A Petrobras apresentou prejuízo de R$ 1,2 bilhão no 1T16

De acordo com a Companhia, em função, principalmente, de maiores despesas de juros e variações monetárias e cambiais negativas, redução de 7% da produção de petróleo e gás natural (Brasil e exterior), queda de 8% na venda de derivados no mercado doméstico, aumento dos custos com depreciação, e maiores gastos com ociosidade de equipamentos,principalmente de sondas.

Os principais destaques do resultado foi o Ebitda ajustado de R$ 21,1 bilhões no primeiro trimestre de 2016, ante um resultado de R$ 21,5 bilhões no primeiro trimestre de 2015. A margem Ebitda foi de 30% no primeiro trimestre de 2016.

Quarto trimestre consecutivo de fluxo de caixa livre positivo (R$ 2,4 bilhões), em função das maiores margens de diesel e gasolina no mercado interno, menores gastos com participações governamentais e importações, bem como redução dos investimentos.

Números apresentados pela diretoria da Petrobras durante coletiva de imprensa no dia 12 de maio (quinta-feira), na sede da companhia e por teleconferência.

O índice dívida líquida sobre Ebitda ajustado —últimos 12 meses — reduziu de 5,31 em 31 de dezembro de 2015 para 5,03 em 31 de março de 2016. A alavancagem recuou de 60%, no final de 2015, para 58% no primeiro trimestre de 2016. O endividamento bruto reduziu R$ 42,8 bilhões —de R$ 492,8 bilhões, no 4T15, para R$ 450,0 bilhões, no 1T16—. O endividamento líquido em dólares aumentou 3% em comparação com o 4T15. Os investimentos do trimestre totalizaram R$ 15,6 bilhões, 13% inferiores ao 1T15. Em dólares, os investimentos atingiram US$ 4,0 bilhões, uma redução de 36%. O segmento de Exploração e Produção concentrou 88% dos recursos.

Principais Destaques Operacionais — A produção total de petróleo e gás natural da Petrobras atingiu 2.616 mil barris de óleo equivalente por dia (boed), uma redução de 7% em comparação com o 1T15. Na camada pré-sal, a produção de petróleo operada pela Petrobras atingiu 859 mil barris por dia (bpd), um aumento de 29% em relação ao 1T15, e a produção de petróleo e gás natural se mantém acima da marca de 1 milhão de barris de óleo equivalente por dia (boed) desde julho de 2015.

A produção de derivados no Brasil ficou estável, totalizando 1.958 mil bpd, enquanto as vendas no mercado doméstico atingiram 2.056 mil bpd, uma queda de 8% em comparação com o 1T15.

As exportações de petróleo e derivados subiram 14% e o preço médio do Brent caiu 37%, em relação ao primeiro trimestre de 2015. Redução de 21% no custo de extração em dólares no Brasil, em comparação com o primeiro trimestre de 2015.

Análise do Resultado (1T16 x 1T15) — O lucro bruto registrado no 1T16 caiu 6% em relação ao 1T15, atingindo R$ 21,0 bilhões. Houve redução na receita de vendas, em função da queda de 8% na demanda de derivados no mercado doméstico, parcialmente compensada pelas maiores margens de diesel e gasolina, e pelo maior volume de exportações de petróleo e derivados (14%). Também contribuíram para a menor receita de vendas a queda dos preços das exportações de petróleo e derivados, o menor volume vendido de gás natural, a redução da geração de energia, devido à queda na demanda do setor termelétrico, além do recuo nos preços de energia elétrica.

Foram registrados menores custos com importações e participações governamentais e aumento da participação de petróleo nacional na carga processada (apesar da queda de 8% na produção de petróleo e LGN no Brasil). Porém, houve aumento da depreciação devido à redução das estimativas de reservas (em função da queda dos preços de petróleo), parcialmente compensado pelo menor saldo de ativos em função das perdas por impairment em 2015.

O lucro operacional atingiu R$ 8,1 bilhões, uma redução de 37% em comparação com o 1T15. Esse resultado reflete a redução do lucro bruto, os maiores gastos com ociosidade de equipamentos, principalmente sondas, e impairment nos campos de Bijupirá e Salema. Houve maior despesa com planos de pensão e saúde devido ao aumento da taxa de juros nominais aplicados sobre o maior saldo de obrigação atuarial líquida. Adicionalmente, o 1T15 foi beneficiado pela reversão de perdas com recebíveis do setor elétrico.

O resultado financeiro foi negativo em R$ 8,7 bilhões, registrando uma despesa líquida adicional de R$ 3,1 bilhões em relação ao 1T15. Contribuíram para este resultado o maior efeito de variação cambial, a maior reclassificação do hedge accounting para o resultado e o acréscimo nas despesas com juros, refletindo o maior endividamento e o efeito da depreciação do real frente ao dólar.

—A Companhia apresentou prejuízo de R$ 1,2 bilhão no 1T16, em função, principalmente, das maiores despesas de juros e variações monetárias e cambiais negativas, redução da produção de petróleo e gás natural, queda das vendas de derivados no mercado doméstico, aumento dos custos com depreciação e maiores gastos com ociosidade de equipamentos. O Ebitda ajustado somou R$ 21,1 bilhões, ante um resultado de R$ 21,5 bilhões no 1T15. A margem Ebitda foi de 30% no 1T16. Pelo quarto trimestre consecutivo, a Companhia apresentou fluxo de caixa livre positivo, totalizando R$ 2,4 bilhões, em função das maiores margens de diesel e gasolina no mercado interno, menores gastos com participações governamentais e importações, bem como redução dos investimentos. Esse resultado representa um importante esforço para o objetivo de desalavancagem da Companhia—destaca a direção.

Produção de petróleo e gás natural — A produção total da Petrobras, no Brasil e no exterior, atingiu no 1T16 a média diária de 2.616 mil boed, uma redução de 6% em relação ao 4T15 e de 7% comparado ao 1T15. A produção exclusiva de petróleo e LGN no Brasil foi de 1.980 mil bpd, o que representa uma queda de 6% em relação ao 4T15 e de 8% em comparação com o 1T15. Já a produção exclusiva de gás natural recuou 3% em relação aos trimestres 4T15 e 1T15.

A produção de petróleo, LGN e gás natural no Brasil do trimestre foi impactada pela realização de paradas para manutenção, principalmente, nas unidades P-58 (Parque das Baleias), P-35 (Marlim), FPSO Cidade de Vitória (Golfinho), FPSO Capixaba (Cachalote / Baleia Franca) e P-53 (Marlim Leste).

A produção internacional foi de 181 mil boed, 6% inferior à do 4T15 e 3% abaixo à do 1T15. Na camada pré-sal, a média de produção de petróleo operada pela Petrobras atingiu 859 mil bpd, um aumento de 29% em relação ao 1T15. A produção de petróleo e gás natural se mantém acima da marca de 1 milhão de boed desde julho de 2015.

Produção de derivados—A produção de derivados no país foi de 1.958 mil bpd, em linha com a produção do 4T15 e do 1T15. A carga processada diária reduziu 1% em relação ao 4T15, devido, principalmente, à parada programada na Refinaria de Paulínia (REPLAN). Esta redução foi parcialmente compensada pela retomada da operação na Refinaria Presidente Bernardes em Cubatão (RPBC), que, no 4T15, estava em atividade de parada programada.

Venda de derivados no mercado interno — Quando comparado ao 1T15, o volume de venda de derivados recuou 8%, totalizando 2.056 mil bpd. Os principais destaques foram: · Diesel (-12%): aumento das vendas por importadores e menor geração pelas termelétricas a diesel do Sistema Interligado Nacional(SIN). · Óleo combustível (-33%): menores entregas para demanda térmica em vários estados. · Nafta (-10%): menor demanda do setor petroquímico, principalmente Braskem.

Balança de petróleo e derivados — A balança comercial de petróleo e derivados da Petrobras apresentou déficit de 33 mil bpd, ante um superávit de 167 mil bpd registrado no 4T15 e um déficit de 225 mil bpd no 1T15. Considerando apenas petróleo, o saldo da balança comercial foi positivo em 108 mil bpd, um resultado inferior ao registrado no 4T15 (172 mil bpd) e superior ao do 1T15 (4 mil bpd). A balança comercial de derivados, por sua vez, registrou um déficit de 141 mil bpd, contra um déficit de 5 mil bpd no 4T15 e de 229 mil bpd no 1T15.

Preços dos produtos – O preço médio do petróleo Brent seguiu apresentando queda, saindo de US$ 43,69/bbl, no 4T15, para US$33,89/bbl, no 1T16. Na comparação com o 1T15, o Brent recuou 37%. Já o preço médio dos derivados no mercado interno, para as distribuidoras, recuou 3% em comparação com o 4T15, mas apresentou uma alta de 5% em relação ao 1T15.

Investimentos – Os investimentos no 1T16 somaram R$ 15,6 bilhões, o que representa uma queda de 25% em comparação com o 4T15 e de 13% em relação ao 1T15. Em dólares, os investimentos atingiram US$ 4,0 bilhões. A redução reflete a adequação da carteira de investimentos, conforme estabelecida no Plano de Negócios e Gestão 2015-2019. O segmento de Exploração e Produção concentrou 88% dos recursos, focando em projetos de aumento da capacidade produtiva de petróleo e gás, especialmente no pré-sal.

Endividamento —O índice de Dívida Líquida/ Ebitda ajustado (últimos 12 meses) ficou em 5,03 vezes, ante 5,31 vezes no 4T15. Por sua vez, a alavancagem (Endividamento Líquido /(Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)) atingiu 58%, contra 60% no 4T15. As disponibilidades ajustadas totalizaram R$ 80,5 bilhões ao final do 1T16, uma redução de 20% em relação ao 4T15. O endividamento bruto da Companhia reduziu R$ 42,8 bilhões (de R$ 492,8 bilhões, ao final de 2015, para R$ 450,0 bilhões, no 1T16). O endividamento líquido caiu 6%, em decorrência da apreciação cambial de 8,9% sobre financiamentos. Em dólares, houve aumento de 3% no endividamento líquido, totalizando US$ 103,8 bilhões. O prazo médio da dívida ficou estável em 7,04 anos.