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Eduardo De Nardi,"Bom dia a todos e todas que estão presentes aqui nesse nosso webcast da Petrobras, com analistas e investidores sobre os nossos resultados do ano de 2024. É um prazer estar com vocês hoje. Esse evento vai ser apresentado em português, ele tem uma tradução simultânea para o inglês. Os links para os dois idiomas se encontram no site de relacionamento com investidores da Petrobras. Gostaríamos de informar que todos os participantes acompanharão a transmissão pela internet, como ouvintes. Depois da nossa introdução, teremos uma sessão de perguntas e respostas e vocês podem enviar perguntas para o e-mail petroinvest@petrobras.com.br. Estão presentes conosco hoje: Magda Chambriard, Presidente da Petrobras; Clarice Copetti, Diretora Executiva de Assuntos Corporativos; Cláudio Schlosser, Diretor Executivo de Logística, Comercialização e Mercados; Fernando Melgarejo, Diretor Executivo Financeiro de Relacionamento com Investidores; Mário Spinelli, Diretor Executivo de Governança e Conformidade; Mauricio Tolmasquim, Diretor Executivo de Transição Energética e Sustentabilidade; Renata Baruzzi, Diretora Executiva de Engenharia, Tecnologia e Inovação; Silvia dos Anjos, Diretora Executiva de Exploração e Produção e William França, Diretor Executivo de Processo Industriais e Produtos, e alguns demais executivos da Companhia. Para iniciar, eu passo a palavra à nossa Presidente, Magda Chambriard, para as suas considerações iniciais. Por favor, Magda, pode prosseguir."
Magda Chambriard,"Senhoras e senhores, muito boa tarde. É um prazer estar aqui com vocês hoje para falar um pouco sobre o nosso desempenho de 2024 e nos disponibilizarmos aqui para toda e qualquer questão que vocês tiverem em relação a esse desempenho. Como o Eduardo disse, estamos aqui com a diretoria executiva completa e alguns gerentes executivos afetos a essa discussão sobre o balanço. Agradeço a presença de todos vocês nessa live e, em especial, aos nossos investidores que nos assistem virtualmente. É um prazer estar aqui com vocês. Essa audiência conectada hoje é muito importante para nós e é sempre uma grande satisfação participar desses eventos, onde nós podemos compartilhar a nossa visão e esclarecer as dúvidas e dizer para vocês, olho no olho, a quantas anda a empresa e qual é a nossa visão sobre ela. Eu começo dizendo para vocês que 2024 foi um ano muito positivo para a Petrobras, e nós acreditamos que 2025 será ainda melhor. Em 2024, nós geramos mais de R$200 bilhões de caixa com as nossas operações e pagamos mais de R$102 bilhões em dividendos. Nós fizemos isso em um ambiente mais desafiador, com preços internacionais de Brent e crack de diesel mais baixos. E, mesmo assim, nós crescemos os investimentos em 31%, para US$16,6 bilhões e reduzimos a dívida financeira para o menor patamar desde 2008. Não é surpresa para vocês, porque já foi divulgado, nós reportamos um prejuízo de R$17 bilhões no nosso 4T. Vocês devem estar lendo isso nas manchetes dos jornais de hoje. Mas nós fazemos questão de dizer que é muito importante entender que esse prejuízo não tem nenhum efeito no caixa da Companhia. Ele aconteceu por conta de um item de natureza exclusivamente contábil, que é a variação cambial nas dívidas entre a Petrobras e as suas subsidiárias no exterior. Essa variação, da ordem de R$59 bilhões no ano de 2024, afeta o nosso resultado contábil, mas não gera nenhum desembolso para a nossa Empresa. Nosso caixa vai muito bem, investimos mais, reduzimos nossas dívidas e pagamos dividendos. Pagamos cerca de R$102 bilhões em dividendos. (inaudível) está forte e bastante saudável financeiramente. Em termos operacionais e de geração de receita, nós seguimos avançando. Há cerca de 10 dias, nós iniciamos a operação de uma plataforma de produção, o FPSO Almirante Tamandaré, no campo de Búzios. O campo de Búzios trouxe para nós mais um gigante com capacidade de produzir 225 mil barris de petróleo por dia. Há que ser dito que esse campo é o maior campo produtor de águas profundas do mundo. E que esse FPSO de 225 mil barris de petróleo por dia, é o primeiro de uma série de quatro gigantes que entrarão em produção e que contribuirão para esse campo produzir em torno de 2 milhões de barris por dia até 2030. Uma quantidade de produção e um potencial de produção invejável, que muito país do mundo, produtor de petróleo, não tem. Embora leve algum tempo para nós atingirmos a produção máxima desse campo, nós já conseguimos que Búzios alcançasse a marca de 800 mil barris por dia, graças ao início de produção dessa FPSO que nós antecipamos, que é a FPSO Almirante Tamandaré, como eu mencionei. Só para vocês terem uma ideia do que é isso, o campo mais produtivo da Petrobras, o campo de Tupi, produz hoje cerca de 850 mil barris por dia. O Campo de Búzios chega, então, encostando em Tupi com 800 mil barris por dia e muito rapidamente ele vai ultrapassar Tupi e chegar à marca de 1 milhão, e a seguir 1,5 milhão, e 2 milhões por volta de 2030. Um ativo classe mundial e, de novo, um ativo que é o maior campo de águas profundas do mundo. Uma excelente notícia, melhor ainda quando nós vemos poços entrando no campo com potencial de produção de 70 mil barris por dia de petróleo. Um único poço neste campo de Búzios, conectado a essa plataforma que nós antecipamos a produção, tem o potencial de produzir mais do que muito campo de petróleo mundo afora. Ou seja, 70 mil barris de petróleo por dia. Ainda no 2S desse ano nós devemos atingir 1 milhão de barris de petróleo por dia em Búzios. E como eu já disse, até 2030 nós esperamos que esse poço ultrapasse a produção de muitos países produtores de petróleo e que produza sozinho cerca de 2 milhões de barris por dia, tornando-se o maior campo de produção da Petrobras. Bom, nem preciso dizer para vocês que Búzios é um ativo fundamental para nós, e é por isso que eu quero aproveitar esse gancho para falar um pouco mais do nosso investimento em 2024. Esse investimento, que totalizou US$16,6 bilhões, um investimento ligeiramente maior do que o guidance, foi uma recuperação do gap físico e financeiro dos investimentos, que estava previsto para 2025 no nosso planejamento estratégico, e foi totalmente antecipado para 2024. Uma antecipação de uma plataforma dessa, de uma operação de uma plataforma em um campo de Búzios, só para vocês terem uma ideia do que isso significa, isso significa um aumento de valor presente líquido da plataforma, da ordem de US$2,2 bilhões em um triênio. Essa antecipação foi viabilizada, isso está resolvido e nós não veremos o mesmo nível de investimento CAPEX do 4T24 no 1T25, e é muito importante que isso seja esclarecido. Esse investimento foi uma antecipação de investimento e uma consequente antecipação de produção de óleo novo de alto potencial. Uma outra informação muito importante, esses investimentos que nós antecipamos de 2025 para 2024, foram em Búzios, e aí eu repito aqui, o maior campo, o campo mais produtivo de águas profundas do mundo. Ou seja, óleo novo, com alto potencial de produção, em um campo altamente rentável, com retorno econômico financeiro absolutamente inquestionável. Nós entendemos a frustração do mercado com o dividendo de curto prazo, mas nós queremos lembrar que antecipar investimentos em Búzios é tudo que qualquer investidor possa querer. Mais produção em um campo altamente produtivo é óleo no bolso, como diria um antigo chefe meu, mais rápido. Então o que nós estamos oferecendo para vocês, em última análise, é óleo no bolso mais rapidamente. Se fosse possível, nós anteciparíamos todo o CAPEX de Búzios para hoje, e vocês todos, investidores, iam ficar bastante satisfeitos porque nós começaríamos a produzir todos os FPSOs amanhã e muito provavelmente vocês poderiam contar com produções da ordem de 2 milhões de barris por dia em um único campo. Isso gera valor para a Petrobras e infelizmente essa antecipação não é possível. A que foi possível nós já fizemos e, se no futuro, alguma antecipação, tão ou mais lucrativa que essa, for possível, vocês podem contar com o empenho da Petrobras para fazer. Nós sempre vamos buscar antecipações que gerem valor para a Companhia. Quando antecipamos a entrada de um sistema de produção estamos antecipando, não tenham dúvida disso, geração de caixa com óleo novo. Ou seja, estamos viabilizando o sonho de consumo de qualquer investidor de uma petroleira. Nisso que nós estamos focados, nós estamos focados em antecipar investimentos, produção e gerar valor. Foi isso que nós fizemos de uma forma absolutamente intencional. Um outro exemplo de antecipação foi a entrada em produção do FPSO Maria Quitéria, prevista para o Parque das Baleias, no litoral do Espírito Santo, na Bacia de Campos. A previsão dessa plataforma era entrar em operação em 2025 e nós conseguimos antecipar para outubro de 2024. De novo, também com essa plataforma, nós estamos antecipando o caixa. É preciso que se diga que isso é fruto de um esforço muito grande das equipes da Petrobras e que isso só é possível graças a um grande entrosamento entre as diversas diretorias da Empresa. É preciso que se diga também que em 2024 nós cumprimos nossa meta de produção, estabelecendo novos recordes no pré-sal, que agora representam mais de 80% da produção total da Petrobras. Ativos classe mundial de alta produtividade e que representam, hoje, 80% da produção total da Empresa. Nós iniciamos a produção do FPSO Marechal Duque de Caxias, no campo de Mero, além do Maria Quitéria no campo de Jubarte. E com isso, nós ampliamos a nossa capacidade produtiva. Atingimos um pico de produção no FPSO Sepetiba, também no campo de Mero. Uma outra notícia extremamente positiva foi o aumento das nossas reservas provadas em 2024. Só para vocês terem uma ideia, ao longo de 2024 nós produzimos 900 milhões de barris de petróleo e nós repusemos 1,2 bilhão de barris de reservas. Ou seja, produzimos 900 milhões de barris e repusemos tudo isso com sobra, mostrando que reposição de reservas é uma prioridade para nós. Nós enfrentamos o desafio do crescimento da produção, temos uma produção que é de uma energia não renovável, portanto, uma produção para a qual se espera declínio, e o que nós viemos apresentando para vocês é crescimento de produção e crescimento de reservas. Repor reservas é absolutamente fundamental para que a Petrobras mantenha a sua relevância, no Brasil e no exterior, nas próximas décadas. Por isso, nós entendemos como absolutamente relevante, essencial e importante, a exploração responsável da Margem Equatorial brasileira, uma área que nós entendemos como de alto potencial e de outras novas fronteiras brasileiras, como a Bacia de Pelotas, no sul do Brasil. Nessa Bacia de Pelotas, nós estamos fazendo trabalhos exploratórios, adquirindo sísmica, interpretando sísmica, e nós esperamos que essa bacia, que já mostra similaridades geológicas com a Bacia da Namíbia, possa trazer para nós, também, um futuro proveitoso em termos de produção de petróleo (inaudível). Nossos recordes e nossos feitos não se deram só na exploração e produção e só na engenharia, no refino, nós também registramos recordes importantes. Nossas produções de gasolina e diesel S10 merecem destaque. Só lembrando aos senhores que o diesel S10 é o nosso produto mais rentável e nós registramos recordes de produção de diesel S10, assim como de gasolina. Nossas refinarias operaram com o maior fator de utilização dos últimos dez anos, e nós alcançamos 70% da participação do óleo do pré-sal na carga total processada. Esse feito merece destaque, porque vocês sabem que, anos atrás, a nossa principal produção era da Bacia de Campos, era de um óleo pesado. Então, quando nós chegamos a 2024 alcançando 70% de participação do óleo do pré-sal na carga processada, um óleo mais leve. O que nós estamos dizendo para vocês, o que nós estamos mostrando, é que foi imenso o trabalho da Petrobras e da área do refino para alterar a forma de processamento desse óleo e entregar para vocês o maior valor possível, fruto da produção do ativo que nós temos de maior valor, que é o pré-sal. Nós também iniciamos a operação da UPGN, Unidade de Processamento de Gás Natural do Complexo Boaventura, no estado do Rio de Janeiro, e da unidade de enxofre da refinaria de Pernambuco, que nós chamamos de RNEST. Foram muitas conquistas, muitos avanços ao longo do ano, e como o tempo aqui é curto, nós fizemos apenas um breve resumo do que nós realizamos. No entanto, estamos aqui completamente à disposição para responder toda e qualquer dúvida, ou questão que os senhores possam nos colocar. Nossa operação, não tenham dúvidas, senhores investidores, é absolutamente rentável. A Petrobras teve uma geração de caixa operacional invejável em 2024. Foram, nada mais, nada menos do que R$204 bilhões de geração de caixa operacional. E como eu mencionei no início, nós tivemos uma dívida financeira reduzida para 23 bilhões. Então, fizemos uma geração de caixa operacional de R$204 bilhões, pagamos 270 bilhões em tributos e terminamos o ano com a menor dívida financeira dos últimos mais de 10 anos. Uma dívida que foi a menor desde 2008. E isso significa, senhoras e senhores, que nós geramos recursos suficientes para investir, remunerar nossos acionistas, cumprir nossas obrigações, tudo isso com um endividamento absolutamente controlado e excelente saúde financeira. Eu reforço que o prejuízo contábil do 4T não reflete solidez operacional ou saúde financeira da Petrobras, mas sim o efeito da variação cambial em dívidas da Petrobras com suas próprias subsidiárias no exterior. Só para vocês terem uma ideia do que foi isso, em termos de valor contábil, foi um impacto de R$59 bilhões, resultantes, de novo, sem nenhum impacto no caixa, mas, sim, com efeito em dívidas da Petrobras com as suas subsidiárias no exterior. Não significa, é muito importante que isso seja bem assimilado, que esse valor negativo da variação saiu do nosso caixa da Companhia. Mais do que isso, significa que, com o dólar cedendo, esse valor, ou parte dele, já será lucro no 1T25. Tem ano que essa variação é positiva, tem ano que é negativa. Esse ano, ao longo de 2024, essa variação foi negativa em R$59 bilhões. Por exemplo, se nós fizermos uma simulação para o 1T25, fechando com um câmbio atual entre R$5,70 e R$5,80 por dólar, essa variação cambial nos trará, de graça, um resultado positivo da ordem de US$2 bilhões no 1T25. Ou em reais, mais de R$11 bilhões apenas em variação cambial e lucro contábil, de novo, sem nenhum impacto no nosso caixa. No fim do dia, são efeitos opostos que se equilibram economicamente. Isso porque a variação cambial entra no resultado líquido da Holding no Brasil, impactando o lucro, negativamente no caso de 2024, mas entra, ao mesmo tempo, de forma positiva no nosso patrimônio. Um exemplo teórico, se excluirmos essa variação cambial e os demais eventos exclusivos, bem como a transação tributária do 2T, e aqui eu faço um parêntese, diga-se de passagem, uma decisão reconhecida pelo mercado como bastante positiva, o lucro da Petrobras, no ano de 2024, teria sido de US$19,4 bilhões. Então, a título de exercício, vale prestar atenção nesses números. Agora eu vou falar um pouco do futuro da Petrobras. Já adiantei um pouco sobre o campo de Búzios, vamos falar um pouco mais sobre o futuro da Petrobras. Quando nós voltarmos aqui para falar do resultado de 2025, nós vamos ter uma Petrobras produzindo mais. Planejamos um aumento de 100 mil barris por dia de petróleo em 2025. Só lembrando que trabalhamos com uma energia não renovável, cuja tendência é de declínio. E o que nós estamos trazendo aos senhores aqui é que mesmo produzindo muito, mesmo enfrentando tendências de declínio, o que nós pretendemos anunciar para vocês, no fim do ano de 2025, é um aumento de produção da ordem de 100 mil barris de petróleo por dia, com três novas unidades de produção que entram em operação ao longo do ano. De novo, senhoras e senhores, um feito absolutamente desafiador, mas que a Petrobras está absolutamente preparada para enfrentar e transformar em resultado. O revamp do Trem 1 da refinaria de Pernambuco, a RNEST, como nós chamamos, e o novo HDT da Replan, já estarão em operação até o fim do ano. E isso também significa mais diesel para o mercado. Significa mais do que isso, significa mais diesel S10 para o mercado, que é o nosso produto de maior valor agregado. Nós também estamos retornando ao segmento de fertilizantes com a operação da ANSA, prevista para 2025, e a retomada das obras da UFN3, a unidade fertilizante do Centro-Oeste. Estamos expandindo nossa frota com a aquisição de quatro navios de classe Handy e oito navios gaseiros para a cabotagem. Para quem não sabe o que é um navio classe Handy, são barcos que pegam combustível no sul do estado do Rio de Janeiro e levam para o norte do estado do Rio de Janeiro, para o Porto do Açu, para abastecer a nossa frota de barcos de apoio. Estamos expandindo também com mais oito navios gaseiros para a cabotagem. Por que isso? Porque na Rota 3 nós vamos produzir mais GLP, e esse GLP é distribuído ao longo da costa brasileira com navios gaseiros. Então, de novo, tudo isso é feito em prol de escoar uma produção que se encontra cada vez maior, que se torna cada vez maior. São grandes oportunidades para a indústria nacional, são navios que contarão com o financiamento da Marinha Mercante e com a depreciação acelerada. Então é bom que se diga que essa ampliação da frota observa todos os nossos procedimentos de governança, todas as nossas análises econômicas, e que elas são positivas nos três cenários de avaliação dos nossos projetos, seja no mais otimista, no moderado e no mais pessimista. E, de novo, quando nós falamos de conteúdo local nessa frota, que será própria, nós estamos falando de uma grande contribuição do Governo Federal. Quando nós falamos de conteúdo local que pode chegar até 65% de fornecimento da indústria nacional, é bom que se diga que esse custo não é arcado pela Petrobras. Esse custo é arcado pelo Governo Federal via financiamento, a custo reduzido do fundo da Marinha Mercante e de uma nova legislação brasileira, proporcionada também pelo Governo Federal, que é o procedimento da depreciação acelerada que foi possível a partir de 2024, pelo empenho do Governo Federal. De novo, com o apoio do Governo Federal, esses investimentos podem alcançar 65% de conteúdo local, gerando empregos e ampliando a participação da indústria brasileira no setor naval e offshore. Para nós, isso também é muito bom, porque além de ter ativos que competem internacionalmente pelos custos de fornecimento, nós também temos fornecedores próximos de nós, atendendo a tempo e a hora, todas as nossas demandas. Portanto, somando todos os nossos projetos para ampliação de frota e de embarcações, nós esperamos estar gerando 44 mil postos de trabalho com contratações completamente oportunas, que aumentam a nossa capacidade de resposta às nossas necessidades de escoamento de combustíveis e proporcionam menor exposição financeira da Petrobras a afretamentos. Nós estamos aqui com o Diretor Financeiro ao nosso lado, já já ele vai dizer isso para vocês, mas o que o nosso financeiro vem nos dizendo é que, reduzir afretamento fala sobre uma melhor possibilidade de gestão da nossa dívida. Nosso afretamento é dívida, e a gestão da dívida, o nosso Diretor Financeiro vai ter prazer de explicar para os senhores. Estamos muito felizes também com o retorno da Petrobras ao índice Dow Jones de sustentabilidade, um dos índices mais importantes do mundo. Nós fomos reconhecidos, enquanto Petrobras, por nossos esforços nas áreas ambiental, social e de governança. Temos empilhado prêmios de governança, temos empilhado prêmios nas áreas ambiental e social. A Petrobras é uma das nove empresas globais de energia qualificadas entre as mais de 50 companhias do setor, que foram avaliadas. Nós reconhecemos o impacto multiplicador das atividades da Petrobras na sociedade brasileira. Em 2024, nossos investimentos sustentaram 250 mil empregos e representaram 5% do investimento brasileiro. As nossas atividades geraram 31% de toda a energia primária consumida no Brasil. Nós pagamos R$270 bilhões em tributos e participações governamentais à União, estados e municípios, conforme eu já tinha mencionado. E pagamos R$102,6 bilhões em dividendos, entre ordinários e extraordinários, como eu mencionei no início. Foram R$37,9 bilhões pagos à União e ao Banco Nacional de Desenvolvimento, além de a todos os senhores. Também destinamos mais de R$1 bilhão em investimentos socioambientais voluntários e obrigatórios, patrocínios e doações. E nós temos muitos projetos impactantes, como o Programa de Autonomia e Renda, que vai oferecer 11 mil vagas em cursos de qualificação profissional para o setor de energia, desenvolvendo habilidades essenciais para a nossa indústria. Então, senhoras e senhores, aqui eu faço outro parênteses, porque nós já estamos vendo, fruto das atividades da Petrobras, um aceno à carência de mão de obra no Brasil, caldeireiros, operadores, soldadores, etc. E a Petrobras, muito tempestivamente, se envolveu em programas, junto com o Senai, para a formação de profissional. E essa formação de profissional, abarca uma parte do Programa de Autonomia e Renda, que é gente do cadastro único, merecedores de auxílio renda. Então, nesse sentido, o que nós estamos fazendo é agregando ao mercado mão de obra, treinando mão de obra e, ao mesmo tempo, aliviando a sociedade brasileira desse ônus. Bom para todo mundo. Bom para a Petrobras, que qualifica a mão de obra necessária para suas operações, que mitiga riscos de não cumprimento, que responde, a tempo e a hora, as demandas da sociedade e as demandas de entrega do nosso planejado, do nosso planejamento estratégico, que é o nosso guidance para 2025 e para o quinquênio 25-29. Nosso compromisso com a transição energética justa, é bom que se diga, também é concreto. Seguimos buscando oportunidades de diversificação rentável, estudando projetos de etanol, e-metanol, hidrogênio de baixo carbono, dentre outras iniciativas de descarbonização. Também aqui, é bom que se diga, e que se frise, que todos esses projetos passam pelos mesmos critérios de governança e pelos mesmos padrões de análise de rentabilidade e todos os demais da Companhia. Eles precisam ser lucrativos nos cenários, desde o mais pessimista até o mais otimista, como todos os demais projetos da Companhia. E para finalizar, eu digo que nós estamos absolutamente determinados a continuar gerando altos retornos à sociedade e aos nossos acionistas, sejam eles governamentais ou privados. Continuaremos investindo em projetos rentáveis com disciplina de capital e inovação. Juntos, nós vamos seguir escrevendo a história de sucesso da nossa Companhia e fazemos questão de ter os senhores ao nosso lado. Agradeço a presença de todos e passo a palavra, então, para o nosso Diretor Financeiro, Fernando Melgarejo, que vai detalhar os nossos números."
Fernando Melgarejo,"Boa tarde a todos. Obrigado pela presença em mais um webcast da Petrobras. E nós vamos começar aqui com o desempenho financeiro da Companhia no ano de 2024. Após a apresentação, eu, em conjunto com todos os diretores, estaremos aqui disponíveis para debater, tirar as dúvidas de vocês e, enfim, estarmos na sessão de perguntas e respostas. Vamos iniciar no slide cinco, sobre os principais itens do resultado financeiro. O primeiro ponto que eu gostaria de destacar para vocês é a nossa forte geração de caixa, com fluxo de caixa operacional de US$38 bilhões no ano. Isso significa o tamanho de muito PIB de estado médio do país. Muitos estados talvez não tenham esse tamanho de PIB, igual ao nosso caixa operacional. A dívida financeira caiu para 23 bilhões e é a menor desde 2008, ou seja, cerca de 16 anos. Esses indicadores demonstram a saúde financeira da Petrobras. Destaco também os investimentos, que chegaram a US$16,6 bilhões em 2024, por muitas questões aqui, já adiantadas pela Presidente, e que é um aumento de 31% em relação a 2023. E logo em seguida nós temos um slide que nós comentamos exclusivamente sobre isso. Por fim, o EBITDA ajustado foi de US$40 bilhões e o lucro líquido de US$7,5 bilhões no ano. Passando para o slide seis. Apesar da nossa forte geração de caixa, tivemos uma redução do lucro em 2024 em relação ao ano anterior. E por que isso aconteceu? Em primeiro lugar, é importante entender que o resultado da Petrobras foi afetado por um item de natureza exclusivamente contábil, que é a variação cambial em dívidas da Petrobras em suas próprias subsidiárias no exterior. Esse impacto de 10,9 bilhões, que vocês veem no gráfico, não tem saída de caixa como a Presidente bem adiantou, e não tem nenhum tipo de desembolso, é exclusivamente contábil. O segundo item que mais afetou o resultado vem do ambiente externo, a desvalorização do Brent e do crackspread do diesel. São fatores externos que impactam todas as empresas do setor no ambiente doméstico e no ambiente internacional. Por fim, a adesão à transação tributária, reconhecida no 2T do ano, mas que na verdade foi uma medida extremamente positiva para a Petrobras. Graças à transação tributária, a Petrobras encerrou disputas bilionárias que traziam grandes incertezas para o fluxo de caixa futuro da Companhia. Nós colocamos também o impacto da produção de petróleo no gráfico, para vocês verem que o menor volume de produção impactou muito pouco. Esses outros itens que eu citei é que, de fato, afetaram o resultado contábil da Companhia, com maior foco na questão do cambial. E a conclusão do gráfico é justamente mostrar que sem esses efeitos, o lucro líquido da Companhia teria sido da ordem de 19,4 bilhões, seria um lucro recorrente do ano. Se nós pensarmos em uma perspectiva trimestral, tirando o efeito cambial, que no 4T foi de 5,5 bilhões, o resultado, de negativo US$-2,8 bilhões, passaria para a ordem de US$3 bilhões positivo e não negativo. No slide 7, vamos explicar melhor os itens com maior impacto no resultado, começando pela própria variação cambial. O câmbio, no final do 4T, foi de 6,19, cerca de 30% de desvalorização se comparado com o final de 2023. Essa conversão é aplicada nas dívidas entre Petrobras e suas subsidiárias no exterior. São as operações entre empresas do mesmo grupo, muito comuns entre empresas globais como a Petrobras, ou seja, são recursos que circulam no próprio ecossistema Petrobras. O efeito do câmbio nessas operações entra no resultado líquido da Petrobras Holding e impactou negativamente o lucro em 2024. Ao mesmo tempo, houve um impacto positivo no patrimônio. São efeitos opostos que, ao final, se equilibram economicamente. De acordo com a norma contábil vigente, uma das variações é registrada no resultado e pode ter efeito positivo ou negativo. Em 2023, como vocês lembram, ele foi positivo e agora está sendo negativo. Esse efeito também ocorreu no 2T, que nós mesmo debatemos bastante neste ano. E mais, para reforçar, se o dólar, como a Presidente já trouxe, estivesse na redondeza do 5,75 hoje e fechasse o trimestre, nós agregaríamos no resultado do 1T25, cerca de US$2 bilhões a incrementar o resultado esperado, cerca de R$11 bilhões. O que é importante entender e deixar claro, que é um item exclusivamente contábil, sem efeito nenhum no caixa da Companhia. Vamos falar no slide 8 do que aconteceu no contexto externo à Companhia em 2024. O Brent caiu 2%, como nós podemos ver no gráfico, e o crackspread do diesel, cerca de 40%. Esse comportamento do diesel está associado a incertezas econômicas globais e uma menor demanda, principalmente no hemisfério norte. Aqui é uma questão de oferta e demanda e o preço se comporta conforme essa oferta e demanda. Importante frisar que esse cenário impactou todas as empresas do setor, como já adiantei antes, e não é só Petrobras, é uma questão do setor de óleo e gás. No slide 9, vamos reforçar a questão da transação tributária. A adesão tributária foi um evento exclusivo do 2T, trouxe um impacto positivo para a Companhia, um resultado positivo, e ela acabou com disputas judiciais da ordem de R$45 bilhões. Era um contencioso que nós tínhamos, e se vocês lembram, na época da divulgação deste acordo, a Companhia teve um aumento de 3% em suas ações. Vamos agora para o slide 10, falar um pouco da nossa gestão de dívida, a qual tem sido, na nossa visão, muito bem sucedida e inclusive reconhecida pelo mercado. Fechamos 24 com o menor nível de dívida financeira desde 2008. Vocês podem ver no gráfico, que a dívida financeira soma US$23,2 bilhões, e o maior montante da dívida vem de arrendamentos no valor de US$37,1 bilhões, que estão justamente relacionados a ativos geradores de caixa para a Companhia. Seguimos com nossa alavancagem bastante saudável, fazendo uma melhor gestão de caixa, alongando o prazo médio da dívida e reduzindo o spread. E como falamos em reconhecimento do mercado, aproveito para destacar o prêmio que recebemos da revista Latin Finance pela emissão do bond de 10 anos, no valor de US$1 bilhão, com concomitante recompra de bonds. Tudo isso concluído em setembro de 2024. No slide seguinte, vamos falar um pouco sobre o CAPEX, que talvez é o ponto de maior atenção e que nós precisamos debater bastante. Algumas questões reforçam aqui a Presidente. Bom, primeiro eu gostaria de deixar claro para vocês que esse CAPEX de US$16,6 bilhões, maior que o guidance, não representa nenhum custo adicional para a Companhia. Foi uma recuperação do gap físico e financeiro de investimentos, que estava previsto para acontecer em 2025 no nosso plano e foi antecipado para 2024. Essa questão do gap já ficou completamente resolvida a partir de agora, todo em 2024. Portanto, não veremos o nível de CAPEX no 4T24 igual no 1T25. Isso é importante destacar, ele deve ser significativamente menor. Outro ponto importante é que esses investimentos, que antecipamos em 2025 para 2024, foram em Búzios, como a Presidente já nos trouxe. E quando conseguimos antecipar o investimento em Búzios, o melhor ativo do E&P do mundo, como disse a Presidente, isso é bastante positivo, porque isso representa antecipação de óleo e óleo no bolso é receita. Se fosse possível, inclusive, anteciparíamos todo o CAPEX de Búzios para hoje e começaríamos a produzir todos os FPSOs amanhã. Antecipar CAPEX em Búzios gera valor para Petrobras. A Companhia ganha na redução de riscos e no aumento potencial das antecipações. Essa linha de incentivos é decisiva para entrar em produção de novos sistemas de produção. É nisso que estamos focados, na execução do nosso plano de investimento, no nosso portfólio único, que permite um crescimento rentável de produção. Outra questão que pode surgir é se o cronograma do CAPEX do plano será alterado. A resposta é absolutamente não, ele permanece, o nosso planejamento estratégico é o que será seguido. As datas de entrada do sistema e o CAPEX 25-29 estão mantidas, pois ainda temos incerteza intrínseca à implementação de projetos. São projetos gigantescos e essa incerteza existe, embora mitigada a partir do procedimento que fizemos. E ainda mantemos, dentro do valor do CAPEX, a variação de mais ou menos 10%. Slide 12. Seguimos comprometidos com nossa política de remuneração aos acionistas, mantendo nossa dívida sob controle. Nossa forte geração de caixa permitiu pagar dividendos acima do lucro do exercício. Vocês lembram que o resultado foi impactado principalmente por itens sem efeito caixa. Portanto, geramos caixas, pagamos dividendos por meio de uso de reservas e remuneração de capital e retenção de lucro. As reservas funcionam como instrumento contábil para o pagamento de dividendos, mas a decisão para o pagamento de dividendos continua sendo a mesma: fluxo de caixa positivo, nível de investimento, estrutura de capital da Companhia e, principalmente, sua sustentabilidade financeira. Os demais slides, eu vou, em prol do tempo para as perguntas, eu não vou apresentar, a Presidente já falou muito bem dessa questão, mas eu queria finalizar com um ponto aqui. 2024 foi um ano em que fizemos um CAPEX de R$95 bilhões, dividendo da ordem de R$102 bilhões, que é um dividendo extremamente relevante, pagamos R$270 bilhões em tributos e reduzimos a dívida em cerca de R$11 bilhões. O que isso significa? Que os fundamentos da Companhia estão absolutamente sólidos e nos trazem segurança para 2025 ter um resultado bastante importante e sustentável, mantendo a Companhia como uma geradora de energia importante para a sociedade. Termino aqui, passando para o Eduardo, que vai agora mediar a sessão de perguntas e respostas."
Luiz Carvalho - BTG,"Olá, boa tarde. Boa tarde a todos. Presidente Magda, demais diretores e diretoras. Obrigado pela oportunidade de fazer algumas perguntas. Eu gostaria de focar as minhas na parte do investimento, que eu acho que foi o grande debate do resultado. E, Doutora Magda, a senhora tem dado ênfase, vamos dizer assim, nessa maior aderência do CAPEX planejado versus o executado nesse plano de 25-29. Nós entendemos as mudanças de metodologia, como, por exemplo, a inclusão do leasing e tal. E ficou muito claro na sua fala inicial que essa antecipação, feita agora, tem um NPV positivo. Só que, o que talvez não tenha ficado claro para mim, e as perguntas que eu tenho recebido aqui, ao longo dessas últimas horas, é que nós não vimos uma contrapartida, vamos dizer assim, de outras variáveis para nós entendermos esse NPV positivo nos projetos. Então, seria ou uma antecipação da curva de produção também, ou uma redução do CAPEX à frente que não ficaram muito claros nos números. Então, a primeira pergunta aqui é, se puderem dar mais detalhes de qual ou quais unidades serão antecipadas e para quando nós podemos considerar o primeiro óleo. E se vocês puderem dar mais detalhes sobre como foi o processo decisório dessa antecipação, seria legal."
Magda Chambriard,"Antes de você passar para a segunda pergunta, deixa eu responder a primeira, porque essa primeira é muito importante que seja bem assimilada. Vocês vão lembrar que, quando nós assumimos aqui na Petrobras, nós fizemos uma reavaliação do plano estratégico 24-28. E vimos que existia uma não realização do CAPEX do 24-28, que ensejou uma revisão do CAPEX e nós dissemos o seguinte: em vez de 18,5 bilhões projetados para o ano, nós vamos gastar no máximo 14,5 bilhões e esse se tornou o novo guidance. O que aconteceu de lá para cá? O que aconteceu de lá para cá é que se tratavam de investimentos prioritariamente no campo de Búzios, fruto de muito esforço e parceria entre as diretorias, tanto a financeira, quanto a de E&P, quanto a de engenharia, nós fomos capazes de antecipar esses investimentos e retornar ao nível de R$16,5 bilhões. Então, de novo, eram investimentos que estavam totalmente previstos no plano estratégico 24-28, que acabaram, inclusive, sendo realizados a menor. Talvez nós tenhamos sido um pouco, vamos dizer assim, drásticos na expectativa de realização quando nós chegamos aqui, porque prevíamos 14,5, mas o fato é que o Almirante Tamandaré chegou ao Brasil ainda em 2024, em vez de em 2025. O FPSO Maria Quitéria iniciou a produção no fim do 3T24, em vez de em 2025. E, graças a isso, nós estamos chegando, em Búzios, a 800 mil barris por dia, conectamos o primeiro poço da FPSO Almirante Tamandaré, que é uma gigante, a primeira gigante de 225 mil barris de uma sequência de quatro, que vão entrar em Búzios, além das demais. Mas o fato é que esse poço já está produzindo, está produzindo em torno de, entre 30 e 40 mil, e o ramp-up dele persiste, almejando chegar a seu pleno potencial de 70 mil barris por dia, o que estava previsto para acontecer mais à frente, nós estamos antecipando, e isso já virou realidade. Uma outra questão que é importante também é o FPSO Maria Quitéria, que está instalado no campo de Jubarte, no sul do estado do Espírito Santo, na Bacia de Campos, e como eu disse para vocês, era uma plataforma para entrar em 2025, e de fato entrou no 4T24. Também, de novo, trazendo para nós óleo novo, óleo novo em Búzios, óleo novo no Parque das Baleias também. Mais do que isso, também, esse casamento do CAPEX de físico com orçamentário, ele está fazendo uma coisa que tem um valor inestimável para a Companhia, que é mitigar qualquer tipo de descasamento que possa impactar a conclusão e a entrada em operação da P78, que é outra plataforma gigante para o mesmo campo de Búzios. Então nós temos a plataforma, que deve vir para o Brasil em torno de julho desse ano, começar a navegar para o Brasil em torno de julho, deve demorar uns três meses para chegar, e logo a seguir, ir direto para a locação para já começar seus trabalhos de comissionamento. Então é tudo isso que está envolvido nesse rearranjo, vamos dizer assim, do CAPEX. E, de novo, ao contrário de um CAPEX a mais, o que nós tivemos, de fato, foi um CAPEX a menos, a menor do que os 18,5 inicialmente planejados, mas que nos surpreendeu para o bem, porque enquanto nós achávamos que seríamos capazes de investir 14,5, fomos capazes de fazer 16,5. E isso, de novo, é tudo o que uma empresa de petróleo, sob o nosso ponto de vista, pode querer, porque significa antecipação de produção, principalmente, no ativo, mais, vamos dizer assim, produtivo e de maior valor que a Empresa tem. Eu diria que o campo de Búzios é o campo dos sonhos de qualquer país ou de qualquer empresa de petróleo. Nós tivemos a fortuna de ter descoberto esse campo e ter a oportunidade de desenvolvê-lo e desenvolver da forma mais tempestiva possível, é todo o esforço que a Petrobras vai estar dedicada a empreender. Acredito que eu tenha respondido a sua pergunta. Podemos passar para a segunda ou explorar um pouco mais esse assunto, se você assim desejar."
Luiz Carvalho,"Eu vou para a segunda. Ficou super claro. A segunda é referente a esses novos projetos. Recentemente, nós notamos um aumento significativo no custo dessas novas unidades, unidades que custavam US$2 a 2,5 bilhões pularam para 4, 4,5 bilhões, o que pode ser explicado por uma inflação da indústria. Obviamente, a capacidade dessas novas unidades também, como a senhora comentou, chega a 225 mil barris, que é bem superior às anteriores, mas alguns fornecedores têm comentado de uma maior complexidade para tratamento de gás, para escoar esse gás. Então, se vocês puderem dar um pouco também mais de detalhes sobre o racional econômico dessa eventual mudança e o que seria esse retorno esperado."
Magda Chambriard,"Eu vou passar a palavra para a Diretora Renata. A Diretora Renata é a Diretora de Engenharia e esses assuntos estão sob a pasta dela. Então, creio que ela é a pessoa mais indicada para responder a essa questão."
Renata Baruzzi,"Oi, Luiz. Boa tarde. Realmente, como você disse, nós vimos uma escalada de preços, não só aqui no Brasil, mas no mundo inteiro, principalmente depois da guerra da Ucrânia. Nós vimos uma escalada de preços de insumos. O níquel deu um pico de preço, que é um dos insumos para as nossas plataformas. E, realmente, a complexidade também está maior. Nos casos dessas plataformas de Búzios, que estão sendo feitas em Singapura, elas não têm exportação de gás. Não sei de onde veio essa informação de que a complexidade para a exportação de gás estava maior. Mas, de fato, nós estamos fazendo um trabalho interno aqui dentro de casa, independente disso, de verificar as otimizações que nós podemos fazer nos nossos projetos. As plataformas estão com 225 mil barris de capacidade, as quatro que vão entrar no final, tanto para Búzios quanto para Atapu e Sépia. São unidades que vão trazer muito retorno para a Petrobras e nós estamos nessa toada de garantir esses prazos. (inaudível) eu só queria complementar um pouco com relação à pergunta anterior. Nós realizamos em 2024, parte do que nós esperávamos que fossemos realizar em 2025. Por que nós fizemos isso? Nós conseguimos aproximar o risco financeiro e, com isso, minimizar o risco de atraso. Nós estávamos percebendo que as empresas estavam com algumas dificuldades por conta desse gap. Então, o que nós fizemos foi proteger os prazos de entrega dessas plataformas, para que nós tenhamos o óleo no prazo que nós estamos prevendo. É um trabalho muito grande das equipes aqui de fiscalização, de acompanhamento contratual, para que nós possamos realmente realizar e entregar a produção de petróleo esperada no nosso plano."
Fernando Melgarejo,"Luiz, só para complementar, é o Fernando falando, não existe nenhum projeto novo, além daqueles já declarados em 2024 e 2025-2029. Não teve aumento desses projetos, valor de aumento deles. Os contratos são os mesmos. O que houve é a antecipação, uma questão temporal apenas que aconteceu. Mas não tem projeto novo, como já foi citado anteriormente, que teria algum projeto novo. O que tem, está dentro do planejamento estratégico."
Bruno Montanari - Morgan Stanley,"Obrigado, Edu. Obrigado, Magda, toda diretoria. Obrigado por pegar as perguntas. Eu tenho um follow-up, e depois as minhas perguntas. Um follow-up da pergunta do Luiz. Quando nós colocamos tudo aqui na ponta do lápis, com essa antecipação de CAPEX em 2024, faria sentido nós pensarmos que a sua curva de produção, ao longo dos próximos anos, poderia ficar um pouco mais na banda superior, e que o CAPEX de curto prazo poderia ficar na banda inferior? Quando nós pensamos na produção, mais ou menos 4%, e CAPEX mais ou menos 10%. Esse é o follow-up. Preferindo responder, depois eu volto com a outra pergunta."
Magda Chambriard,"É isso mesmo. Quer dizer, nós vamos continuar perseguindo os nossos guidances de produção e de investimento, mas como a Diretora Renata mencionou, nós entendemos que precisávamos proteger esse investimento e proteger o projeto de possíveis postergações, fruto das dificuldades que os agentes econômicos vinham relatando e nos apresentando. Então, eu creio que essa antecipação tem muito a ver com isso. Ela vai antecipar óleo novo, ela vai garantir entrega e ela vai, principalmente, também, além de tudo, garantir entregas com menor risco."
Bruno Montanari,"Perfeito, obrigado, Presidente. Na minha pergunta eu queria focar em produção para 2025. Ao longo de 2024, aparentemente e visivelmente, teve muito impacto de manutenção. Então, com o ano fechado, eu queria saber se vocês conseguem nos ajudar a quantificar qual foi o efeito médio no ano das paradas de manutenção e o que faria sentido esperar para 2025, dado que algumas unidades de capacidade muito grande pararam em 2024 e não deveriam repetir em 2025. E aí, aproveitar para perguntar também, talvez, para a Renata, se ela poderia comentar um pouco sobre essa mudança reportada em algumas notícias sobre a estratégia da Companhia na contratação de subsea. Que tipo de ajuste vocês estão fazendo para conseguir engajar mais os fornecedores e garantir de novo a integridade na entrega das unidades nos próximos anos? Muito obrigado."
Magda Chambriard,"Eu queria começar dizendo para você o seguinte, a diferença de valor de produção do ano de 2024, não foi só manutenção programada, ela foi também manutenção programada. Mas nós enfrentamos um ofensor muito importante no 1S do ano, que afetou o resultado do 2T, vocês lembram bem, que foi a greve do Ibama. Então, nós tivemos praticamente seis meses de greve de Ibama, com uma dificuldade muito grande de autorizações para prosseguir na produção e na implantação de projetos. Só para vocês terem uma ideia de número, nós chegamos a ter, sob o efeito dessa greve do Ibama, no 1S24, um impacto na produção da ordem de 208 mil barris de petróleo por dia, em um período bastante prolongado. Nessa greve do Ibama, que impactou muito decisivamente a produção da Companhia, teve também a ajuda de uma operação padrão da Agência Nacional do Petróleo, que também teve impacto, não da mesma monta, mas também teve impacto. Ou seja, além das manutenções programadas, que são nossa obrigação, nós enfrentamos essas manutenções programadas, elas são nossa obrigação e mitigam riscos importantes, inclusive, elas fazem parte da nossa atividade, mas elas foram enfrentadas em 2024, na sua maioria, assim como foram enfrentadas as questões de ausência de licença e de alterações de progresso, tanto por conta do Ibama, quanto por conta da Agência Nacional do Petróleo. Eu vou passar a complementação dessa resposta para a Diretora Silvia do E&P e depois para a Diretora Renata de Engenharia."
Silvia dos Anjos,"Boa tarde. Complementando aqui o que a Presidente Magda esclareceu muito bem, nós tivemos sim as paradas programadas, são paradas necessárias, nós tivemos um aumento de paradas programadas, surtindo ainda efeito da questão da COVID, ainda passando uma série de RTIs, de revisões técnicas necessárias que foram se acumulando. Então o que nós fizemos em 2024 foi tentar recuperar, e recuperamos, diminuímos consideravelmente o número dessas revisões que são obrigatórias pela ANP, que nos faz auditoria constantemente. Tivemos a interdição, por exemplo, de três plataformas, que foi no campo de Marlim Leste, a P53, a P62 em Roncador, e em Jubarte também, com paradas acima de 150 dias, com forte impacto na produção, mas grande parte disso já foi resolvido no final. Mas eu sempre digo para várias pessoas o seguinte: produção parada recupera, mas a média anual continua. Mas apesar de todas essas paradas, o nosso modelo de análise de risco incorporou e ficamos, mesmo assim foi um esforço muito grande para compensar essas paradas, inclusive a questão do Ibama, como a Presidente também falou, nós tivemos, (inaudível) afetado no campo de Mero, que é um campo grande. Para você ter uma ideia, cada poço de 45 mil barris, foram três poços a 135 mil barris, ficou parado dois meses aguardando, é um impacto médio anual de 20 mil barris em todo o ano, simplesmente pela anuência, pelo retardo da anuência de fazer a ligação dos poços nessas novas plataformas. Então, o que vale ressaltar é essa necessidade constante, você falou muito bem, nós estamos crescendo o tamanho das nossas plataformas e temos que tomar um cuidado muito grande, que a parada, conforme ela vai crescendo, uma parada de uma plataforma de 100 mil é uma coisa, um dia, de 225 mil vai ser outra. Então nós já estamos mitigando isso, tentando fazer um programa bastante robusto para evitar e fazer de forma mais otimizada possível as próximas paradas. Mas é isso, nós estamos nessa meta para 2025, o aumento de produção, vamos ter paradas de todas as plataformas novas que não tiveram as paradas obrigatórias, vão estar aqui. No campo de Mero, por exemplo, teremos as três plataformas, e a meta é chegarmos a 2,8, que é a produção prevista para o fim do ano, apesar de todas as paradas que nós fazemos, que isso é aumentar a eficiência e garantir uma vida longa para essas plataformas."
Magda Chambriard,"Eu queria só complementar a Silvia dizendo o seguinte: essas paradas estão traduzidas na nossa expectativa de produção. Então, quando nós falamos do planejamento estratégico e acena com uma expectativa de produção, nós já consideramos as paradas obrigatórias de todas as plataformas. Não poderia ser diferente, aliás."
Silvia dos Anjos,"Nós estamos aportando, isso é algo muito importante. Basicamente, a Bacia de Campo ficou muito impactada por isso, nós estamos aportando recursos, retomamos gerências de manutenção que haviam sido eliminadas no passado, contratamos quatro UMS, unidades marítimas de manutenção das plataformas, vão ter mais duas, de forma que nós garantamos, realmente, o mínimo possível, garantir a manutenção e evitar interdições. Então, com isso, nós vamos garantir."
Renata Baruzzi,"Oi, Jorge. Realmente, nós tivemos um desafio muito grande em aumentar a competitividade dos certames na EPCI. Nós chegamos recentemente, um pouco mais no passado, ter um ou dois licitantes participando, só, de cada licitação. Então, nós conversamos com o mercado, entendemos quais eram as questões que estavam limitando a participação de outras empresas. Fizemos um road show fora do Brasil também, para atrair outras empresas. Fizemos eventos aqui no Brasil com fornecedores, para que nós explicássemos o nosso plano, ouvissemos eles, ou seja, fizemos um movimento muito grande, fizemos alguns ajustes nas nossas cláusulas contratuais para permitir que mais players pudessem participar. E, em paralelo, só fazendo um comentário, na última licitação vieram quatro empresas interessadas em participar do EPCI. Apresentaram propostas, na verdade, quatro empresas apresentaram propostas que, para nós, foi o resultado maravilhoso para nós, comparando com os anteriores. Além disso, em paralelo, porque nós sempre tentamos ter um plano B, digamos assim, nós estamos estudando contratar um PLV para Petrobras. PLV é um barco que faz o lançamento dos dutos rígidos para que a própria Petrobras faça esses lançamentos. Então, assim como nós fazemos para dutos flexíveis, e hoje em dia a Petrobras é que faz os lançamentos, então nós compraríamos os dutos rígidos, nós teríamos o nosso barco e nós faríamos o nosso próprio lançamento, sem depender de um contrato de EPCI. Então, são estudos que nós estamos fazendo. Já fizemos RFI no mercado, para ver se tem barco disponível. Estamos fazendo todos os estudos para verificar realmente se vale a pena. Ou seja, não é só uma ação que nós estamos tomando, nós estamos tomando várias ações para que nós possamos aumentar a competitividade e reduzir o valor dos contratos."
Gabriel Barra - Citi,"Bom dia. Bom dia, Presidente Magda. Eu tenho duas perguntas. Vou primeiro fazer a primeira, depois nós vamos para a segunda. Mas a primeira é sobre a Margem Equatorial. Nós, já há um bom tempo, estamos discutindo sobre a Margem Equatorial, o quão importante é para a Petrobras, até como a senhora mesmo já falou algumas vezes, como é importante para manter a produção da Companhia ao longo do tempo. E cada minuto que passa acaba sendo importante, dado o tempo de exploração e desenvolvimento desse campo. Nós temos visto muita discussão, até como vocês mesmos mencionaram, sobre a questão do Ibama na região. Então o que eu queria ouvir de vocês, o primeiro ponto em relação à Margem Equatorial é como estão as discussões com relação ao órgão ambiental e a possíveis licenças ao longo desse ano. Uma vez saindo as licenças, como isso deveria impactar o CAPEX de 2025, 2026? E olhando para o longo prazo, quais seriam os principais desafios, dado que conceitualmente, quando nós conhecemos de óleo e gás aqui no Brasil, grande parte está aqui no sudeste, toda a indústria de óleo e gás. Qual seria o grande desafio na região, olhando para frente, para desenvolver a Margem Equatorial? Essa é a primeira pergunta."
Magda Chambriard,"Obrigada pela pergunta. Eu vou começar respondendo, depois eu vou passar também para a Diretora Clarice e para a Diretora Silvia, para elas falarem também um pouco sobre a Margem Equatorial. Mas o que nós temos aqui na Margem Equatorial é uma expectativa de exploração, de continuidade de exploração, de perfuração de um poço pioneiro, para que nós vejamos e possamos confirmar o potencial da área. É claro que um poço só nunca é suficiente, então nós temos ali alguns poços previstos para o litoral do estado do Amapá, em águas profundas, assim como também temos um número no planejamento estratégico, da ordem de um pouco mais do que 30 poços a serem perfurados no quinquênio, para a exploração da margem equatorial, que é aquela área que vai desde o estado do Amapá até o estado do Rio Grande do Norte. Nesse momento, o que nós temos na mão é um pedido de licença para a perfuração de um primeiro poço no litoral do estado do Amapá, mais de 500 quilômetros da Ilha do Marajó, da Foz do Amazonas, portanto. O Ibama fez diversas considerações a respeito desse licenciamento. O órgão ambiental considera a região extremamente sensível e nós entendemos que estamos absolutamente prontos para enfrentar essa sensibilidade. A Diretora Clarice vai explicar para vocês, mas o que nós temos lá, em termos de precaução para a atividade de perfuração em águas ultraprofundas, acreditamos que podemos dizer que não há precedente no mundo. Temos uma série de equipamentos e métodos e monitoramentos moderníssimos, que a Diretora Clarice vai explicar para vocês, mas também temos um compromisso com o Ibama de entregar mais um centro de reabilitação de fauna, caso haja algum evento indesejado. Esse centro, a Diretora Clarice veio de lá, acho que ontem ou anteontem, verificando o que está acontecendo por lá, ela foi vistoriar a obra, sem se apresentar como Diretora ou responsável pela área, para saber como é que estavam, de fato, as coisas acontecendo. Nós temos o compromisso com o Ibama de entregar isso até o final de março, as obras estão em dia e nós acreditamos que essa é a última demanda do Ibama porque todas as outras e todas as demais nós atendemos e atendemos de forma muito tempestiva. De novo, Margem Equatorial, o que nós estamos vendo, assim como outras novas fronteiras, é uma necessidade muito grande de repor reservas, e vocês sabem que nós estamos em ramp-up de produção até cerca de 2030, 2032, e a partir daí, como uma Companhia que gera energia não renovável, nós precisamos repor reservas. E essa reposição de reservas passa, principalmente, pela exploração de novas fronteiras, Margem Equatorial é uma delas, tem diversas bacias ali. Eu, particularmente, acredito demais no potencial da bacia da Foz do Amazonas, que é um homônimo da Foz do Amazonas, um homônimo, vamos dizer assim, ruim, porque leva as pessoas a acreditarem que nós vamos sujar a Foz do Amazonas e o que nós estamos falando lá é de uma distância de mais de 500 quilômetros da Foz do Amazonas, o que é simplesmente um pouco mais do que duas vezes a distância do pré-sal para a praia de Copacabana. Então, nós estamos absolutamente seguros, temos parceria até com a NASA, para monitoramento de possíveis derrames, temos centros de reabilitação de fauna e flora, temos tudo quanto é tipo de equipamento, inclusive um daqueles cappings que foi usado, vocês lembram, no Golfo do México, lá atrás, no acidente da BP. Um deles está aqui no Brasil, e está com a Petrobras, eu creio que tem aí uns quatro ou cinco desses equipamentos pelo mundo e um deles está por aqui. Então, o que nós estamos oferecendo para o Ibama, nós entendemos que está resolvido, que não tem mais o que se pedir, porque, de novo, eu tenho 45 anos nessa indústria e eu nunca vi um esforço, em nenhum país do mundo, dessa natureza, para mitigar qualquer tipo de impacto. Vamos conseguir também avançar na exploração da Bacia de Pelotas, no Rio Grande do Sul. Essa Bacia de Pelotas tem correlação geológica, a Silvia explica para vocês já já também, com as bacias da Namíbia. A Namíbia já está sendo considerada uma nova Guiana, frente às possibilidades e ao potencial que o país está mostrando em suas águas profundas também, de forma que está tudo isso aí elencado no nosso planejamento estratégico. Se você me perguntar quanto é que isso vai custar, todo esse valor e toda essa, vamos dizer assim, atividade exploratória, está totalmente considerada e dentro dos guidances do nosso planejamento estratégico 25-29. Eu vou pedir então para a Diretora Clarice explicar um pouco melhor o que nós estamos fazendo lá no Oiapoque, em prol do licenciamento ambiental da Margem Equatorial, mais especificamente desse poço que nós estamos querendo furar lá no litoral do Amapá."
Clarice Copetti,"Boa tarde, Gabriel. De fato, como a Magda falou, nós estruturamos um plano de resposta de emergência no Amapá, sem precedentes no mundo, sem precedentes na nossa indústria. O que compõe esse plano de resposta e emergência? Primeiro, nós estamos construindo essa base de fauna, que a Presidenta já detalhou aqui, é uma base, inclusive, que vai contar com sala de cirurgia, além, vamos dizer assim, de todas as outras estruturas que constam já dos manuais do Ibama. Junto a essa base de fauna, nós estamos também estruturando, implantando o nosso Centro de Defesa Ambiental. Esse Centro de Defesa Ambiental tem, além de equipamentos dispersantes, ele tem também barreiras para que nós utilizemos, tanto na areia, mangue, quanto também offshore, e, obviamente, todos os outros equipamentos necessários. O que mais que nós, vamos dizer assim, estruturamos para aquela região? Nós temos aeronaves, nós vamos contar com três helicópteros naquela região, nós vamos contar com mais de duas embarcações de prontidão, para atuar offshore, para atuar, inclusive, perto da sonda, onde nós vamos fazer esse primeiro estudo, essa campanha exploratória. E quatro, também, embarcações de prontidão para a resposta à fauna mais próxima da costa. Então, assim, é uma estrutura extremamente robusta. Toda a, vamos dizer assim, reforma, a preparação, inclusive, do aeroporto do Oiapoque foi feita pela Petrobras. Hoje é possível, inclusive, que aquela cidade receba, que poucas cidades do país têm, aviões noturnos, aviões durante a noite. Então, isso também fez parte, vamos dizer assim, desse nosso plano de resposta. O que mais que é importante colocar? Nós estamos com uma empresa que está trabalhando conosco, de altíssima qualidade no Brasil. Nós estamos contratando mais de 100 profissionais, entre técnicos, biólogos e veterinários. Toda a prontidão que a Petrobras pode colocar, para caso venha acontecer algum acidente, nós não temos no mundo uma prontidão de resposta como nós estamos colocando lá. São investimentos na ordem de R$150 milhões, que envolvem, vamos dizer assim, todo esse conjunto de prontidão de resposta. O que acontece agora? Estamos constantemente em contato com reuniões técnicas com o Ibama. Nós estamos aguardando o posicionamento sobre o projeto que nós apresentamos, a parte final do projeto, que é essa base de fauna no Oiapoque, que compõe, junto com a nossa base de Belém, também, vamos dizer assim, toda essa parte de atendimento. E, a partir do momento que nós tivermos a sinalização toda desse projeto, nós podemos passar já para a fase de fazer toda a avaliação pré-operacional, que é uma condição necessária, que está dentro de todos os manuais, está dentro dos processos, dos procedimentos do Ibama. E, a partir daí, sim, a Petrobras poderia iniciar o processo todo da campanha exploratória. Só ainda, para ressaltar para vocês, uma outra questão que eu acho que é fundamental. A sonda, a NS42, que é a sonda que está preparada pela nossa área de engenharia, para fazer essa perfuração lá, é uma das sondas, vamos dizer assim, mais adequadas e mais modernas hoje, vamos dizer assim, para aquela área, para aquela região. E nós contamos com, vamos dizer assim, uma possibilidade também de estar recebendo do Ibama, proximamente já, uma autorização para fazer a limpeza dessa sonda, que está aqui no Sudeste, para que ela possa navegar lá para a região do Amapá, para que nós consigamos fazer esses estudos, que há bastante tempo, não só a Petrobras, mas o Brasil também está aguardando."
Silvia dos Anjos,"Olá, Gabriel. Então, vou complementar aqui um pouco, a importância da Margem Equatorial para nós. Nós começamos as nossas descobertas do Brasil na Bacia de Campos, e na Bacia de Santos viemos com os carbonatos. E aqui na bacia, que nós estamos esperando, nessa grande fronteira, que é a Margem Equatorial, são sistemas semelhantes aos que temos na Bacia de Campos, sistemas turbidíticos, que se correspondem ao modelo que ocorre na Guiana, no Suriname, lá em Gana. Aliás, nós adquirimos esses blocos já em 2013, quando da descoberta em Gana, por conta dessas margens conjugadas em que a geologia se repete, o Gondwana botou tudo junto, nós separamos. Então, existem muitas semelhanças. Há geradores semelhantes ao que nós encontramos na Venezuela e outros da mesma idade. Portanto, por que ir para essa área? Porque existe um potencial petrolífero significativo. Há um potencial que só é descoberto depois que você perfura o poço. Então, o sistema petrolífero nos leva para essa região aí. Estamos previstos, como você perguntou aqui, o primeiro passo é um poço, que nós estamos fazendo, mas nós temos seis blocos, há uma previsão de oito poços. A Presidente falou muito bem que, claro, ninguém faz exploração, furando um poço e indo embora. Se nós acharmos o óleo no primeiro poço, muito bem, se não for no primeiro, vai ser no segundo ou terceiro, porque nós vamos fazer, de fato, uma avaliação exploratória digna dessa margem, de todo esse esforço que nós estamos fazendo e aguardando por muito tempo. Eu gostaria só de deixar muito claro e muito tranquilo, além de toda a garantia técnica que foi dada aqui, de equipamentos e tudo mais, para garantir a segurança, barcos de apoio, é muito importante que, geologicamente, nós tenhamos certeza que as correntes marítimas na região correm paralela à costa. Então, é a maior garantia que, se eventualmente houver qualquer tipo de espio de óleo, algum derrame, esse óleo não vai para a costa. Ele não vai chegar nos manguezais, não vai chegar na água rasa. Outra coisa que eu gosto de dizer também, não é a primeira vez que nós estamos furando esse poço. Essa margem do Amapá já teve 67 poços perfurados, perfurados em água rasa. Esse modelo de água profunda, nós já furamos mais de 3 mil poços. Hoje, agora, estão sendo furados 11 poços ao longo da nossa margem leste, sem nenhum tipo de problema. Então, a perfuração desse poço, vai ser mais um poço que não vai dar problema nenhum. E não há, eu gosto também de dizer, gente, não há nenhum conflito com a questão ambiental, de emissão e de clima. Porque, veja, a emissão no Brasil é muito baixa, a relação dos fósseis é apenas 1%. Então, nós podemos, naturalmente, furar isso, as nossas emissões são baixas. Então, não há nenhum conflito em cuidar do meio ambiente e fazer a exploração do petróleo. Nós somos um modelo aqui de empresa que investe fortemente no meio ambiente, protegemos as baleias, os golfinhos, os peixe-boi. Então, isso nos dá a garantia, à população, à sociedade, que essa perfuração não vai impactar o meio ambiente e pode, sim, garantir uma segurança energética mais longa e uma qualidade de vida para os povos ali da região."
Gabriel Barra,"Ótimo, pessoal. Obrigado. Se eu puder fazer muito rápido a segunda, até para dar tempo para os outros, só pegando um pouco a questão do CAPEX. Acho que a Renata falou um ponto que me chamou a atenção, que é em relação a, talvez, você capitalizar mais e ter menos arrendamento, até para ter um controle maior, talvez, dos equipamentos, das plataformas, dos navios, etc. Então, eu queria só ouvir, fazer um follow-up em relação a isso, para ver se eu entendi corretamente. Daria para esperar daqui para frente a Companhia pensar mais em capitalizar esses PLSVs, SVs, sondas, etc. e menos arrendamento? É isso que nós deveríamos pensar para frente em relação ao investimento da Companhia? Ou eu entendi errado?"
Renata Baruzzi,"Não, você entendeu errado. Nós pensamos em afretar um PLV, não em comprar um. As sondas nossas, hoje, são todas afretadas também. Nós não temos a intenção de mudar esse modelo. O que nós mudamos recentemente, que, na verdade, já estava previsto no nosso padrão da Companhia, é em relação aos FPSOs. Os FPSOs, nós temos um padrão dentro da Companhia, que nós avaliamos, desde liquidez do mercado, como é que está o nosso endividamento, como é que está a competitividade do mercado, para nós definirmos qual vai ser o modelo de contratação de FPSO exclusivamente. Que aí pode ser um afretamento, pode ser uma própria, pode ser o que nós temos feito, estamos começando a fazer agora, que é o BOT, Build, Operate and Transfer. Então, para FPSO, nós temos essas três opções. E hoje, para os barcos de apoio, barco de lançamento, barco de ancoragem e sondas, o nosso modelo continua sendo afretamento."
Monique Greco - Itaú BBA,"Obrigada por pegar essa última pergunta. Boa tarde a todo mundo. Eu vou insistir um pouco no ponto do CAPEX, que eu acho que é, talvez, o ponto mais relevante aqui para hoje. Não ficou muito claro ainda para mim a conexão entre a antecipação desses US$2 bilhões adicionais e uma antecipação de produção em Búzios. A minha dúvida é, esses 2 bilhões adicionais no 4T, eles estão relacionados à antecipação do Almirante Tamandaré, que já foi concluída, ou esses 2 bilhões estão relacionados a uma potencial antecipação dos projetos de Búzios 8 a 11? E se for essa segunda opção, qual é a magnitude dessa antecipação? Nós poderíamos pensar em novas datas para os projetos de Búzios 8 a 11? Seria essa antecipação que gerou aquele VPL positivo que a Magda comentou no começo do call?"
Renata Baruzzi,"Oi, Monique. Como eu expliquei, quando nós assumimos a Diretoria junto com a Presidente Magda, a Diretora Silvia, nós vimos que os projetos estavam praticamente todos atrasados. Todos atrasados. E o que nós fizemos foi um esforço hercúleo para recuperar o atraso, principalmente da P78 e da P79, que são as primeiras que vão ser entregues para o campo de Búzios. Então, primeiro ponto. O segundo ponto é, a Diretora Silvia tem uma fala que é cada gota importa, e para mim é cada dia importa. Então, nós temos trabalhado com alternativas diferentes para poder antecipar qualquer dia de produção. Então, desde nós pensarmos em uma viagem tripulada dos nossos FPSOs, de ir direto para o campo, em vez de vir para a Baía de Guanabara, inclusive o pessoal fala: poxa, não vi mais nenhuma plataforma na Baía de Guanabara, não vai ver mesmo, porque nós vamos mandar tudo direto para a locação. Por quê? Porque nós queremos ganhar esse tempo. Então, tudo o que nós podemos fazer para antecipar a produção, nós estamos fazendo."
Monique Greco,"Renata, só para confirmar se eu entendi, então, na verdade, o que vocês estão chamando de antecipação é uma manutenção dos prazos originalmente previstos que estavam em risco de atraso?"
Renata Baruzzi,"Isso. E sempre trabalhando para antecipar mesmo. Não permitir que atrasem, como também tentar antecipar."
Magda Chambriard,"Monique, só lembrando para você, que, no âmbito desse esforço, o Almirante Tamandaré chegou no Brasil e foi para a locação ainda no ano passado, e o previsto era para esse ano. Então, nós antecipamos a entrada do Almirante Tamandaré. Da mesma forma, antecipamos, fruto desse esforço, o Maria Quitéria. Maria Quitéria era para entrar em 2025, como eu falei para vocês, ela entrou no início do último trimestre de 2024. Além de todo o esforço de mitigação de atraso do P78 e P79, como a Renata mencionou. Então, na verdade, tem as duas coisas, tem mitigação de atraso e tem antecipação de fato."
Eduardo De Nardi,"Obrigado, Renata. Obrigado, Monique. Obrigado, Magda. Encerramos agora a sessão de perguntas e respostas. Se vocês tiverem perguntas adicionais, nosso time de relacionamento com investidores vai estar muito feliz (inaudível). Agradeço a todos a participação nesse evento. Informo que a apresentação do evento já está disponível no site de RI da Companhia, e em breve, nós vamos disponibilizar também o áudio desse webcast para replay. Muito obrigado pela participação de todos. Tenham todos um bom dia."