 em relação ao trimestre anterior, principalmente devido

ao desinvestimento dos campos de Pargo e Vermelho, que apresentavam custos unitários mais elevados.

Nos campos de terra, o lifting cost, sem participação governamental, apresentou uma redução de 4% em dólar no 4T19 devido ao

impacto da desvalorização de 3,6% do real frente ao dólar no período.

Os ativos terrestres e de águas rasas não são ativos core da Companhia e as transações recentes evidenciam que existe um grande

interesse de empresas capazes de agregar mais valor que a Petrobras. Simultaneamente, a venda desses ativos tem impactado

positivamente a atividade econômica, uma vez que os novos donos têm aumentado significativamente os investimentos nesses

ativos, o que cria empregos e fomenta a indústria de serviços de óleo e gás. Em 2019, registramos R$ 4,1 bilhões de ganho com

alienação destes ativos e R$ 2,6 bilhões com reversão de perda

Observou-se incremento no pagamento de participações governamentais no 4T19 em relação ao trimestre anterior, fruto do

aumento do volume produzido.

29

REFINO

Tabela 18 - Resultados do Refino Variação (%)

R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /

3T19

4T19 /

4T18

2019 /

2018

Receita de vendas 72.464 67.947 72.089 266.613 269.138 6,6 0,5 (0,9)

Lucro bruto 8.010 4.899 157 23.623 23.202 63,5 5001,9 1,8

Despesas operacionais (6.431) (3.854) (5.257) (17.258) (12.677) (66,9) (22,3) 36,1

Lucro (Prejuízo) operacional 1.579 1.045 (5.100) 6.365 10.525 51,1 131,0 (39,5)

Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras 439 479 (3.320) 3.945 8.405 (8,4) 113,2 (53,1)

EBITDA ajustado do segmento 6.472 3.725 (1.062) 19.709 20.331 73,7 709,4 (3,1)

Margem do EBITDA do segmento (%) 9% 5% (1)% 7% 8% 62,9 706,3 (2,1)

Custo do refino (US$/barril) - Brasil 2,29 2,40 2,49 2,46 2,51 (4,6) (8,0) (2,0)

Custo do refino (R$/barril) - Brasil 9,70 9,53 9,44 9,77 9,12 1,8 2,8 7,1

Preço derivados básicos - no Brasil (R$/bbl) 308,56 289,78 312,35 296,01 299,70 6,5 (1,2) (1,2)

No ano, o lucro bruto foi superior devido aos maiores volumes e margens na exportação de óleo combustível e petróleo, que

compensaram o menor volume de vendas no mercado interno e a redução do efeito positivo do giro do estoque entre os anos no

valor de R$ 2,1 bilhões. O efeito estoque em 2019 foi de R$ 4,2 bilhões.

O menor lucro operacional anual decorreu de maiores despesas com vendas, maiores despesas com impairment (RNEST, Comperj e

Pasadena) e maiores despesas com processos judiciais relacionados a tributos e contingências ambientais relativas ao duto OSPAR.

No 4T19, a melhora do lucro bruto do segmento de refino ocorreu, principalmente, devido ao efeito de giro do estoque de

aproximadamente R$ 2,2 bilhões, devido à realização de estoques a preços superiores aos custos de aquisição dos insumos, em

função da elevação do preço do brent entre os trimestres.

No 4T19 houve menor volume de venda de diesel no mercado interno devido à sazonalidade deste derivado, menor margem e volume

de GLP no mercado interno compensados parcialmente pelo maior volume exportado e crack spread (US$5,1/bbl) do óleo

combustível. Menores custos com gás natural, em função da redução do seu custo unitário, também favoreceram o resultado.

O custo unitário do refino apresentou aumento em reais em função da redução da carga processada. Apesar da maior demanda por

óleo combustível de baixo teor de enxofre, o fator de utilização (FUT) das refinarias se reduziu para 76% no 4T19, contra 80% no 3T19,

devido à queda na demanda do mercado interno.

O lucro operacional foi superior no trimestre, refletindo o aumento do lucro bruto, porém parcialmente compensado por maiores

despesas com impairment do 2º Trem da RNEST, além de maiores despesas com vendas, devido ao aumento dos custos com

transporte marítimo, e tributárias, devido à adesão aos programas de anistias estaduais.

30

GÁS e ENERGIA

Tabela 19 - Resultados do Gás e Energia Variação (%)

R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /

3T19

4T19 /

4T18

2019 /

2018

Receita de vendas 11.314 11.750 11.889 45.252 44.926 (3,7) (4,8) 0,7

Lucro bruto 4.007 3.673 3.338 14.914 11.602 9,1 20,0 28,5

Despesas operacionais (4.933) (2.510) (669) 9.926 (8.933) (97,0) (637,0) 211,0

Lucro (Prejuízo) operacional (926) 1.163 2.669 24.840 2.669 (179,6) (134,7) -

Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras (642) 783 1.765 16.331 1.709 (182,0) (136,4) 855,6

EBITDA ajustado do segmento 767 1.974 3.891 7.253 5.830 (61,1) (80,3) 24,4

Margem do EBITDA do segmento (%) 7% 17% 33% 16% 13% (10,0) (25,9) 3,1

Preço de venda gás natural - Brasil(US$/bbl) 42,70 45,57 49,45 46,29 42,87 (6,0) (14,0) 8,0

O lucro bruto no ano de 2019 foi superior em função de melhores margens na comercialização de gás natural no setor não

termelétrico e de energia no Ambiente de Contratação Livre (ACL) decorrente da redução do PLD, reduzindo os custos de liquidação

dos contratos de venda na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE).

O lucro operacional acumulado apresentou aumento em função da alienação de 90% de participação na TAG, em junho/19, apesar de

maiores despesas de vendas com pagamento de tarifa da TAG.

No 4T19, o lucro bruto foi superior em função de melhores margens na comercialização de gás natural nos setores termelétrico e não

termelétrico.

O menor lucro operacional reflete o aumento das despesas operacionais em função da hibernação da ANSA e impairment da UFN-III,

além da adesão aos programas de anistias estaduais.

31

Reconciliação do EBITDA Ajustado

O EBITDA é um indicador calculado como sendo o lucro líquido do período acrescido dos tributos sobre o lucro, resultado financeiro

líquido, depreciação e amortização. A Petrobras divulga o EBITDA, conforme faculta a Instrução CVM n° 527 de outubro de 2012.

Visando refletir a visão dos Administradores quanto à formação do resultado das atividades correntes da companhia, o EBITDA

também é apresentado ajustado (EBITDA Ajustado) por: resultado da participação em investimentos, impairment, resultados com

desinvestimentos e baixa de ativos, e efeitos cambiais acumulados de conversão (CTA) reclassificados para resultado.

No cálculo do EBITDA Ajustado a Companhia acrescentou, para os períodos de 2018, os ganhos e perdas cambiais resultantes das

provisões para processos judiciais em moedas estrangeiras. As provisões dos processos judiciais em moedas estrangeiras consistem,

principalmente, na parte da Petrobras do acordo da Class Action, finalizado em dezembro de 2017. Os ganhos ou perdas cambiais

sobre as provisões dos processos judiciais são apresentados em Outras Receitas e Despesas para fins contábeis, mas a Administração

não os considera como parte das atividades correntes da Companhia, assim como são similares aos efeitos cambiais apresentados

no Resultado Financeiro líquido. Não foram feitos ajustes nos períodos comparativos apresentados, pois os valores não foram

significativos.

O EBITDA Ajustado, quando refletindo o somatório dos últimos 12 meses, também representa uma alternativa da geração

operacional de caixa da companhia. Esta medida é utilizada para cálculo da métrica Dívida Líquida sobre EBITDA ajustado,

estabelecida no Plano Estratégico 2020-2024, auxiliando avaliação da alavancagem e liquidez da companhia.

O EBITDA e EBITDA Ajustado não estão previstos nas normas internacionais de contabilidade – IFRS, e não devem servir como base

de comparação com os divulgados por outras empresas, assim como não devem ser considerados como substitutos a qualquer outra

medida calculada de acordo com o IFRS. Estas medidas devem ser consideradas em conjunto com outras medidas e indicadores para

um melhor entendimento sobre o desempenho e condições financeiras da companhia.

Tabela 20 - Reconciliação do EBITDA

Ajustado Variação (%)

R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018 4T19 /

3T19

4T19 /

4T18

2019 /

2018

Lucro líquido (prejuízo) das operações

continuadas 8.538 (509) 1.374 30.842 23.505 1.777,4 521,4 31,2

Resultado Financeiro Líquido 6.590 10.874 7.157 34.459 23.498 (39,4) (7,9) 46,6

Imposto de renda e contribuição social (993) 3.938 2.659 16.400 15.462 (125,2) (137,3) 6,1

Depreciação, depleção e amortização 14.945 14.985 10.824 58.502 43.229 (0,3) 38,1 35,3

EBITDA 29.080 29.288 22.014 140.203 105.694 (0,7) 32,1 32,6

Resultado de participações em

investimentos 864 (446) (123) (547) (1.920) 293,7 802,4 71,5

Reversão/Perda no Impairment 9.139 2.410 6.307 11.630 7.689 279,2 44,9 51,3

Realização de ajustes acumulados de

conversão - CTA − − − 127 − - - -

Resultado com Alienações e Baixas de Ativos (2.554) 645 774 (23.798) (1.073) (496,0) (430,0) (2.117,9)

Efeito de variação cambial sobre

contingências relevantes − 561 (316) 476 1.646 (100,0) (100,0) (71,1)

EBITDA ajustado das operações

continuadas 36.529 32.458 28.656 128.091 112.036 12,5 27,5 14,3

EBITDA Ajustado das operações

descontinuadas − 124 505 1.158 2.816 (100,0) (100,0) (58,9)

EBITDA Ajustado total 36.529 32.582 29.161 129.249 114.852 12,1 25,3 12,5

Margem do EBITDA ajustado (%) 45 42 35 42 36 7,1 30,0 16,7

32

DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS

Tabela 22 - Demonstração do Resultado – Consolidado R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018

Receita de vendas 81.771 77.051 82.781 302.245 310.255

Custo dos produtos e serviços vendidos (44.715) (47.045) (52.782) (180.140) (191.568)

Lucro bruto 37.056 30.006 29.999 122.105 118.687

Vendas (5.709) (4.968) (1.404) (17.746) (13.938)

Gerais e administrativas (2.035) (2.012) (2.167) (8.368) (8.146)

Custos exploratórios para extração de petróleo e gás (1.873) (276) (466) (3.197) (1.904)

Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (599) (578) (633) (2.268) (2.345)

Tributárias (1.312) (560) (1.102) (2.484) (2.475)

Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos - Impairment (9.139) (2.410) (6.307) (11.630) (7.689)

Outras receitas (despesas), líquidas (1.390) (5.345) (6.853) 4.742 (21.645)

(22.057) (16.149) (18.932) (40.951) (58.142)

Lucro antes do resultado financeiro, participações e impostos 14.999 13.857 11.067 81.154 60.545

Receitas financeiras 1.655 1.344 1.795 5.271 8.713

Despesas financeiras (5.320) (9.623) (4.844) (27.878) (20.479)

Var. monetárias e cambiais, líquidas (2.925) (2.595) (4.108) (11.852) (11.732)

Resultado financeiro líquido (6.590) (10.874) (7.157) (34.459) (23.498)

Resultado de participações em investimentos (864) 446 123 547 1.920

Lucro (Prejuízo) antes dos impostos 7.545 3.429 4.033 47.242 38.967

Imposto de renda e contribuição social 993 (3.938) (2.659) (16.400) (15.462)

Lucro líquido (prejuízo) das operações continuadas 8.538 (509) 1.374 30.842 23.505

Lucro líquido (prejuízo) das operações descontinuadas − 9.349 1.604 10.128 3.193

Lucro líquido (Prejuízo) 8.538 8.840 2.978 40.970 26.698

Atribuível aos:

Acionistas Petrobras 8.153 9.087 2.102 40.137 25.779

Resultado proveniente de operaçãoes continuadas 8.153 (223) 959 30.272 23.504

Resultado proveniente de operaçãoes descontinuadas − 9.310 1.143 9.865 2.275

Acionistas não controladores 385 (247) 876 833 919

Resultado proveniente de operaçãoes continuadas 385 (286) 414 570 1

Resultado proveniente de operaçãoes descontinuadas − 39 462 263 918

8.538 8.840 2.978 40.970 26.698

33

Tabela 23 - Balanço Patrimonial – Consolidado ATIVO - R$ milhões 31.12.2019 31.12.2018

Circulante 112.101 143.606

Caixa e equivalentes de caixa 29.714 53.854

Títulos e valores mobiliários 3.580 4.198

Contas a receber, líquidas 15.164 22.264

Estoques 33.009 34.822

Impostos e contribuições 14.287 7.883

Ativos classificados como mantidos para venda 10.333 7.540

Depósitos vinculados a class action − 7.287

Outros ativos circulantes 6.014 5.758

Não Circulante 813.910 716.867

Realizável a L. Prazo 71.306 85.478

Contas a receber, líquidas 10.345 21.281

Títulos e valores mobiliários 232 205

Depósitos judiciais 33.198 26.003

Imposto de renda e contribuição social diferidos 5.593 10.384

Impostos e contribuições 15.877 16.959

Adiantamento a fornecedores 1.313 2.575

Outros ativos realizáveis a longo prazo 4.748 8.071

Investimentos 22.166 10.690

Imobilizado 641.949 609.829

Intangível 78.489 10.870

Total do Ativo 926.011 860.473

PASSIVO - R$ milhões 31.12.2019 31.12.2018

Circulante 116.147 97.068

Fornecedores 22.576 24.516

Financiamentos 18.013 14.207

Arrendamentos 23.126 89

Impostos e contribuições 14.914 14.595

Dividendos propostos 6.278 4.296

Salários, férias, encargos e participações 6.632 6.426

Planos de pensão e saúde 3.577 3.137

Provisão para processos judiciais e administrativos − 13.493

Passivos associados a ativos mantidos para venda 13.084 3.808

Acordo com autoridades norte-americanas − 3.034

Outras contas e despesas a pagar 7.947 9.467

Não Circulante 510.727 479.862

Financiamentos 236.969 311.954

Arrendamentos 73.053 626

Imposto de renda e contribuição social 2.031 2.139

Imposto de renda e contribuição social diferidos 7.095 2.536

Planos de pensão e saúde 103.213 85.012

Provisão para processos judiciais e administrativos 12.546 15.202

Provisão para desmantelamento de áreas 70.377 58.637

Outras contas e despesas a pagar 5.443 3.756

Patrimônio Líquido 299.137 283.543

Capital Social realizado 205.432 205.432

Reservas de lucros e outras 90.109 71.793

Participação dos acionistas não controladores 3.596 6.318

Total do passivo 926.011 860.473

34

Tabela 24 - Demonstração dos Fluxos de Caixa – Consolidado R$ milhões 4T19 3T19 4T18 2019 2018

Lucro líquido (prejuízo) do exercício 8.538 8.840 2.978 40.970 26.698

Ajustes para:

Resultado das operações descontinuadas − (9.349) (1.604) (10.128) (3.193)

Despesa atuarial de planos de pensão e saúde 2.052 2.053 1.833 8.219 7.331

Resultado de participações em investidas 864 (446) (122) (547) (1.920)

Depreciação, depleção e amortização 14.945 14.985 10.824 58.502 43.229

Perda no valor de recuperação de ativos - Impairment 9.139 2.410 6.307 11.630 7.689

Ajuste a valor de mercado dos estoques 36 64 1.463 68 1.595

Perdas de crédito esperadas 75 122 (3.069) 343 282

Baixa de poços secos 1.002 5 58 1.250 317

Resultado com alienações, baixas de ativos e resultado na

remensuração de participações societárias (2.552) 644 776 (23.670) (1.072)

Variações cambiais, monetárias e encargos financeiros não

realizados e outras 6.568 10.334 6.295 33.259 28.647

Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos (285) 4.696 774 11.036 1.297

Revisão e atualização financeira de desmantelamento de áreas 1.390 798 (1.787) 3.765 1

Redução (aumento) de ativos

Contas a receber (2.229) 6.825 3.935 8.578 (5.983)

Estoques (1.709) 2.979 2.054 (1.208) (7.599)

Depósitos Judiciais (2.007) (2.265) (1.823) (8.427) (7.405)

Depósitos vinculados a Class Action − 11.117 196 7.424 (7.238)

Outros ativos 2.682 186 (1.074) (655) 1.633

Aumento (redução) de passivos

Fornecedores (839) 229 (2.608) (3.821) 3.557

Impostos, taxas e contribuições (104) (3.051) (1.639) 870 8.147

Imposto de renda e contribuição social pagos (230) (6.608) (2.595) (9.198) (9.505)

Planos de pensão e de saúde (1.965) (3.613) (1.154) (7.489) (3.666)

Provisão para processos judiciais (369) (9.868) 4.531 (14.922) 6.221

Salários, férias, encargos e participações (680) 886 (392) 681 1.890

Provisão para desmantelamento de áreas (746) (297) (2.357) (2.028) (1.929)

Acordo com autoridades norte americanas − − (337) (2.892) (337)

Outros passivos (2.883) 882 2.542 (1.068) 3.831

Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais das

atividades continuadas 30.693 32.558 24.005 100.542 92.518

Atividades de operações descontinuadas − 266 2.103 1.224 3.328

Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais 30.693 32.824 26.108 101.766 95.846

Fluxo de caixa das atividades de investimentos

Aquisições de ativos imobilizados e intangíveis (exceto pelo

Excedente de Cessão Onerosa) (12.989) (7.057) (9.884) (34.010) (43.561)

Excedente de Cessão Onerosa (63.141) − − (63.141) −

Adições em investimentos 61 (49) (53) (29) (157)

Recebimentos pela venda de ativos (Desinvestimentos) 5.364 (3) 3.335 41.049 20.216

Revisão Cessão Onerosa 34.414 − − 34.414 −

Resgate (investimentos) em títulos e valores mobiliários 1.884 (2.915) 133 837 2.276

Dividendos recebidos 2.470 79 1.092 5.732 3.634

Recursos líquidos gerados (utilizados) pelas atividades de

investimentos das atividades continuadas (31.937) (9.945) (5.377) (15.148) (17.592)

Atividades de investimento de operações descontinuadas − 7.394 (180) 7.196 (196)

Recursos líquidos gerados (utilizados) pelas atividades de

investimentos (31.937) (2.551) (5.557) (7.952) (17.788)

Fluxo de caixa das atividades de financiamentos

Participação de acionistas não controladores 53 204 346 (99) 197

Financiamentos e operações de mútuo, líquidos:

Captações 11.257 17 7.611 29.156 37.057

Amortizações de principal - financiamentos (25.465) (36.228) (23.390) (107.090) (120.353)

Amortizações de juros - financiamentos (3.016) (5.633) (4.641) (17.623) (20.639)

35

Amortizações de arrendamentos (6.523) (5.494) − (20.660) −

Dividendos pagos a acionistas Petrobras (2.360) (1.184) (1.178) (7.488) (2.368)

Dividendos pagos a acionistas não controladores (201) (12) (42) (550) (376)

Recursos líquidos gerados (utilizados) pelas atividades de

financiamentos das atividades continuadas (26.255) (48.330) (21.294) (124.354) (106.482)

Atividades de financiamento de operações descontinuadas − (50) (366) (1.982) (558)

Recursos líquidos gerados (utilizados) pelas atividades de

financiamentos (26.255) (48.380) (21.660) (126.336) (107.040)

Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa 2.346 7.052 (1.840) 8.397 8.342

Aumento (redução) de caixa e equivalentes de caixa no período (25.153) (11.055) (2.949) (24.125) (20.640)

Caixa e equivalentes de caixa no início do período 54.882 65.937 56.803 53.854 74.494

Caixa e equivalentes de caixa no fim do período 29.729 54.882 53.854 29.729 53.854

36

INFORMAÇÕES CONTÁBEIS POR SEGMENTO DE NEGÓCIO

Tabela 25 - Demonstração Consolidada do Resultado por Segmento de Negócio – 2019

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO

Receita de vendas 199.429 266.613 45.252 4.802 (213.851) 302.245

Intersegmentos 195.245 36.561 13.002 895 (213.851) 31.852

Terceiros 4.184 230.052 32.250 3.907 − 270.393

Custo dos produtos e serviços vendidos (107.694) (242.990) (30.338) (4.588) 205.470 (180.140)

Lucro bruto 91.735 23.623 14.914 214 (8.381) 122.105

Despesas (16.700) (17.258) 9.926 (16.806) (113) (40.951)

Vendas (4) (8.568) (8.971) (121) (82) (17.746)

Gerais e administrativas (990) (1.329) (530) (5.519) − (8.368)

Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (3.197) − − − − (3.197)

Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (1.549) (43) (58) (618) − (2.268)

Tributárias (507) (606) (617) (754) − (2.484)

Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos -

Impairment (8.027) (2.802) (801) − − (11.630)

Outras receitas (despesas), líquidas (2.426) (3.910) 20.903 (9.794) (31) 4.742

Lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das

participações e impostos 75.035 6.365 24.840 (16.592) (8.494) 81.154

Resultado financeiro líquido − − − (34.459) − (34.459)

Resultado de participações em investimentos 330 (653) 407 463 − 547

Lucro (prejuízo) antes dos impostos 75.365 5.712 25.247 (50.588) (8.494) 47.242

Imposto de renda e contribuição social (25.511) (2.164) (8.446) 16.833 2.888 (16.400)

Lucro líquido (prejuízo) das operações continuadas 49.854 3.548 16.801 (33.755) (5.606) 30.842

Resultado com operações descontinuadas − − 12 10.116 − 10.128

Lucro líquido (prejuízo) das operações descontinuadas − − 12 10.116 − 10.128

Lucro líquido (prejuízo) 49.854 3.548 16.813 (23.639) (5.606) 40.970

Atribuível aos:

Acionistas da Petrobras 49.905 3.945 16.331 (24.438) (5.606) 40.137

Resultado proveniente de operações continuadas 49.905 3.945 16.331 (34.303) (5.606) 30.272

Resultado proveniente de operações descontinuadas − − − 9.865 − 9.865

Acionistas não controladores (51) (397) 482 799 − 833

Resultado proveniente de operações continuadas (51) (397) 470 548 − 570

Resultado proveniente de operações descontinuadas − − 12 251 − 263

49.854 3.548 16.813 (23.639) (5.606) 40.970

37

Tabela 26 - Demonstração Consolidada do Resultado por Segmento de Negócio – 2018

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO Receita de vendas 191.546 269.138 44.926 6.331 (201.686) 310.255

Intersegmentos 182.983 61.145 13.518 757 (201.686) 56.717 Terceiros 8.563 207.993 31.408 5.574 − 253.538 Custo dos produtos e serviços vendidos (105.599) (245.936) (33.324) (5.889) 199.180 (191.568)

Lucro bruto 85.947 23.202 11.602 442 (2.506) 118.687

Despesas (19.463) (12.677) (8.933) (16.932) (137) (58.142) Vendas (291) (6.496) (6.807) (245) (99) (13.938) Gerais e administrativas (934) (1.365) (551) (5.294) (2) (8.146)

Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (1.904) − − − − (1.904)

Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (1.622) (42) (75) (606) − (2.345)

Tributárias (411) (768) (244) (1.052) − (2.475) Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos -

Impairment (5.348) (1.687) (723) 69 − (7.689)

Outras receitas (despesas), líquidas (8.953) (2.319) (533) (9.804) (36) (21.645)

Lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das

participações e impostos 66.484 10.525 2.669 (16.490) (2.643) 60.545

Resultado financeiro líquido − − − (23.498) − (23.498) Resultado de participações em investimentos 297 1.299 355 (31) − 1.920

Lucro (prejuízo) antes dos impostos 66.781 11.824 3.024 (40.019) (2.643) 38.967

Imposto de renda e contribuição social (22.604) (3.578) (907) 10.729 898 (15.462) Lucro líquido (prejuízo) das operações continuadas 44.177 8.246 2.117 (29.290) (1.745) 23.505

Resultado com operações descontinuadas − − 54 3.139 − 3.193

Lucro líquido (prejuízo) das operações

descontinuadas

− − 54 3.139 − 3.193 Lucro líquido (prejuízo) 44.177 8.246 2.171 (26.151) (1.745) 26.698

Atribuível aos: Acionistas da Petrobras 44.196 8.405 1.709 (26.786) (1.745) 25.779

Resultado proveniente de operações continuadas 44.196 8.405 1.670 (29.022) (1.745) 23.504 Resultado proveniente de operações descontinuadas − − 39 2.236 − 2.275

Acionistas não controladores (19) (159) 462 635 − 919

Resultado proveniente de operações continuadas (19) (159) 446 (267) − 1 Resultado proveniente de operações descontinuadas − − 16 902 − 918

44.177 8.246 2.171 (26.151) (1.745) 26.698

38

Tabela 27 - Demonstração Consolidada do Resultado por Segmento de Negócio – 4T19

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO

Receita de vendas 57.076 72.464 11.314 1.225 (60.308) 81.771

Intersegmentos 55.756 1.518 2.754 280 (60.308) −

Terceiros 1.320 70.946 8.560 945 − 81.771

Custo dos produtos e serviços vendidos (28.305) (64.454) (7.307) (1.157) 56.508 (44.715)

Lucro bruto 28.771 8.010 4.007 68 (3.800) 37.056

Despesas (7.329) (6.431) (4.933) (3.341) (23) (22.057)

Vendas (2) (2.792) (2.870) (30) (15) (5.709)

Gerais e administrativas (67) (305) (116) (1.547) − (2.035)

Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (1.873) − − − − (1.873)

Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (397) (7) (19) (176) − (599)

Tributárias (322) (331) (489) (170) − (1.312)

Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos -

Impairment (6.785) (1.568) (786) − − (9.139)

Outras receitas (despesas), líquidas 2.117 (1.428) (653) (1.418) (8) (1.390)

Lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das

participações e impostos 21.442 1.579 (926) (3.273) (3.823) 14.999

Resultado financeiro líquido − − − (6.590) − (6.590)

Resultado de participações em investimentos (32) (919) 70 17 − (864)

Lucro (prejuízo) antes dos impostos 21.410 660 (856) (9.846) (3.823) 7.545

Imposto de renda e contribuição social (7.289) (537) 314 7.205 1.300 993

Lucro líquido (prejuízo) das operações continuadas 14.121 123 (542) (2.641) (2.523) 8.538

Resultado com operações descontinuadas − − − − − −

Lucro líquido (prejuízo) das operações

descontinuadas − − − − − −

Lucro líquido (prejuízo) 14.121 123 (542) (2.641) (2.523) 8.538

Atribuível aos: −

Acionistas da Petrobras 14.158 439 (642) (3.279) (2.523) 8.153

Resultado proveniente de operações continuadas 14.158 439 (642) (3.279) (2.523) 8.153

Resultado proveniente de operações descontinuadas − − − − − −

Acionistas não controladores (37) (316) 100 638 − 385

Resultado proveniente de operações continuadas (37) (316) 100 638 − 385

Resultado proveniente de operações descontinuadas − − − − − −

14.121 123 (542) (2.641) (2.523) 8.538

39

Tabela 28 - Demonstração Consolidada do Resultado por Segmento de Negócio – 3T19

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO

Receita de vendas 49.806 67.947 11.750 1.124 (53.576) 77.051

Intersegmentos 48.724 5.709 3.512 191 (53.576) 4.560

Terceiros 1.082 62.238 8.238 933 − 72.491

Custo dos produtos e serviços vendidos (26.978) (63.048) (8.077) (1.070) 52.128 (47.045)

Lucro bruto 22.828 4.899 3.673 54 (1.448) 30.006

Despesas (5.050) (3.854) (2.510) (4.723) (12) (16.149)

Vendas 2 (2.108) (2.850) (11) (1) (4.968)

Gerais e administrativas (332) (335) (126) (1.219) − (2.012)

Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (276) − − − − (276)

Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (393) (9) (12) (164) − (578)

Tributárias (76) (138) (35) (311) − (560)

Reversão/Perda no valor de recuperação de ativos -

Impairment (2.343) (53) (14) − − (2.410)

Outras receitas (despesas), líquidas (1.632) (1.211) 527 (3.018) (11) (5.345)

Lucro (prejuízo) antes do resultado financeiro, das

participações e impostos 17.778 1.045 1.163 (4.669) (1.460) 13.857

Resultado financeiro líquido − − − (10.874) − (10.874)

Resultado de participações em investimentos 82 (269) 168 465 − 446

Lucro (prejuízo) antes dos impostos 17.860 776 1.331 (15.078) (1.460) 3.429

Imposto de renda e contribuição social (6.045) (355) (395) 2.360 497 (3.938)

Lucro líquido (prejuízo) das operações continuadas 11.815 421 936 (12.718) (963) (509)

Resultado com operações descontinuadas − − (18) 9.367 − 9.349

Lucro líquido (prejuízo) das operações

descontinuadas − − (18) 9.367 − 9.349

Lucro líquido (prejuízo) 11.815 421 918 (3.351) (963) 8.840

Atribuível aos: −

Acionistas da Petrobras 11.820 479 783 (3.032) (963) 9.087

Resultado proveniente de operações continuadas 11.820 479 804 (12.363) (963) (223)

Resultado proveniente de operações descontinuadas − − (21) 9.331 − 9.310

Acionistas não controladores (5) (58) 135 (319) − (247)

Resultado proveniente de operações continuadas (5) (58) 132 (355) − (286)

Resultado proveniente de operações descontinuadas − − 3 36 − 39

11.815 421 918 (3.351) (963) 8.840

40

Tabela 29 - Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – 2019

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO

(Perdas)/Ganhos c/Processos Judiciais,

Administrativos e Arbitrais (480) (2.039) 318 (3.752) − (5.953)

Plano de Pensão e Saúde (Inativos) − − − (5.391) − (5.391)

Paradas não Programadas e Gastos Pré-

Operacionais (4.685) (53) (454) (16) − (5.208)

Provisão para Programa de Remuneração Variável (1.044) (508) (123) (875) − (2.550)

Resultado com Derivativos Commodities − − − (1.427) − (1.427)

Gastos (Reversões) com PIDV (282) (267) (13) (229) − (791)

Relações Institucionais e Projetos Culturais (1) (13) − (702) − (716)

Resultado Relacionado a Desmantelamento de Áreas (637) − − − − (637)

Despesas Operacionais c/Termelétricas − − (500) − − (500)

Participação nos Lucros ou Resultados (4) (137) (3) (28) − (172)

Plano de carreiras e remuneração (3) (1) − (3) − (7)

Acordo com Autoridades Americanas − − − − − −

Equalização de Gastos - AIP 17 − − (14) − 3

Ressarcimento de Gastos Referentes à Operação

Lava Jato 65 − − 809 − 874

Subvenções e Assistências Governamentais 20 15 127 766 − 928

Gastos/Ressarcimentos com Operações em Parcerias

de E&P 1.530 − − − − 1.530

Resultado com alienações, baixa de ativos e

resultado na remensuração de participações

societárias

2.911 (851) 21.017 721 − 23.798

Outras 167 (56) 534 849 (31) 961

(2.426) (3.910) 20.903 (9.794) (31) 4.742

41

Tabela 30 - Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – 2018

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO

(Perdas)/Ganhos c/Processos Judiciais,

Administrativos e Arbitrais (6.230) (343) (484) (1.373) − (8.430)

Plano de Pensão e Saúde (Inativos) − − − (5.089) − (5.089)

Paradas não Programadas e Gastos Pré-

Operacionais (4.179) (100) (458) (9) − (4.746)

Provisão para Programa de Remuneração Variável (538) (241) − (230) − (1.009)

Resultado com Derivativos Commodities − − − (1.396) − (1.396)

Gastos (Reversões) com PIDV 2 4 1 1 − 8

Relações Institucionais e Projetos Culturais (3) (8) − (645) − (656)

Resultado Relacionado a Desmantelamento de Áreas 2.365 − − − − 2.365

Despesas Operacionais c/Termelétricas − − (392) − − (392)

Participação nos Lucros ou Resultados (611) (398) (76) (497) − (1.582)

Plano de Carreiras e Remuneração (523) (179) (42) (412) − (1.156)

Acordo com Autoridades Americanas − − − (3.536) − (3.536)

Equalização de Gastos - AIP (1.064) − − − − (1.064)

Ressarcimento de Gastos Referentes à Operação

Lava Jato 38 − − 1.763 − 1.801

Subvenções e Assistências Governamentais 15 18 269 628 − 930

Gastos/Ressarcimentos com Operações em Parcerias

de E&P 1.227 − − − − 1.227

Resultado com alienações, baixa de ativos e

resultado na remensuração de participações

societárias

1.271 (345) (80) 227 − 1.073

Outras (723) (727) 729 764 (36) 7

(8.953) (2.319) (533) (9.804) (36) (21.645)

42

Tabela 31 - Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – 4T19

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO

(Perdas)/Ganhos c/Processos Judiciais,

Administrativos e Arbitrais (262) (330) (23) 486 − (129)

Plano de Pensão e Saúde (Inativos) − − − (1.348) − (1.348)

Paradas não Programadas e Gastos Pré-

Operacionais (1.230) (5) (86) (6) − (1.327)

Provisão para programa de remuneração variável (236) (115) (49) (218) − (618)

Resultado com Derivativos Commodities − − − (230) − (230)

Gastos (Reversões) com PIDV (49) (47) (2) (89) − (187)

Relações Institucionais e Projetos Culturais − (4) − (310) − (314)

Resultado Relacionado a Desmantelamento de Áreas (633) − − − − (633)

Despesas Operacionais c/Termelétricas − − (126) − − (126)

Participação nos Lucros ou Resultados − (15) (2) (11) − (28)

Plano de carreiras e remuneração − − − (1) − (1)

Acordo com Autoridades Americanas − − − − − −

Equalização de Gastos - AIP (79) − − (13) − (92)

Ressarcimento de Gastos Referentes à Operação

Lava Jato 37 − − 82 − 119

Subvenções e Assistências Governamentais 4 9 1 (301) − (287)

Gastos/Ressarcimentos com Operações em Parcerias

de E&P 628 − − − − 628

Resultado com alienações, baixa de ativos e

resultado na remensuração de participações

societárias

3.561 (893) (283) 169 − 2.554

Outras 376 (28) (83) 372 (8) 629

2.117 (1.428) (653) (1.418) (8) (1.390)

43

Tabela 32 - Demonstração do grupo de Outras Receitas (Despesas) – 3T19

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO

(Perdas)/Ganhos c/Processos Judiciais,

Administrativos e Arbitrais (364) (806) 286 (2.774) − (3.658)

Plano de Pensão e Saúde (Inativos) − − − (1.348) − (1.348)

Paradas não Programadas e Gastos Pré-

Operacionais (1.051) (4) (89) (7) − (1.151)

Provisão para programa de remuneração variável (485) (223) (45) (388) − (1.141)

Resultado com Derivativos Commodities − − − 252 − 252

Gastos (Reversões) com PIDV (100) (96) (5) (68) − (269)

Relações Institucionais e Projetos Culturais − (4) − (120) − (124)

Resultado Relacionado a Desmantelamento de Áreas (4) − − − − (4)

Despesas Operacionais c/Termelétricas − − (95) − − (95)

Participação nos Lucros ou Resultados − (43) 5 (7) − (45)

Plano de carreiras e remuneração (1) − − − − (1)

Acordo com Autoridades Americanas − − − − − −

Equalização de Gastos - AIP 130 − − − − 130

Ressarcimento de Gastos Referentes à Operação

Lava Jato (1) − − 447 − 446

Subvenções e Assistências Governamentais 4 2 2 986 − 994

Gastos/Ressarcimentos com Operações em Parcerias

de E&P 532 − − − − 532

Resultado com alienações, baixa de ativos e

resultado na remensuração de participações

societárias

(463) (71) (135) 24 − (645)

Outras 171 34 603 (15) (11) 782

(1.632) (1.211) 527 (3.018) (11) (5.345)

44

Tabela 33 - Ativo Consolidado por Segmento de Negócio – 31.12.2019

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO

Ativo 621.860 175.418 51.240 97.097 (19.604) 926.011

Circulante 23.114 49.467 7.789 51.186 (19.455) 112.101

Não circulante 598.746 125.951 43.451 45.911 (149) 813.910

Realizável a longo prazo 26.022 13.296 5.517 26.471 − 71.306

Investimentos 2.387 4.472 4.299 11.008 − 22.166

Imobilizado 493.746 107.659 32.975 7.718 (149) 641.949

Em operação 428.589 95.245 22.593 7.191 (149) 553.469

Em construção 65.157 12.414 10.382 527 − 88.480

Intangível 76.591 524 660 714 − 78.489

Tabela 34 - Ativo Consolidado por Segmento de Negócio – 31.12.2018

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO

Ativo 512.689 170.810 60.479 129.914 (13.419) 860.473

Circulante 20.630 46.360 7.853 82.939 (14.176) 143.606

Não circulante 492.059 124.450 52.626 46.975 757 716.867

Realizável a longo prazo 31.443 12.731 5.908 34.486 910 85.478

Investimentos 2.520 5.046 2.932 192 − 10.690

Imobilizado 450.073 105.998 42.845 11.066 (153) 609.829

Em operação 361.027 94.337 33.003 9.530 (153) 497.744

Em construção 89.046 11.661 9.842 1.536 − 112.085

Intangível 8.023 675 941 1.231 − 10.870

45

Tabela 35 - Reconciliação do EBITDA Ajustado por Segmento de Negócio – 2019

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLIDA

DO

Lucro líquido (prejuízo) das operações

continuadas 49.854 3.548 16.801 (33.755) (5.606) 30.842

Resultado financeiro líquido − − − 34.459 − 34.459

Imposto de renda/Contribuição social 25.511 2.164 8.446 (16.833) (2.888) 16.400

Depreciação, depleção e amortização 45.299 9.691 2.573 939 − 58.502

EBITDA 120.664 15.403 27.820 (15.190) (8.494) 140.203

Resultado de participações em

investimentos (330) 653 (407) (463) − (547)

Reversão/Perda no valor de recuperação de

ativos - Impairment 8.027 2.802 801 − − 11.630

Realização de ajustes acumulados de

conversão - CTA − − − 127 − 127

Efeito de variação cambial sobre

contingências relevantes em moeda

estrangeira

− − − 476 − 476

Resultado com alienações, baixa de ativos e

resultado na remensuração de participações

societárias

(2.911) 851 (21.017) (721) − (23.798)

EBITDA ajustado das Operações

Continuadas 125.450 19.709 7.197 (15.771) (8.494) 128.091

EBITDA ajustado das Operações

Descontinuadas − − 56 1.102 − 1.158

EBITDA ajustado* 125.450 19.709 7.253 (14.669) (8.494) 129.249

Tabela 36 - Reconciliação do EBITDA Ajustado por Segmento de Negócio – 2018

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLIDA

DO

Lucro líquido (prejuízo) das operações

continuadas 44.177 8.246 2.117 (29.290) (1.745) 23.505

Resultado financeiro líquido − − − 23.498 − 23.498

Imposto de renda/Contribuição social 22.604 3.578 907 (10.729) (898) 15.462

Depreciação, depleção e amortização 32.645 7.774 2.276 534 − 43.229

EBITDA 99.426 19.598 5.300 (15.987) (2.643) 105.694

Resultado de participações em

investimentos (297) (1.299) (355) 31 − (1.920)

Reversão/Perda no valor de recuperação de

ativos - Impairment 5.348 1.687 723 (69) − 7.689

Realização de ajustes acumulados de

conversão - CTA − − − − − −

Efeito de variação cambial sobre

contingências relevantes em moeda

estrangeira

− − − 1.646 − 1.646

Resultado com alienações, baixa de ativos e

resultado na remensuração de participações

societárias

(1.271) 345 80 (227) − (1.073)

EBITDA ajustado das Operações

Continuadas 103.206 20.331 5.748 (14.606) (2.643) 112.036

EBITDA ajustado das Operações

Descontinuadas − − 82 2.734 − 2.816

EBITDA ajustado 103.206 20.331 5.830 (11.872) (2.643) 114.852

46

Tabela 37 - Reconciliação do EBITDA Ajustado por Segmento de Negócio – 4T19

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO

Lucro líquido (prejuízo) das operações

continuadas 14.121 123 (542) (2.641) (2.523) 8.538

Resultado financeiro líquido − − − 6.590 − 6.590

Imposto de renda/Contribuição social 7.289 537 (314) (7.205) (1.300) (993)

Depreciação, depleção e amortização 11.644 2.432 624 245 − 14.945

EBITDA 33.054 3.092 (232) (3.011) (3.823) 29.080

Resultado de participações em

investimentos 32 919 (70) (17) − 864

Reversão/Perdas no valor de recuperação de

ativos - Impairment 6.785 1.568 786 − − 9.139

Realização de ajustes acumulados de

conversão - CTA − − − − − −

Efeito de variação cambial sobre

contingências relevantes em moeda

estrangeira

− − − − − −

Resultado com alienações, baixa de ativos e

resultado na remensuração de participações

societárias

(3.561) 893 283 (169) − (2.554)

EBITDA ajustado das Operações

Continuadas 36.310 6.472 767 (3.197) (3.823) 36.529

EBITDA ajustado das Operações

Descontinuadas − − − − − −

EBITDA ajustado 36.310 6.472 767 (3.197) (3.823) 36.529

Tabela 38 - Reconciliação do EBITDA Ajustado por Segmento de Negócio – 3T19

R$ milhões E&P REFINO GÁS &

ENERGIA CORP. ELIMIN.

CONSOLI-

DADO

Lucro líquido (prejuízo) das operações

continuadas 11.815 421 936 (12.718) (963) (509)

Resultado financeiro líquido − − − 10.874 − 10.874

Imposto de renda/Contribuição social 6.045 355 395 (2.360) (497) 3.938

Depreciação, depleção e amortização 11.558 2.556 636 235 − 14.985

EBITDA 29.418 3.332 1.967 (3.969) (1.460) 29.288

Resultado de participações em

investimentos (82) 269 (168) (465) − (446)

Reversão/Perdas no valor de recuperação de

ativos - Impairment 2.343 53 14 − − 2.410

Realização de ajustes acumulados de

conversão - CTA − − − − − −

Efeito de variação cambial sobre

contingências relevantes em moeda

estrangeira

− − − 561 − 561

Resultado com alienações, baixa de ativos e

resultado na remensuração de participações

societárias

463 71 135 (24) − 645

EBITDA ajustado das Operações

Continuadas 32.142 3.725 1.948 (3.897) (1.460) 32.458

EBITDA ajustado das Operações

Descontinuadas − − 26 98 − 124

EBITDA ajustado 32.142 3.725 1.974 (3.799) (1.460) 32.582

47

Glossário

ACL – Ambiente de Contratação Livre no sistema elétrico.

ACR - Ambiente de Contratação Regulada no sistema elétrico.

Alavancagem – Índice que mede a relação entre o Endividamento Líquido e a soma

do Endividamento Líquido e do Patrimônio Líquido. Esta métrica não está prevista

nas normas internacionais de contabilidade – IFRS e é possível que não seja

comparável com índices similares reportados por outras companhias.

CTA – Cumulative translation adjustment. O montante acumulado de variações

cambiais reconhecido no patrimônio líquido deve ser transferido para

demonstração do resultado no momento da alienação do investimento.

Disponibilidades ajustadas - Somatório de disponibilidades e investimentos em

títulos governamentais e aplicações financeiras no exterior em time deposits de

instituições financeiras de primeira linha com vencimentos superiores a 3 meses a

partir da data de aplicação, considerando a expectativa de realização desses

investimentos no curto prazo. A medida disponibilidades ajustadas não está

prevista nas normas internacionais de contabilidade, não devendo ser considerada

isoladamente ou em substituição ao caixa e equivalentes de caixa apurados em

IFRS. Além disso, não deve ser base de comparação com a de outras empresas,

contudo a Administração acredita que é uma informação suplementar para avaliar

a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem.

EBITDA Ajustado - Somatório do EBITDA, participações em investimentos,

impairment, ajustes acumulados de conversão – CTA, o resultado com alienação e

baixa de ativos e remensuração nas participações societárias. Esta métrica não está

prevista nas normas internacionais de contabilidade – IFRS e é possível que não

seja comparável com índices similares reportados por outras companhias, contudo

a Administração acredita que é uma informação suplementar para avaliar a

rentabilidade. O EBITDA Ajustado deve ser considerado em conjunto com outras

métricas para um melhor entendimento da performance da Companhia.

Efeito do custo médio no custo dos produtos vendidos - Em função do período de

permanência dos produtos nos estoques, de 60 dias em média, o comportamento

das cotações internacionais do petróleo e derivados, bem como do câmbio sobre as

importações e as participações governamentais e outros efeitos na formação do

custo, não influenciam integralmente o custo das vendas do período, vindo a

ocorrer por completo apenas no período subsequente.

Endividamento líquido – Endividamento bruto subtraído das disponibilidades

ajustadas. Esta métrica não está prevista nas normas internacionais de

contabilidade – IFRS e não deve ser considerada isoladamente ou em substituição

ao endividamento total de longo prazo, calculado de acordo com IFRS. O cálculo do

endividamento líquido não deve ser base de comparação com o de outras

empresas, contudo a Administração acredita que é uma informação suplementar

que ajuda os investidores a avaliar a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem.

Entidades Estruturadas Consolidadas - Entidades que foram designadas de modo

que direitos de voto ou similares não sejam o fator determinante para a decisão de

quem controla a entidade. A Petrobras não tem participação acionária em certas

entidades estruturadas que são consolidadas nas demonstrações contábeis da

Companhia, porém o controle é determinado pelo poder que tem sobre suas

atividades operacionais relevantes. Como não há participação acionária, o

resultado oriundo de certas entidades estruturadas consolidadas é atribuível aos

acionistas não controladores na demonstração de resultado, sendo

desconsiderado do resultado atribuível aos acionistas da Petrobras.

Fluxo de caixa livre – Recursos gerados pelas atividades operacionais subtraídos

dos investimentos em áreas de negócio. A medida fluxo de caixa livre não está

prevista nas normas internacionais de contabilidade, não devendo ser considerada

isoladamente ou em substituição ao caixa e equivalentes de caixa apurados em

IFRS. Além disso, não deve ser base de comparação com o de outras empresas,

contudo a Administração acredita que é uma informação suplementar para avaliar

a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem.

FCO - recursos gerados pelas atividades operacionais (Fluxo de caixa operacional)

Investimentos total – Investimentos baseados nas premissas de custo e

metodologia financeira adotada no Plano de Negócios e Gestão, que incluem a

aquisição de ativos imobilizados e intangíveis, investimentos societários e outros

itens que não necessariamente se qualificam como fluxo de caixa usado em

atividades de investimento, principalmente despesas com geologia e geofísica,

pesquisa e desenvolvimento, gastos pré-operacionais, aquisição de imobilizado a

prazo e custos de empréstimos diretamente atribuíveis a obras em andamento.

JCP – Juros sobre Capital Próprio.

Lifting Cost - Indicador de custo de extração de petróleo e gás natural, que

considera os gastos realizados no período.

LTM EBITDA Ajustado - Somatório dos últimos 12 meses (Last Twelve Months) do

EBITDA Ajustado. Esta métrica não está prevista nas normas internacionais de

contabilidade – IFRS e é possível que não seja comparável com índices similares

reportados por outras companhias, contudo a Administração acredita que é uma

informação suplementar para avaliar a liquidez e auxilia a gestão da alavancagem.

O EBITDA Ajustado deve ser considerado em conjunto com outras métricas para

um melhor entendimento da liquidez da Companhia.

Lucro Líquido(Prejuízo) por Ação - Lucro líquido por ação calculado com base na

média ponderada da quantidade de ações.

Margem do EBITDA Ajustado - EBITDA Ajustado dividido pela receita de vendas.

Passivo total líquido – Passivo total subtraído das disponibilidades ajustadas.

PCE – Perdas de créditos esperadas.

PLD (Preços de liquidação das diferenças) - Preços de energia elétrica no mercado

spot calculados semanalmente e ponderados por patamar de carga livre (leve,

médio e pesado), número de horas e capacidade do mercado em questão.

Preço de Venda do Petróleo no Brasil - Média dos preços internos de transferência

do segmento de E&P para o segmento de Refino.

Refino - contempla as atividades de refino, logística, transporte, aquisição e

exportação de petróleo bruto, assim como a compra e venda de produtos derivados

do petróleo e etanol, no Brasil e no exterior. Adicionalmente, este segmento inclui

a área de petroquímica, que compreende investimentos em sociedades do setor

petroquímico, a exploração e processamento de xisto.

Resultado por Segmentos de Negócio – As informações por segmento de negócio

da companhia são elaboradas com base em informações financeiras disponíveis e

que são atribuíveis diretamente ao segmento ou que podem ser alocadas em bases

razoáveis, sendo apresentadas por atividades de negócio utilizadas pela Diretoria

Executiva para tomada de decisões de alocação de recursos e avaliação de

desempenho. Na apuração dos resultados segmentados são consideradas as

transações realizadas com terceiros, incluindo empreendimentos controlados em

conjunto e coligadas, e as transferências entre os segmentos de negócio. As

transações entre segmentos de negócio são valoradas por preços internos de

transferência apurados com base em metodologias que levam em consideração

parâmetros de mercado, sendo essas transações eliminadas, fora dos segmentos

de negócios, para fins de conciliação das informações segmentadas com as

demonstrações financeiras consolidadas da companhia. Em decorrência dos

desinvestimentos ocorridos em 2019, da estratégia de reposicionamento do seu

portfólio previsto no Plano Estratégico 2020-2024, aprovado em 27 de novembro

de 2019, bem como a materialidade dos negócios remanescentes, a companhia

reavaliou a apresentação dos negócios de Distribuição e de Biocombustíveis, que

passaram a ser incluídos no Corporativo e outros negócios.