São Paulo, SP – A Petrobras divulgou ontem (7) o balanço do quarto trimestre de 2023, com lucro líquido de R$ 31,043 bilhões, queda de 28,4% na comparação com o mesmo período do ano anterior. Em 2023, o lucro líquido foi de R$ 124,6 bilhões, recuo de
33,8% em relação a 2022. Segundo o relatório da companhia, o resultado foi impactado, principalmente, pelo aumento das margens de derivados e dos volumes de óleo. Por outro lado, as despesas operacionais aumentaram, principalmente devido a maiores gastos com impairment e abandono de áreas. Observamos também um resultado financeiro mais favorável, principalmente devido à valorização do real frente ao dólar. Além disso, o imposto de renda apurado foi menor.
O lucro líquido recorrente foi de R$ 40,9 bilhões, queda de 6,3% em relação ao último trimestre de 2022. Em 2023, o lucro líquido recorrente foi de R$ 136 bilhões, queda de 24,2% em relação a 2022.
O Ebitda (Lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização, na sigla em inglês) ajustado ficou em R$ 66,852 bilhões, queda de 8,5% em comparação ao mesmo periodo de 2022. Em 2023, o Ebitda ajustado foi de R$ 262 bilhões, queda de 23% em relação a 2022. Em relação ao terceiro trimestre de 2023, o Ebitda ajustado cresceu 1%, influenciado por maiores despesas com abandono, compensada por maior margem de derivados e maiores volumes de óleo no resultado.
A receita líquida foi de R$ 134,2 bilhões, queda de 15,3% na comparação com o mesmo período de 2022. Em 2023, a receita líquida foi de R$ 511 bilhões, queda de 20,2% em relação a 2022.
Segundo a companhia, a queda da receita e reflexo, principalmente, devido à queda de 18% do preço do Brent e dos crack spreads de derivados, especialmente do diesel. Apesar desses desafios, a estatal ressaltou que tais impactos negativos foram parcialmente mitigados pelo aumento do volume de petróleo comercializado ao longo do período, com destaque para o crescimento nas exportações.
Durante 2023, os principais produtos comercializados continuaram sendo o diesel e a gasolina, equivalentes a aproximadamente 74% da receita com a venda de derivados no mercado interno. No 4T23, apesar dos menores volumes de vendas no mercado interno, impactados pela sazonalidade do diesel, cuja demanda é usualmente mais elevada no terceiro trimestre, houve crescimento nas receitas em comparação com o 3T23, o que pode ser explicado pelos maiores preços médios de derivados praticados durante o último trimestre de 2023.
Em 2023, o custo dos produtos vendidos apresentou queda em relação a 2022, refletindo principalmente a redução nos custos de importação de petróleo, gás natural e derivados,
decorrente tanto da diminuição nos preços quanto dos volumes importados. Além disso, as
participações governamentais também diminuíram devido à desvalorização do Brent e dos preços do gás natural. Contribuíram para essa redução também os menores volumes
vendidos no mercado interno, os menores custos das operações no exterior e os menores volumes de vendas de energia elétrica.
A margem Ebitda foi de 55%, alta de 4,2 pontos percentuais (p.p) em comparação ao último trimestre de 2022. Em 2023, a margem Ebitda foi de 46,1%, queda de 2,4 p.p.
A dívida líquida em 31 de dezembro de 2023 era de US$ 44,698 bilhões, alta 7,7% em relação a 2022, principalmente em função do aumento dos arrendamentos no período. O prazo médio da dívida passou de 12,07 anos em 31/12/2022 para 11,38 anos em 31/12/2023 e o seu custo médio variou de 6,5% a.a. para 6,4% a.a. no mesmo período. Já o indicador de alavancagem financeira, medido pela dívida líquida/Ebitda ajustado, ficou em 0,85 vez em dezembro de 2023, alta de 0,22 p.p. em relação ao mesmo período de 2022.
Em 2023, os investimentos totalizaram US$ 12,7 bilhões, representando um aumento de 29% em relação a 2022, em decorrência, principalmente, de maiores gastos em grandes projetos do pré-sal, em especial nos novos sistemas de produção do campo de Búzios e na Revitalização do campo de Marlim, além de maiores investimentos em paradas
programadas do refino.
O Capex realizado de 2023 foi 21% abaixo do planejado para o ano no PE 2023-27, em linha com a revisão de guidance anunciada em novembro de 2023, com influência dos seguintes fatores: (a) postergação de atividades de poços por menor disponibilidade de sondas e materiais, (b) o replanejamento de marcos dos projetos de novas unidades de produção; e (c) postergação de poços exploratórios, por licenciamento ambiental.
PRODUÇÃO E VENDAS
A produção anual total de óleo e gás natural, de 2,782 MMboed, ficou 3,7% acima da produção registrada em 2022. Segundo a companhia, os resultados são reflexo, principalmente, em função da entrada em operação dos FPSOs Almirante Barroso, Anna Nery e Anita Garibaldi, bem como do atingimento do topo de produção da P-71 e do FPSO Guanabara. Outro fator que contribuiu para este resultado foi a entrada em produção de novos poços nas Bacias de Campos e Santos. A produção operada foi teve média de 3,87 MMboed, 6,2% acima do registrado em 2022.
No 4T23, a produção média de óleo, LGN e gás natural chegou a 2.935 Mboed, 2% acima do 3T23. A produção de óleo no pré-sal foi de 1.937 Mbpd, 3,5% superior ao 3T23, devido, principalmente, ao ramp-up do FPSO Almirante Barroso, no campo de Búzios, da P-71, no campo de Itapu, e do FPSO Anita Garibaldi, nos campos de Marlim e Voador, além da menor quantidade de paradas na comparação com o 3T23.
A produção do pós-sal foi de 388 Mbpd, 5,8% inferior ao 3T23, principalmente em função do maior volume de perdas com paradas e manutenções e do declínio natural de produção, fatores parcialmente compensados pelo ramp-up do FPSO Anna Nery e 2 novos poços de projetos complementares na Bacia de Campos, 1 deles no campo de Tartaruga Verde e outro no campo de Jubarte. A produção em terra e águas rasas foi de 36 Mbpd, 2 Mbpd superior ao trimestre anterior, em função do menor volume de perdas com paradas e manutenções. A produção no exterior foi de 34 Mboed, referente aos campos da Bolívia, Argentina e Estados Unidos, em linha com o 3T23
O volume de vendas de derivados no 4T23 reduziu 4,8% em relação ao 3T23, principalmente em função do diesel, do GLP e da gasolina. A redução de 6,6% nas vendas de diesel no 4T23 em relação ao 3T23 ocorreu devido à sazonalidade do consumo, usualmente mais elevado no terceiro trimestre do ano por conta do plantio da safra de grãos de verão e da atividade industrial. As vendas de GLP também apresentaram queda de 5,6% em função de fatores sazonais, como temperaturas mais elevadas e menor atividade industrial no 4T23. Houve ainda redução de 2,2% nas vendas de gasolina, em razão, principalmente, da perda de participação do derivado para o etanol hidratado no abastecimento dos veículos
flex.
No 4T23, a venda total de energia elétrica aumentou 100% em relação ao 3T23, devido à necessidade de maior despacho termelétrico para atendimento a ponta, isto é, geração térmica para atender pico de consumo de energia e compensar a queda de oferta da geração solar e eólica ao longo do dia. As Usinas Termelétricas da Petrobras contribuem para o aumento da participação de renováveis na matriz elétrica na medida em que fornecem segurança energética ao prover flexibilidade ao Sistema Integrado Nacional.
A entrega de gás nacional apresentou redução de 3 milhões de m/dia no 4T23 por conta de intervenções realizadas nas Rotas 1 e 2 nos meses de outubro e dezembro, sendo compensada pelo aumento da importação de gás boliviano e GNL. A venda de gás natural também aumentou no 4T23, refletindo os efeitos do maior fornecimento de gás natural ao
segmento termelétrico.
No 4T23 as exportações aumentaram 7,5% e as importações reduziram 10% em relação ao 3T23, com destaque para o petróleo, que teve elevação de produção entre os trimestres, e para a gasolina. Em 2023 as exportações aumentaram 13% em relação a 2022, em virtude das maiores exportações de petróleo e gasolina. No mesmo período as importações reduziram 18%, principalmente devido à menor importação de diesel, pelo aumento de produção e otimização operacional das refinarias.
DIVIDENDOS
A Petrobras informou que seu Conselho de Administração autorizou o encaminhamento à Assembleia Geral Ordinária (AGO), prevista para 25 de abril de 2024, da proposta de distribuição de dividendos equivalentes a R$ 14,2 bilhões. Caso haja aprovação da AGO, considerando os dividendos antecipados pela companhia ao longo do exercício, ajustados pela Selic, os dividendos totais do exercício de 2023 totalizarão R$ 72,4 bilhões.
Segundo o comunicado, a distribuição proposta está alinhada à Política de Remuneração aos Acionistas, que prevê que, em caso de endividamento bruto igual ou inferior ao nível máximo de endividamento definido no plano estratégico em vigor (atualmente US$ 65 bilhões), a Petrobras deverá distribuir aos seus acionistas 45% do fluxo de caixa livre. Os dividendos propostos já levam em consideração o valor de ações recompradas no quarto trimestre de 2023 de R$ 2,7 bilhões e a correção pela SELIC sobre as antecipações de dividendos e JCP relativos ao exercício social de 2023, no valor de R$ 1,1 bilhão, que foram descontados do total da remuneração aos acionistas, conforme o disposto na Política e no Estatuto Social, respectivamente.
