São Paulo, SP – A Petrobras divulgou na noite de ontem (3) o balanço do segundo trimestre de 2023, com lucro líquido aos acionistas de R$ 28,782 bilhões, queda de 47% na comparação com o mesmo período de 2022, e recuo de 24,6% em relação ao primeiro trimestre deste ano. Na comparação entre o segundo semestre de 2023 com o mesmo período de 2022, a queda do lucro líquido foi de 32,3%.
O lucro líquido recorrente foi de R$ 28,789 bilhões, queda de 35,9% em relação ao segundo trimestre de 2022. Na comparação com o primeiro trimestre de 2023, o recuo foi de 24,3%.
O ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) recorrente diminuiu 41,2%, para R$ 58,1 bilhões. Em termos ajustados – que excluem da conta participações em investimentos, reavaliações nos preços de ativos, resultados com desinvestimentos e realização dos resultados por venda de participação societária -, o ebitda recuou 42,3%, para R$ 56,6 bilhões. Na comparação com o primeiro trimestre, o ebitda ajustado recuou 21,8%, e o recorrente caiu 22,5%.
Segundo a companhia, a redução foi principalmente atribuída à desvalorização do Brent, queda de mais de 40% nos crack spreads internacionais do diesel, menores exportações de petróleo, aumento das importações de GNL e maiores despesas operacionais, com destaque para despesas com impairment (R$ 1,9 bilhão) e tributárias (R$ 600 milhões).
A receita líquida foi de R$ 113,8 bilhões, queda de 33,4% na comparação anual, e recuo de 18,1% em relação ao primeiro trimestre, em grande parte devido à desvalorização de 4% do Brent e a redução de mais de 40% nos crack spreads internacionais de diesel, além de menores receitas com exportações.
A receita com derivados no mercado interno caiu 13% em decorrência da redução média de 17% nos preços de derivados, acompanhando a queda de preços internacionais. Este efeito foi parcialmente compensado por maiores volumes, com destaque para a maior competitividade da gasolina frente às principais alternativas de suprimento dos nossos clientes.
Houve uma queda de 37% nas receitas de exportações em comparação ao primeiro trimestre, explicadas principalmente pela redução de 50% nas receitas de exportação de petróleo. Tal cenário se deveu, em grande medida, à diminuição do volume físico de exportações no segundo trimestre, ocasionado pelo aumento do processamento nas refinarias e à realização, no primeiro trimestre, de exportações de períodos anteriores.
Durante o segundo trimestre, os principais produtos comercializados continuaram sendo o diesel e a gasolina, os quais responderam por aproximadamente 74% da receita gerada com a venda de derivados.
O resultado financeiro foi negativo em R$ 300 milhões, ante um resultado negativo de R$ 3,2 bilhões no primeiro trimestre. A melhora no resultado pode ser explicada principalmente pelo maior ganho com a variação cambial do real frente ao dólar (+R$ 3,2 bilhões), que valorizou 5,1% no segundo trimestre (de R$ 5,08/US$ em 31/03/2023 para R$ 4,82/US$ em 30/06/2023) versus uma valorização de 2,6% no primeiro trimestre (de R$ 5,22/US$ em 31/12/2022 para R$ 5,08/US$ em 31/03/2023). Este efeito foi parcialmente compensado, basicamente, pela atualização monetária pela taxa Selic dos dividendos complementares do exercício de 2022 (-R$ 1,8 bilhão).
Os investimentos totalizaram US$ 3,2 bilhões, 31% acima do primeiro trimestre, devido principalmente aos grandes projetos do pré-sal e ao impacto do bônus de assinatura relativo aos campos de Sudoeste de Sagitário, Água Marinha e Norte de Brava.
No segmento de Exploração e Produção, os investimentos totalizaram US$ 2,6 bilhões, 27% acima do primeiro trimestre, devido ao desenvolvimento dos grandes projetos, em especial pelo avanço na construção e integração dos FPSOs em Búzios, além de maiores gastos exploratórios no pré-sal. Os investimentos no segundo trimestre concentraram-se principalmente no desenvolvimento da produção do polo pré-sal da Bacia de Santos (US$ 1,4 bilhão); no desenvolvimento da produção em águas profundas (US$ 400 milhões), e em investimentos exploratórios (US$ 200 milhões).
No segmento de Refino, Transporte e Comercialização, os investimentos totalizaram US$ 370 milhões, com destaque para avanço nas obras da SNOx (unidade de abatimento de emissões) da RNEST e maior número de docagens de navios da TRANSPETRO.
No segmento de G&E, os investimentos totalizaram US$ 40 milhões no segundo trimestre, com destaque para os investimentos na unidade de processamento de Gás Natural do Rota 3.
Adicionalmente, cabe destacar a entrada em operação dos FPSOs afretados Anna Nery de Marlim 2 e Almirante Barroso de Búzios 5, cujos valores de arrendamentos totalizaram US$ 5,2 bilhões. Assim como as unidades próprias, os FPSOs afretados são reconhecidos no ativo da Companhia e constituem esforço de investimento para ampliação da capacidade produtiva com novas unidades, mas não são considerados na rubrica de Capex.
A dívida bruta alcançou US$ 58,0 bilhões, um aumento de 8,7% em comparação primeiro trimestre, principalmente em função do aumento dos arrendamentos no período com a entrada em operação dos FPSOs afretados Anna Nery e Almirante Barroso, que acrescentaram US$ 5,2 bilhões no passivo de arrendamentos da companhia. Por outro lado, a dívida financeira caiu US$ 608 milhões, em comparação ao primeiro trimestre, atingindo US$ 29,2 bilhões.
O prazo médio da dívida passou de 12 para 12,1 anos e o seu custo médio variou de 6,5% a.a. para 6,6% a.a. no mesmo período. A relação dívida bruta/EBITDA ajustado alcançou 1,02x em comparação com 0,82x no primeiro trimestre. A dívida líquida atingiu US$ 42,2 bilhões, um aumento de 12,2% em relação ao primeiro trimestre, principalmente em função do aumento dos arrendamentos no período. Em comparação ao segundo trimestre do ano passado, a dívida líquida cresceu 22,5%.
O lifting cost, sem participação governamental e sem afretamento, foi de US$ 5,96/boe, um aumento de 8% em relação ao primeiro trimestre, decorrente dos maiores gastos com
integridade, principalmente de inspeções submarinas e intervenções em poços, e da apreciação do real frente ao dólar.
O lifting cost no pré-sal, manteve-se estável em relação ao primeiro trimestre. O efeito da valorização cambial foi compensado pela redução nos custos, principalmente em função da redução das atividades de intervenção em poços e pelo aumento da produção em Búzios, com a entrada do FPSO Almirante Barroso, e Itapu, devido ao ramp-up da P-71.
No pós-sal, o incremento no lifting cost é justificado pelo maior volume de atividades de intervenção em poços na Bacia de Campos e com atividades de inspeção e manutenção submarina. Além disso, a queda da produção e o efeito da valorização cambial contribuíram para esse movimento.
Nos ativos de terra e águas rasas, houve aumento de 7% no lifting cost, também em função do efeito da valorização cambial no segundo trimestre e da retomada de produção em campos terrestres da Bahia. Os menores gastos com participações governamentais em dólares são explicados pela menor cotação Brent no segundo trimestre.
PRODUÇÃO E VENDA
A companhia manteve uma boa performance operacional, com a produção média de óleo, LGN e gás natural alcançando 2.637 Mboed, 1,5% abaixo do primeiro trimestre.
A produção de óleo no pré-sal foi de 1.708 Mbpd, 0,4% superior ao 1T23, devido, principalmente, ao ramp-up de produção da P-71, no campo de Itapu, e ao início de produção do FPSO Almirante Barroso, no campo de Búzios, na Bacia de Santos.
A produção do pós-sal foi de 346 Mbpd, 9,7% inferior ao primeiro trimestre, principalmente em função do maior volume de perdas com paradas e manutenções, do desinvestimento em Albacora Leste e do declínio natural da produção, efeitos parcialmente compensados pelo início de produção do FPSO Anna Nery e pela entrada de 5 novos poços de projetos
complementares na Bacia de Campos (1 em Albacora, 1 em Roncador, 1 em Marlim Sul e 2 no Polo Jubarte).
A produção em terra e águas rasas, por sua vez, foi de 48 Mbpd, 8 Mbpd inferior ao trimestre anterior, também impactada pelo maior volume de perdas com paradas e manutenções, além de desinvestimentos dos Polos Norte Capixaba e Potiguar. A produção no exterior foi de 35 Mboed, referente aos campos da Bolívia, Argentina e Estados Unidos, em linha com o 1T23
As vendas de diesel foram 0,8% maiores no 2T23 em relação ao 1T23, com volume de produção equiparado ao volume de vendas. O aumento das vendas é explicado, principalmente, pela sazonalidade de consumo, usualmente mais fraca no primeiro trimestre de cada ano devido à redução da atividade econômica, o que foi parcialmente atenuado pelo aumento do teor de mistura obrigatória de biodiesel a partir de abril de 2023. No 2T23, houve aumento da produção de 9,7% em relação ao 1T23, resultado da maior disponibilidade da capacidade operacional das refinarias, possibilitando o atendimento da demanda com produção própria.
As vendas de gasolina no 2T23 registraram crescimento de 4,8% em relação ao 1T23 em razão, principalmente, da sua maior competitividade frente às principais alternativas de suprimento dos nossos clientes. As vendas no período foram as maiores registradas para um segundo trimestre nos últimos 6 anos, mesmo com o desinvestimento de algumas
refinarias.
Em relação ao segundo trimestre, as vendas cresceram 15,7%. Isso ocorreu, principalmente, por conta do ganho de participação da gasolina sobre o etanol hidratado no
abastecimento dos veículos flex, bem como do aumento do mercado ciclo Otto.
Por conta desses mesmos fatores, as vendas do 1S23 foram 9,3% superiores às do 1S22, sendo as maiores para um primeiro semestre nos últimos 6 anos. No 2T23, a produção de
gasolina teve aumento de 7,4% na comparação com o 1T23, acompanhando o desempenho de mercado e o maior aproveitamento da capacidade operacional das refinarias. Em junho a produção de gasolina foi de 421 mbpd, melhor resultado desde 2014.
As vendas de óleo combustível registraram queda de 3% em relação ao 1T23 devido, principalmente, à redução no segmento marítimo, com o encerramento da temporada de
cruzeiros em abril. No segmento industrial, por outro lado, houve aumento de vendas devido a maior competitividade frente às alternativas de suprimento dos clientes na região Norte. No comparativo com o 2T22, houve crescimento de 7,1%, das vendas, principalmente devido a maior competitividade da Petrobras frente à alternativa do cliente.
A produção de óleo combustível aumentou 20,1% no 2T23 em relação ao 1T23, com consequente elevação da exportação. A refinaria REPLAN obteve recorde de produção de
Bunker (196 mil ton) em junho.
DIVIDENDOS
A Petrobras informou na noite de ontem (3) que seu Conselho de Administração aprovou o pagamento de distribuição de remuneração aos acionistas no valor de R$ 1,149304 por ação ordinária e preferencial, como antecipação da remuneração aos acionistas relativa ao exercício de 2023, declarado com base no balanço de 30 de junho de 2023 (intercalares).
Segundo a companhia, a remuneração ao acionista 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.
“A aprovação do dividendo proposto é compatível com a sustentabilidade financeira da Companhia e está alinhada ao compromisso de geração de valor para a sociedade e para os acionistas, assim como às melhores práticas da indústria mundial de petróleo e gás
natural”, explicou a estatal.
Os dividendos serão pagos em duas parcelas iguais nos meses de novembro e dezembro, da seguinte forma: o valor a ser pago é de R$ 1,149304 por ação ordinária e preferencial, em duas parcelas, sendo, a primeira parcela, no valor de R$ 0,574652 por ação ordinária e preferencial, paga em 21 de novembro de 2023, e a segunda parcela, no valor de R$
0,574652 por ação ordinária e preferencial, paga em 15 de dezembro de 2023.
A data de corte será dia 21 de agosto de 2023 para os detentores de ações de emissão da Petrobras negociadas na B3 e o record date será dia 23 de agosto de 2023 para os detentores de ADRs negociadas na New York Stock Exchange (NYSE). As ações da Petrobras serão negociadas ex-direitos na B3 e na NYSE a partir de 22 de agosto de 2023.
A data de pagamento para os detentores de ações de emissão da Petrobras negociadas na B3 o pagamento da primeira parcela será realizado no dia 21 de novembro de 2023 e o da segunda parcela no dia 15 de dezembro de 2023. Os detentores de ADRs receberão os pagamentos a partir de 30 de novembro de 2023 e 22 de dezembro de 2023, respectivamente.
A primeira parcela de pagamento será realizada da seguinte forma: dividendos, de R$ 0,209176 por ação ordinária e preferencial; e juros sobre capital próprio de R$ 0,365476
por ação ordinária e preferencial. Já a segunda parcela será integralmente paga sob a forma de dividendos.
Por fim, a Petrobras salientou que esses proventos “serão abatidos da remuneração aos acionistas a ser aprovada na Assembleia Geral Ordinária de 2024 relativos ao exercício de 2023, sendo seus valores reajustados pela taxa Selic desde a data do pagamento de cada
parcela até o encerramento do exercício social corrente para fins de cálculo do abatimento”.
