Webcast – Resultados do 3º trimestre de 2024 
 8 de novembro de 2024 
Eduardo De Nardi: Boa tarde. Bem vindos ao webcast da Petrobras com analistas e investidores, sobre os nossos resultados do 3T24. 
É um prazer estar com vocês hoje neste evento, que será apresentado em português com tradução simultânea para o inglês. Os links para a transmissão em ambos idiomas se encontram em nosso site de relacionamento com investidores. 
Gostaríamos de informar que todos os participantes acompanharão a transmissão pela internet como ouvintes. Depois da nossa introdução, nós vamos ter uma sessão de perguntas e respostas e vocês podem enviar perguntas pelo e-mail petroinveste@petrobras.com.br 
Estão presentes conosco hoje Clarice Copetti, Diretora Executiva de Assuntos Corporativos; Claudio 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; MauricioTolmasquim, 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 Processos Industriais e Produtos; além de demais executivos da Companhia. 
Para iniciar, passo a palavra ao nosso Diretor Financeiro, Fernando Melgarejo, para a apresentação. Por favor, Fernando, pode prosseguir. 
Fernando Melgarejo: Boa tarde a todos. Obrigado pela presença em mais um webcast de resultados da Petrobras. Eu vou começar apresentando os destaques desse 3T24, e na sequência, eu e os demais diretores responderemos às perguntas que forem apresentadas para nós. 
Iniciando no slide três, para todo mundo acompanhar, sobre destaques operacionais. 
Começo trazendo os destaques operacionais da área de exploração e produção. 
Tivemos um período de importantes avanços. Em outubro, nós colocamos em operaçãodois FPSOs, o Maria Quitéria, no Campo de Jubarte, na Bacia de Campos, e o Marechal Duque de Caxias, no Campo de Mero, na Bacia de Santos. 
E ainda recebemos o Almirante Tamandaré, que já está em águas brasileiras e vai operar no Campo de Búzios no ano que vem. Esta será a primeira unidade de alta capacidade a ser instalada em Búzios, com potencial para produzir até 225.000 barris de óleo e processar 12 milhões de metros cúbicos de gás/dia. A ideia é que comecemos no ano que vem, mas há expectativas de antecipação também.
São entregas muito importantes do nosso Plano Estratégico. No caso do Maria Quitéria, nós conseguimos, inclusive, antecipar a operação que estava prevista para 2025. Esse esforço de execução e antecipação de prazos se traduz na aceleração de receitas que esses tipos de ativos vão gerar, à medida que chegam a sua capacidade plena. Juntos, a capacidade plena é de mais de 500.000 barris por dia. 
Aqui nesse slide vocês podem ver outros importantes marcos do E&P, por exemplo, a marca histórica de produção acumulada em Tupi, que chegou a 3 bilhões de barris de óleo. Além disso, em Mero, o FPSO Sepetiba atingiu o topo de produção em menos de oito meses, contribuindo para nossa produção do trimestre. Em termos de exploração, anunciamos uma grande descoberta de gás na Colômbia e entramos na África do Sul, com uma participação minoritária no bloco da Bacia de Orange. 
No slide seguinte, passamos para os destaques do Refino. Seguimos com alto nível de processamento dos nossos refinos, 95% em média no trimestre, sendo que em setembro atingimos 97%. Tudo isso mantendo o rendimento de derivados de alto valor e com resultado em eficiência operacional cada vez melhores. Tivemos, por exemplo, omelhor resultado histórico mensal de intensidade de emissões de gases de efeito estufa, no caso do parque de refino. 
Destacamos aqui também o aumento de vendas de derivados no Centro-Oeste, graças aos nossos esforços e expansão logística nessa região. E, o acordo com a Vale para testes com produtos de baixo carbono, incluindo o Diesel R, com 5% de conteúdorenovável. 
Outra grande entrega do nosso plano é a Unidade de Processamento de Gás Natural de Itaboraí, aqui no Rio de Janeiro. Estamos prontos para iniciar a operação comercial em breve. Esse projeto é extremamente estratégico para a Petrobras, pois aumenta a oferta de gás natural para o mercado brasileiro. 
Começaremos com metade da capacidade e até o final do ano estaremos com dois módulos em funcionamento, totalizando uma capacidade de processamento de 21 milhões de metros cúbicos de gás por dia. 
Vale destacar nosso retorno ao top 10 do ranking “Empresas dos Sonhos 2024”, após quatro anos fora do ranking. Os resultados da pesquisa são importantes ferramentas para empresas que desejam atrair, reter e desenvolver talentos. Isso é um indicativoque estamos no caminho certo. 
Entrando agora no resultado financeiro, no slide cinco. Nesse 3T não tivemos impactos relevantes de itens não recorrentes, ao contrário do que observamos no trimestre anterior, como todos podem lembrar. Nosso EBITDA recorrente foi de US$11,6 bilhões e o lucro líquido recorrente de US$5,9 bilhões. 
Mantivemos uma forte geração de caixa de US$11,3 bilhões, com aumento de 24% em relação ao trimestre anterior. O fluxo de caixa livre ficou em US$6,9 bilhões. A dívida bruta está sob controle, em US$59,1 bilhões, dentro da faixa estabelecida em nossoPlano Estratégico. Mais à frente vamos detalhar esses números e vocês vão ver que a dívida financeira atingiu o menor nível desde 2008. 
Com nossas atividades em plena carga, fechamos o trimestre com pagamento de R$64,4 bilhões em tributos e aprovamos dividendos e juros sobre o capital próprio na ordem de R$17,1 bilhões. Como vocês podem ver, os números demonstram que alcançamos resultados consistentes em um contexto de queda do preço do Brent Slide seis. Nesta tela temos o retrato do cenário externo ao longo do 3T. O Brent caiuem relação ao trimestre anterior, assim como o crackspread do diesel. Com isso, tivemos redução na margem, mas conseguimos compensar com maiores volumes de vendas de derivados. 
Nesse trimestre, na média, percebemos uma desvalorização do Real frente ao Dólar, mas o câmbio final ficou em R$5,45, impactando positivamente o resultado financeiro. 
O Real se valorizou 2% no 3T24, em comparação a desvalorização de 11,2 no 2T24, 
Passando para o slide seguinte, esse cenário de queda de Brent e o crackspread dodiesel impactou o EBITDA do 3T, mas os efeitos foram parcialmente compensados peloaumento da participação do petróleo produzido no mix de derivados e pelo maior volume de vendas no mercado interno. 
Com isso, conseguimos alcançar um EBITDA ajustado recorrente de US$11,6 bilhões, ligeiramente inferior ao trimestre anterior, quando expurgamos os eventos exclusivos de ambos os trimestres. 
O lucro líquido de US$5,9 bilhões reflete o ganho com a valorização cambial do Real frente ao Dólar no resultado financeiro e a ausência de despesas que afetaram otrimestre anterior. 
Passando para o slide seguinte, podemos ver nessa tabela que nossa geração de caixa permanece forte e suficiente para suportar nossos investimentos, nossas obrigações financeiras e o pagamento de dividendos. 
Um ponto que eu gostaria de destacar é a nossa realização de investimento nesse trimestre, investimos US$4,5 bilhões, cerca de 30% acima do trimestre passado. Esse aumento se deu, principalmente, devido à concentração de marcos planejados de pagamentos em projetos do E&P, incluindo aqueles relacionados às novas plataformas de Búzios. 
Contribuiu também, a realização de investimentos relacionados ao início das obras da Unidade P-84 em Atapu e P-85, em Sépia. Este aumento não altera a projeção de investimentos para 2024. Somando os primeiros nove meses, os investimentos da Petrobras chegaram à ordem de US$10,9 bilhões. 
No slide nove, antes de falar da nossa trajetória da dívida, é bom destacar a bem sucedida emissão que realizamos entre agosto e setembro. Emitimos um novo bond de dez anos, com vencimento em 2035, no montante de US$1 bilhão ao menor spread sobre os títulos do Tesouro Americano desde 2011. Em paralelo, fizemos também uma operação de recompra. 
As duas operações conjugadas estão em linha com a gestão de dívida da Companhia, contribuindo para o nosso compromisso de controle do endividamento. E a dívida financeira, portanto, chegou a US$25,8 bilhões, como pode ser verificado, o menor nível desde 2008. 
Passando para a tela de dividendos. Seguimos mantendo nosso compromisso com a distribuição dos resultados gerados e a sustentabilidade financeira da Companhia. Com a dívida bruta sob controle e resultados positivos acumulados, nosso Conselho de Administração aprovou a distribuição de remuneração aos acionistas relativa ao 3T, de R$1,32 por ação, que serão pagos em duas parcelas iguais em fevereiro e março. 
A forma de distribuição, JCP e/ou dividendos, será definida até o final do ano, quandoteremos as informações necessárias para obtermos o máximo de eficiência tributária. 
Na última tela, conseguimos ver a importante contribuição em tributos das nossas atividades para os entes municipais, estaduais e federais, e esta é apenas uma parte do retorno da Petrobras para a sociedade. Some-se a isso os dividendos pagos à Uniãoe o nosso Plano Estratégico, com projetos de alto retorno que contribuem cada vez mais para gerar valor aos nossos acionistas e para a sociedade. 
A Petrobras teve um aumento de 14% quando comparado ao mesmo período do anoanterior, sendo o recolhimento, nesse 3T, de R$64,4 bilhões. 
Finalizo a minha apresentação e passo a palavra para o Eduardo, que dará início a sessão de perguntas e respostas. Obrigado a todos. 
Matheus Enfeldt, UBS: Bom dia, boa tarde a todo time Petrobras. Obrigado por pegar minhas perguntas e parabéns pelos resultados e consistência. Vou focar minhas perguntas um pouco mais do lado operacional hoje. Na primeira pergunta, eu queria pegar um pouco mais de granularidade da produção do 3T. Tinha uma expectativa de melhora de produção no2S, até pelos comentários da Companhia de que o 2T teve impacto negativo de paradas programadas e intervenções não programadas. 
Eu queria perguntar quanto da produção deste trimestre, incluindo o pré-sal, foi impactado por essas paradas? E como é a perspectiva, olhando para frente, se dá para pensar em uma produção mensal subindo daqui e durante 2025? Qual é a perspectiva de curto prazo? Talvez com um pouco mais de granularidade da produção. 
E a minha segunda pergunta, do lado exploratório, pelos dados da ANP, 2024 foi um dos anos com menor atividade exploratória no Brasil. Nesse sentido, o que tem sido as maiores dificuldades da Companhia, ainda considerando o risco de declínio da produçãoa partir de 2030 ou mais para o meio da década. Pensando oportunidades também de exploração dentro de Santos e Campos. 
E quando nós pensamos em reposição de reserva, dada as dificuldades domésticas, se faz sentido buscar aquisições em outros países e se faz sentido, também, pensar em aquisições de campos, como a Companhia já tem avançado um pouco. Ou se faz sentido também pensar em aquisições de outras empresas com portfólio já formado. 
Essas são as minhas perguntas. Obrigado. 
Silvia dos Anjos: Boa tarde, Matheus. Vou começar pela segunda pergunta, que você fala sobre a questão da redução da atividade exploratória e potencial das Bacias de Santos e Campos. 
Então, é sempre importante lembrar que nós alcançamos em 2006 a tão sonhada autossuficiência, sonhada desde a criação da Petrobras. E o fator determinante disso é que nós continuemos com essa autossuficiência, aumentando a produção e repondoreservas, que essa é a nossa trilha. 
Vemos aqui que nós temos no nosso Plano Estratégico, já 24-28, US$7,5 bilhões na área de exploração. E vemos o seguinte: para esse projeto de pesquisa, nós temos opotencial petrolífero significativo que nós estamos investindo, em três formas. 
Primeiro, a reposição, quando você pergunta de Campos e Santos, sim, vamos estar investindo em novas oportunidades das áreas que nós já temos e procurando novas áreas, que aí entra a Margem Equatorial, onde nós temos a maior análise já feita desde 2013. Adquirimos aqueles blocos em 2013, temos estudos feitos. Tem uma semelhança muito grande com a Bacia de Campos. 
A Margem Equatorial detém semelhanças nos sistemas de reservatórios, sistemas turbidíticos semelhantes à Bacia de Campos. É uma área potencial, um gerador mapeado em sísmica, semelhante aos grandes geradores dessa época do (inaudível), ocorre tanto na Venezuela quanto em, as descobertas mais recentes, Guiana e Suriname. 
Então, existe um potencial enorme que nós temos que avaliar e nós só avaliamos perfurando, e para perfurar, precisamos da licença. Então essa é a nossa principal linha de investimentos. E para essa área são US$3,1 bilhões que nós estamos investindo, que nós temos no nosso planejamento. 
Outro ponto que você fala é fora do Brasil, então nós temos um portfólio, para repor reservas nós vamos buscar. E, claro, quanto maior a produção, maior a necessidade de repor reservas, e a nossa produção está crescente. Então nós vamos procurar onde? 
Nas principais áreas com grande retorno e potencial exploratório. E aí nós buscamos áreas que nós temos um conhecimento já bastante consagrado, como o que nós temos aqui nas nossas bacias. 
E nesse sentido, nós fomos para as bacias conjugadas da África, por exemplo, e que tem semelhanças com as nossas Bacias de Campos e Bacias de Santos, no sentido dopós-sal, principalmente. Então nós fomos com essa visão de busca, de repor reserva, é nossa meta e nós vamos buscar onde ela for economicamente viável e lucrativa para a Petrobras. 
Só para mencionar, nós concluímos neste ano a aquisição em São Tomé e Príncipe. 
Fizemos uma participação junto com a Total, na África do Sul. São dois poços, que já iremos perfurar no próximo ano e estamos também aguardando a licença na Margem Equatorial. 
E como eu digo, tem um potencial muito grande, tem reservatórios potenciais, um ótimogerador, mas nós só descobrimos depois que nós furamos. E aí nós verificamos se onosso modelo está correto. Então acho que é essa a primeira pergunta. 
Depois você fala sobre as paradas. De fato, esse ano foi um ano atípico, tivemos paradas programadas e não programadas. As programadas foram principalmente nas bacias de Santos, em unidades de grande porte, que têm um grande impacto na produção. Só para se ter uma ideia das programadas, nós deixamos de produzir, em média, quase 150.000 barris por dia com as paradas programadas. 
E as paradas programadas são vitais, importantes para a manutenção das nossas unidades, para a longevidade das nossas unidades e para a segurança das nossas unidades. Então a parada é que nem para automóvel, você tem que fazer a revisão e nós estamos fazendo todas elas. E elas não ocorrem todo ano, elas ocorrem em periodicidade variada e nesse trimestre, com essas da Bacia de Santos. 
E também vale mencionar as paradas não programadas, por determinações e por manutenções eventuais que nós verificamos como sendo importantes. Mas, apesar disso, com todas essas paradas, nós tivemos um impacto relativo de greves e paradas, atuação padrão, tanto do Ibama quanto da ANP, que não são normais, foram atípicas. 
Mas apesar disso, nós conseguimos estar dentro do planejado feito pela nossa análise de risco, de forma que nós prevemos, para o final de 24, a produção na meta de 2,8, nessa faixa que nós fazemos pela análise de risco, de 2.800 milhões barris/dia, mais oumenos 4%. 
Monique Greco, Itaú BBA: Oi pessoal, boa tarde. Obrigada pela oportunidade de fazer perguntas. Parabéns pelos resultados. Eu vou fazer um follow up na pergunta do Matheus, para a Silvia de novo. 
Em relação às paradas não programadas e extraordinárias, qual é o diagnóstico que a Companhia faz sobre os motivadores dessas paradas, quais foram as principais causas, e o que a Companhia tem feito, em termos de processo, talvez, para atuar na prevençãoe solução dessas paradas não programadas ou inesperadas? Essa é a minha primeira pergunta. 
A segunda pergunta é sobre CAPEX. Nós temos conversado com vocês da Companhia ao longo dos últimos meses, sobre um descasamento que existe entre o avanço físicoe financeiro na implementação dos projetos do plano. 
Vocês sempre comentam que existe um processo de melhoria em andamento, de refinar essa projeção de curva de CAPEX, de modo a diminuir esse desvio e fazer com que as projeções de investimento do plano sejam mais coladas à realidade ou ao avanço físicodesses projetos. 
Então a segunda pergunta é se vocês poderiam comentar como anda esse trabalho de refinamento dessa projeção de CAPEX e o quanto disso já deve estar refletido nopróximo plano. Obrigada. 
Silvia dos Anjos: As paradas não programadas, isso é um problema de manutenção que são feitas, sãoobservadas, ou algumas vezes novas tecnologias que nós queremos implementar oumesmo a questão de manutenção mesmo. 
Esse ano nós tivemos bastante paradas por demandas da própria ANP. Lembro que nós passamos um período de pandemia e que grande parte das nossas unidades, principalmente da Bacia de Campos, não tiveram a manutenção, foi estendida. 
Então nós estamos agora fazendo todas as manutenções, tentando rever todas as solicitações aguardadas para zerar qualquer demanda que tenha vindo da ANP. Entãonós estamos fazendo um trabalho, um esforço, para zerar qualquer pendência em questão de manutenção, para garantir segurança, garantir a longevidade das unidades. 
E isso nós temos feito para garantir, realmente, essa integridade. Creio que é isso, basicamente, zerar qualquer manutenção desejada ou anotação, solicitação feita pela ANP, já ao longo de alguns anos, então nós estamos zerando isso. 
Renata Baruzzi: Oi Monique. Eu tinha até comentado, no evento de três meses atrás, a respeito desse descasamento do físico e financeiro. Nós, efetivamente, implementamos melhorias, tanto é que nesse trimestre vocês viram como nós conseguimos realizar mais. E um dos motivos foi justamente porque conseguimos alinhar esse avanço físico com o financeiro. 
Então, nós tivemos um passivo, que nós resolvemos, e daqui para frente nós temos confiança de que nós vamos conseguir realizar aquilo que nós estamos planejando. 
Bruno Amorim, Goldman Sachs: Obrigado. Boa tarde. Parabéns pelos resultados. A minha primeira pergunta é com relação à gestão da posição de caixa da Empresa. A Empresa vem rodando com uma posição de caixa bem acima daqueles US$8 bilhões que vocês colocam como referência do que a Empresa precisaria para tocar o dia a dia. 
Então a pergunta é se existe uma intenção de reduzir esse excesso de caixa ou se vocês pretendem manter essa margem de manobra no balanço. 
E a segunda pergunta é um follow up na discussão de reposição de reservas, muito se fala da exploração da Margem Equatorial. Eu acho que seria interessante se vocês pudessem comentar um pouco sobre oportunidade no ativo de Pelotas, se dá para dar alguma ideia de tamanho potencial ou mesmo qual é o status atual do projeto. Obrigado. 
Fernando Melgarejo: Oi Bruno, tudo bem? Obrigado pela pergunta. A questão de caixa, tesouraria, disponível da Companhia é um negócio interessante, porque quando nós pensamos em projetos e necessidade de fluxo de caixa, nós colocamos um projeto desde sua exploração até oprimeiro óleo em cinco, sete anos. Então, nós nunca podemos olhar com uma visão de três meses, seis meses, como algumas empresas, que têm um giro diferente, podem. 
Então, o nosso olhar é sempre de longo prazo, ou melhor, de curto, médio e longo prazoe à luz do nosso planejamento estratégico que lá estão os principais indicadores de investimento, qual a geração de fluxo de caixa, quanto disso vai ser um fluxo de caixa líquido e quanto nós vamos utilizar, também, para os nossos investimentos, e um caixa de partida que nós temos. 
Por nós sermos uma Companhia geradora de fluxo de caixa forte, é natural que nós tenhamos ciclos. Eu vou gerando caixa, ele vai acumulando em tesouraria, vem um certo momento, eu faço investimentos ou eu distribuo. Até porque nós não temos nenhum interesse em ter caixa superior ao necessário para o nosso dia a dia operacional e para nossos investimentos. 
Até porque um caixa muito grande, ele custa. Ter tesouraria custa juros e conforme otamanho, maior é esse custo aqui dentro. 
E nós estamos revendo, o que nós temos hoje é de 8 bilhões, como você bem falou, se é possível, e para isso nós estamos fazendo vários cenários, vendo alternativas, vendoquais as flexibilidades que nós temos e os mecanismos para trabalhar com caixa mais baixo. 
Eu venho da área de tesouraria, então a minha lógica, nesse sentido, é não trabalhar com caixa elevado. É nesse sentido que nós estamos trabalhando dentro doplanejamento estratégico, que nós pretendemos divulgar até o dia 21 de novembro.
Silvia dos Anjos: Sobre a Bacia de Pelotas, além da Margem Equatorial, outra área exploratória que nós fizemos um grande investimento, adquirimos 29 blocos na Bacia de Pelotas, 26 em parceria com a Shell e outras três, com a CNOOC e a Shell. Estamos agora no momentode aquisição de dados sísmicos, como toda área exploratória requer, é uma área gigante, uma das maiores que nós já fizemos, estamos fazendo ainda uma parte. 
Começamos já esse ano e provavelmente nós terminaremos a aquisição no final do anoque vem. É uma área bastante grande, como eu disse. Depois da aquisição sísmica, tem todo o período de interpretação dos dados sísmico, seleção de áreas, escudo dos blocos, qual deles serão mais favoráveis, que poços serão perfurados e a permissão doIbama para essa perfuração. 
Então, nós estamos realizando esse programa exploratório mínimo, que é a análise sísmica e só em seguida, avaliando realmente o potencial, que nós vamos poder analisar melhor, é um 3D muito bom. E esse recurso todo faz parte daqueles US$7,5 bilhões que nós reservamos para a área de exploração no período 24-28. Entãoestamos agora no dado sísmico e vamos aguardar ansiosamente. 
É bom informar também que nós não vamos esperar o final do ano para fazer as interpretações, não. Basicamente, conforme forem sendo obtidos, nós vamos estar interpretando. 
Bruno Montanari, Morgan Stanley: Boa tarde pessoal, obrigado por pegar minhas perguntas. Eu tenho um follow up na questão de caixa/remuneração do acionista e uma questão mais específica sobre Tupi. 
Em remuneração ao acionista, na eventualidade de haver espaço para uma distribuiçãocomplementar, qual deveria ser o timing dessa decisão? Eu queria entender se seria possível ainda fazer dentro desse ano fiscal, como por exemplo, durante a apresentaçãoou logo após o Plano Estratégico. 
E queria entender também qual é o rito de aprovação. Então, se concluiu que tem espaço para distribuir, chama uma reunião de Conselho, e se aprovado, o quão rápidoisso pode acontecer? 
E na questão de Tupi, nós observamos já há algum tempo o início da fase de declínio, então, eu queria ver se vocês conseguem dividir conosco como o depletion tem se comportado. Se ele está em linha com aquela média de 10% dentro do portfólio da Companhia. Ou se o pré-sal tem se mostrado mais resiliente do que os campos maduros da Bacia de Campos. 
E também queria pegar a cabeça de vocês de como pensar na revitalização de Tupi, em termos de alocação de recursos, plataforma e para onde, eventualmente, essa produção no campo poderia ir nos próximos anos. Muito obrigado. 
Fernando Melgarejo: Oi Bruno. Tudo bem? Um prazer falar contigo. O que nós definimos neste ano, é que as melhores práticas nos trazem que é natural tomar uma decisão sobre dividendoextraordinário com o amadurecimento do Plano Estratégico, olhando toda a volumetria de curto, médio e longo prazo.
Nesse sentido, nós vamos avaliar a distribuição do extraordinário, em conjunto com oplanejamento estratégico. E se nós conseguirmos cumprir o nosso cronograma, que é entregar dia 21, aprovar dia 21 de novembro, o planejamento estratégico, tecnicamente, é sim, possível, fazer a distribuição no próprio ano, até o final de dezembro, desses valores. 
Silvia dos Anjos: O Tupi é o nosso gigante querido e ele tem um resultado melhor do que a média mesmo, ele tem um declínio de produção menor que os 10%, bem menor do que os da Bacia de Campos. 
Nós estamos agora fazendo o desafio do Tupi Mais, é o Tupi que vai voltar a produzir. 
Hoje ele produz quase 900.000 barris por dia, mas a meta é que nós cheguemos a 1 milhão de barris. Tupi está querendo competir com Búzios, que tem a meta de chegar a 1 milhão no ano que vem, e os gigantes não estão satisfeitos. 
Então é uma revitalização que vai ser feita, nós vamos fazer. O Tupi Mais engloba mais poços complementares, vamos rever um pouco mais a estrutura, implementar a estrutura de gás, injeção de gás e água, revitalizar as vias do campo, e tem uma nova plataforma pretendida. 
Então, a ideia é que nós mantenhamos o declínio de produção o mais reduzido possível e a ideia é não deixar que nós tenhamos um declínio tão acelerado como nós vimos na Bacia de Campos. 
Então todos os campos do pré-sal e também da Bacia de Campos, agora, nós estamos com esse intuito de manter poços, manter reinjeção bastante forte, de modo que nós mantenhamos a curva de produção com declínio menor possível. 
Gabriel Barra, Citi: Oi, Eduardo, time Petro. Obrigado por pegar as minhas perguntas. Eu tenho dois pontos, até voltando nesse assunto da estrutura de capital da Empresa. Eu não sei porquê, mas nós acabamos focando muito na discussão de caixa mínimo, dívida bruta, mas esquece um pouco a discussão de alavancagem. Nós acabamos tendo até uma visão um poucomais pessimista para o petróleo ano que vem. 
E minha pergunta aqui seria, tentando entender um pouco a cabeça de vocês, que tem uma estrutura de capital, o quanto, por exemplo, o preço de petróleo influencia, qual petróleo vocês estão usando para essa discussão, e principalmente tentar entender oque seria um nível de alavancagem ótimo para a Companhia hoje, olhando daqui para frente. 
Até como você falou (inaudível) menos, mais em desenvolvimento, um pouco menos de expansão. Tem muita coisa para ser feita ainda, Margem Equatorial, Bacia de Pelotas, até alguns campos fora do Brasil. 
Eduardo De Nardi: Gabriel, nós conseguimos pegar a primeira pergunta, mas a segunda, que acho que você começou, nós não ouvimos. Se você puder refazer a segunda pergunta, por favor. 
Gabriel Barra: A primeira parte é em relação a nível de alavancagem ótima na Companhia, levandoem consideração o futuro investimento, onde deveria estacionar esse nível de alavancagem da Companhia. 
O segundo ponto é mais olhando para investimento, toda essa questão também de ANP, Ibama, etc. Eu acho que tem uma questão de licença ambiental, mas também tem uma discussão em relação a indústria de serviço um pouco mais apertada também hoje. 
Olhando até para a contratação de FPSO, de sonda de perfuração, subsea, etc, achoque tem uma indústria um pouco mais apertada. 
Nós temos visto a Petrobras tentando se adequar a esse cenário um pouco mais apertado. E dentro desse ponto, eu queria ouvir de vocês duas coisas: uma, comocontornar esse problema? Nós temos visto, até na parte de FPSO, um pouco mais de flexibilização na contratação, trazendo BOT, por exemplo. Queria ouvir um pouco de vocês de como fazer isso. 
Segundo, qual o impacto em termos de orçamento futuro. Sépia está por vir com um número um pouco mais alto, perto de 9 bilhões. Se isso é o novo tamanho de investimento, olhando, claro, são unidades grandes, mas são números maiores que nós vimos no passado. Queria entender um pouco do impacto de inflação no setor também, como pode impactar o budget para vocês. 
Fernando Melgarejo: Obrigado pela pergunta. Em toda a questão do caixa e teto da dívida, nós estamos fazendo a avaliação durante o ciclo do planejamento estratégico. E, de fato, nós temos uma discussão bastante forte da estrutura de capital da Empresa e qual é a relaçãoótima entre capital de próprio e capital de terceiro. 
Tudo isso nós viemos discutindo dentro do planejamento estratégico, buscando ter um índice de alavancagem que seja adequado dentro da situação da Companhia e do planode negócio que nós temos. E nós devemos divulgar isso durante também oplanejamento estratégico. 
Muita coisa vai ficar para o planejamento, que é a nossa peça mais importante nesse final de ano e que nós vamos trazer bastante respostas nesse sentido. Mas a lógica é tentar otimizar a relação da nossa estrutura de capital, da Companhia e a relaçãoadequada entre capital próprio e capital de terceiro. 
É óbvio que tem uma questão complementar, o IFRS 16 nos faz reconhecer oafretamento como dívida e que, de fato, ele é uma dívida, é uma proxy de dívida, o fluxodo nosso investimento é que muda. Se eu faço o próprio, eu tenho os fluxos mais intensivos no início, se eu faço afretamento, eu diluo durante um tempo. 
Cada um tem uma modelagem e uma característica independente, e o afretamento foi o que nós mais usamos até hoje. Mas agora, o afretamento, o leasing que nós temos de FPSOs são afretamentos de dívida boa, do Conselho de dívida boa, porque todoafretamento é pago com algum tipo de resultado e isso está sendo levado na estrutura de capital que nós estamos desenhando para o ciclo 25-29.
Renata Baruzzi: Então Gabriel, realmente nós tivemos algumas dificuldades em contratar FPSO, o que atrasou alguns projetos na contratação. E o que nós fizemos foi, juntamente com a equipe do Diretor Fernando, nós fizemos uma abordagem ao mercado para entender oque estava acontecendo. 
Uma das coisas que nós pudemos observar é a dificuldade dessas empresas, quandoera em afretamento, de obter financiamento. Então elas não estavam conseguindo obter financiamento para poder fazer uma proposta de afretamento, isso era uma das questões. 
Outra questão era o fluxo de pagamento, como eu até já comentei aqui anteriormente, e nós remodelamos esse fluxo de pagamento para um fluxo de caixa neutro. Ou seja, não tem nenhum tipo de financiamento das empresas para a Petrobras, nem vice versa, então, fluxo de caixa neutro. Alteramos o modelo de contratação, nós não estamos contratando nesse momento afretamento. 
Nós fizemos um estudo com as nossas próximas plataformas, que temos que contratar, e realmente uma das alternativas é o BOT. O BOT, o CAPEX é da Petrobras, a operaçãofica por um tempo pela empresa e depois ele transfere o ativo para a Petrobras. Então, isso também nós acreditamos que vai facilitar a participação das empresas aqui nesses certames. 
Com relação à parte de subsea, realmente nós vimos um aumento bastante significativo, principalmente nos contratos de lançamento de duto rígido, que nós chamamos de EPCIs. Mas nos últimos dois que nós recebemos, nós já começamos a ver uma tendência de queda. 
Nós conseguimos aumentar a competitividade de (inaudível), trazendo mais players para esses certames. Então nós já tivemos mais empresas interessadas nesses certames, até por conta desses ajustes que nós fizemos nesses contratos, na forma de pagamento, na forma de medir. 
Então nós, hoje, já estamos com cinco players no EPCI. Além disso, nós estamos estudando a Petrobras ser o EPCI também, então nós contratarmos o barco, nós contratarmos os equipamentos separadamente e nós fazermos esse contrato para que nós também tenhamos a alternativa de fazer em casa em vez de ter que contratar nomercado. 
Agora, com relação aos preços, é importante também lembrar que o níquel é uma das principais commodities que afetam os preços dos nossos equipamentos, dos nossos dutos, das nossas unidades. Em 2022, a tonelada do níquel chegou a US$48 mil e aí foi descendo e hoje está em US$16 mil. Então, a expectativa nossa também é que nós tenhamos um declínio nos preços em função dessa commodity. 
Pedro Soares, BTG: Boa tarde, Edu. Boa tarde a todos. Eu tenho duas perguntas. A primeira, eu queria saber como devemos pensar a respeito das potenciais deduções tributárias relacionadas aoacordo do CARF, nos próximos trimestres. Acho que isso já começou a impactar em alguma medida no resultado do 3T, se vocês puderem talvez passar um acordo de em quanto tempo esse benefício deveria ser consumido, acho que nos ajuda aqui. 
E uma segunda sobre a curva de investimentos, está claro que os detalhes definitivos vão ser anunciados no Plano Estratégico. Mas vocês poderiam, talvez, compartilhar um pouco de como veem o perfil entre o CAPEX em implementação, em avaliação para frente, se nós deveríamos esperar uma mudança entre os perfis de CAPEX nesse novoplano versus o do ano passado. 
Fernando Melgarejo: Obrigado, Pedro. Falando do acordo do CARF, no fluxo de caixa operacional do 3T, os impactos positivos incluíram menor recolhimento de imposto de renda e contribuiçãosocial e deduções ligadas ao acordo, na ordem de US$800 milhões neste 3T. Cerca de 4,2 bilhões que nós tivemos de economia, ou deixou de recolher, em função da compensação na base fiscal. E o remanescente fica até o 1T25, na ordem de uns R$3 bilhões, uns US$500 milhões, aproximadamente. 
Em relação aos nossos investimentos, nós avaliamos que não vai ter grandes mudanças em relação à sua maturidade. Então, nós vamos ter aquele que nós vemos, é um projetoem implementação, ele continua grande ainda em 2025, e vai reduzindo, porque é um ciclo. Tem aquele em implementação e tem aquele em prospecção, à medida que oprospecção vira implementação, vai tendo um ciclo nesse sentido. 
Essa lógica nós incluímos desde o planejamento estratégico do ano passado, se nãoestou errado aqui, e foi bastante importante para nós conseguirmos decifrar lá dentro a maturidade e o grau e o nível de acerto que nós temos na exigência do uso de recursopara isso, ou seja, uso de caixa, nós temos uma certeza muito maior. 
E, como eu falei, não deve ter grandes mudanças e nem poderiam ter grandes mudanças de um ano para o outro, já que a nossa visão é sempre de longo prazo, quatro, cinco anos para botar um projeto, tirando o primeiro óleo, ou um projeto de energia renovável, que é um pouco mais curto, mas também não é um tempo tão longoassim. 
Rodrigo Almeida, Santander: Boa tarde, pessoal. Eu queria, primeiro, voltar ao ponto de produção e falar um poucodo pós-sal. Acho que, primeiro, levando em consideração os processos de descomissionamento que nós vimos, principalmente o Marlim. Agora nós tivemos a entrada do Maria Quitéria, então, eu queria entender um pouco, as próximas unidades de revitalizações, acho que só vem um pouco mais para frente, 27, 28. 
Então, como nós devemos pensar a curva de produção da Companhia no pós-sal, achoque é interessante. E talvez falar um pouco de Roncador e Marlim, olhando para frente, nesse contexto. 
A segunda pergunta que eu tenho é talvez uma pergunta um pouco mais difícil de responder, mas eu queria pegar a percepção de vocês em relação a alocação de capital. 
Quando nós falamos de CAPEX versus M&As, e aqui eu estou falando de CAPEX, principalmente de projeto de revitalização, como o Marlim ou Tupi ou coisa dessa natureza, e M&As investimentos inorgânicos, por exemplo, Namíbia, que é um projetoque quando nós olhamos, já está bem avançado. 
Então, como vocês colocam no balanço, de decisão, esses projetos inorgânicos versus esses projetos orgânicos dentro do portfólio do E&P em si? Acho que seria legal termos um pouco dessa percepção de vocês. Obrigado, pessoal.
Fernando Melgarejo: Rodrigo, nós vamos começar pela segunda pergunta, em relação ao CAPEX e M&As. 
Nós temos, como estratégia aqui, não comentar projetos específicos, o importante é nós falarmos de uma forma geral. 
Não há diferença em relação ao investimento inorgânico, como M&A, ou projetoorgânico, todos passam pelo mesmo processo de governança, a mesma exigência de retorno, tem que passar em todos os cenários, inclusive o cenário de resiliência, tem que gerar um VPL positivo para nós irmos a frente. 
Esse é um conceito dentro da Companhia, a governança é desenvolvida dessa forma, tem funcionado, obviamente que aprimoramentos são sempre bem vindos, mas neste momento nós não vemos nenhuma mudança nesse sentido. 
E em termos de retorno, nós olhamos o retorno desse investimento, obviamente, aqueles que têm mais risco, by the book, nós queremos um retorno maior e vice versa. 
Mas também tem um alinhamento estratégico, eu preciso ter um investimento que eutenha um alinhamento estratégico, que eu gero sinergias e que eles têm que ser olhados dentro de um portifólio e não em uma avaliação individual. 
Então, eventualmente eu posso ter um retorno menor em algum investimento, mas desde que tenha sinergia e tenha aderência com o nosso portfólio, que eu possa nãoestar prejudicando o todo, mas tendo uma sinergia e uma estratégia futura de médio e longo prazo que faça sentido. Obviamente, eu estou falando tudo isso, mas sem desconsiderar que sempre tem que ter VPL positivo, inclusive nos cenários de resiliência. 
Silvia dos Anjos: Então, na questão do pós-sal, realmente foi o grande declínio da Bacia de Campos e oque nós estamos prevendo para ele é uma total retomada. Retomando agora nós já temos Jubarte, Marlim Sul, Marlim Leste, Barracuda e Caratinga, são as quatro unidades novas para revitalizar o campo, o pós-sal de modo geral. 
Mas, além das unidades, o que importa é que nós estamos fazendo um trabalhoespetacular de botar novos poços produtores em unidades já em operação e nós prevemos já um crescimento de 200.000 barris na bacia. 
A bacia, de modo geral, tem um fator de recuperação muito baixo, não nos nossos campos, cerca de 17%, e nosso objetivo é aumentar a produção e manter a curva dopós-sal com essas revitalizações da Bacia de Campos e também esses novos poços em todas as áreas. 
A Bacia de Campos é o exemplo, é o modelo de produção nesses reservatórios turbidíticos, tem sido o exemplo e o modelo para que nós possamos chegar para a África, chegar lá para a Margem Equatorial, é uma escola. E o que nós vamos fazer é aumentar a produção para dar uma longa vida a essa bacia. A ideia é que nós produzamos, ao longo até de mais alguns anos, tudo o que já foi produzido. 
Logicamente não é em curto prazo, mas a ideia é tratar essa jovem anciã, que está fazendo 50 anos agora, no dia 22 de novembro, e vamos estar celebrando 50 anos da Bacia de Campos, que fez mudar a história da Petrobras, fez mudar a história do Brasil e nos deu o conhecimento necessário que avançasse para a Bacia de Santos e fôssemos hoje uma referência mundial na exploração e produção de petróleo. 
Então a Bacia de Campos, sim, pós-sal, tem toda a nossa prioridade para continuar sendo um exemplo para nós, agora de revitalização. 
Jorge Gabrich, Scotiabank: Prezados, parabéns pelo resultado e obrigado por pegar minhas perguntas. Primeiro, nós já temos alguns meses aqui do Decreto do Gás para Empregar. Como o decretoalterou a dinâmica das discussões com a ANP sobre projetos futuros e como ele alterouo olhar da Petrobras para os mesmos? 
E segundo, dada a posição deficitária aqui do Brasil em diesel, e a crescente prevalência do produtoimportado no mercado, como a Petrobras decide o suprimento, geograficamente falando, e a distribuição entre pequenos e grandes players? E se a Empresa tende a concentrar o relacionamento ou opta por uma estratégia mais pulverizada. Obrigado. 
Mauricio Tolmasquim: Obrigado, Jorge. Com relação ao Gás para Empregar, nós, inicialmente, ficamos realmente apreensivos, mas em uma leitura que nós estamos tendo, é que ele vai se aplicar a novos projetos e não já aprovados. Então nós estamos aguardando a publicação da Agenda Regulatória da ANP para o biênio 25-26, para justamente conversar com a ANP. 
Nós estamos, no que diz respeito ao gás, agora, muito focado na emenda no Senado, a lei do Paten, que tem algumas medidas previstas de redução do mercado da Petrobras, que atingiria a Petrobras, mas as conversas estão sendo positivas. Nós já avançamos muito, estamos, eu acho que, com um acordo com relação a preservaçãoda produção própria da Petrobras e estamos ainda conversando. 
Resolvemos também a questão da importação do GNL e estamos ainda conversandosobre a questão da importação de Bolívia e Argentina, e os contratos já realizados com terceiro. Ou seja, em resumo, estamos acompanhando essa agenda, mas estamos otimistas que vai ser tudo resolvido. 
Claudio Schlosser: Boa tarde a todos. Obrigado pela pergunta, Jorge. Só talvez colocar um pontoimportante. 
Em primeiro lugar, esclarecer que não tem uma prevalência de produto importado noatendimento do mercado brasileiro, pelo contrário, desde que nós lançamos a nova estratégia comercial, onde nós colocamos preços mais competitivos, inclusive, nós temos ampliado muito a utilização dos ativos da Petrobras, especialmente do refino, os ativos de logística, no sentido de capturar essa margem no país. 
Para dar uma ideia, temos, no ano de 24, o acumulado está em torno de 23% da demanda interna de Diesel A, como os diversos players, importando, inclusive a Petrobras. E os principais importadores são justamente as companhias distribuidoras. 
A Petrobras também atua no mercado de importação de forma complementar a produção interna e buscando atendimento dos clientes de uma maneira e de uma forma mais efetiva, aproveitando uma série de vantagens logísticas que nós temos. 
E essa decisão, Jorge, é baseada em processos de planejamento operacional, baseadoem uso de ferramentas computacionais de otimização, enfim, são considerados, na questão geográfica, tem diversos fatores. 
Por exemplo, eu tenho todo um planejamento de parada de ativos, de refino, de logística, que implicam nessa, digamos, na decisão de você suprir o mercado ou aquele mercado cliente, de uma forma ou de outra. Então ele é utilizado com essa base de ferramentas computacionais. 
Quer dizer, o nível de estoques também influencia muito nisso. Nós temos uma série de oportunidades que nós capturamos no mercado internacional, buscando aproveitar a sinergia com as operações de importação e exportação, aproveitando, eventualmente, um frete de retorno. E avaliamos então essas otimizações regionais para melhor resultado. 
Em termos de relacionamento comercial, dentro das melhores condições de refino e de logística, o que nós sempre vamos querer é ser a melhor opção frente às outras alternativas de suprimento, atendendo players de diversas escalas, áreas de atuação, que, na verdade, no conjunto, permitem com que nós tenhamos uma otimizaçãooperacional econômica de todos os nossos ativos. É isso. Obrigado, Jorge. 
Lilyanna Yang, HSBC: Obrigada pelo espaço para fazer perguntas. Eu vou me reter a duas. Uma sobre as reservas. Eu queria saber o que vocês poderiam fazer para poder assegurar que a licença ambiental para a Margem Equatorial possa vir o quanto antes. 
Nessa mesma linha também, pensando em mais reservas, a Silva já comentou sobre a revitalização da Bacia de Campos, e eu queria entender se isso já não estava contemplado no plano de 2024-28. Silvia, você mencionou 200.000 barris por dia de potencial recuperação de produção. Queria só entender se isso já estava naquele PlanoEstratégico para vir na sua curva de 2,4 milhões de barris para 2026-27. 
Nessa mesma linha da reserva, vocês pensariam em comprar ativos que já estãoproduzindo na região de Campos, de forma a vocês mesmo poderem pensar em otimização de investimentos e recuperação das reservas e se teria alguma ideia de magnitude. Então todas essas perguntas estão relacionadas a aumento de reserva. 
E se puder fazer também a minha segunda pergunta, na área de downstream, só queria entender como está o andamento das negociações na parte de fertilizantes com a Yara, para investimentos no setor e qual seria a ideia para a forma de precificação do gás que a Petrobras vai vender para as plantas de fertilizantes? Obrigada. 
Silvia dos Anjos: Lilyanna, obrigada pela pergunta. De fato nós buscamos, reserva é o nosso day by day e nós buscamos reserva, ampliar reservas com novas áreas, otimizando as áreas que nós já temos. A Bacia de Campos é isso, está dentro daquele plano, mas nós estamos tentando acelerar o máximo possível a perfuração desses poços para nós obtermos esses 200.000 a mais. Mas já está dentro do planejamento 24-28, sim. 
E nessa reposição de reservas, claro, não posso deixar de falar sobre a Margem Equatorial, que na verdade é o nosso desafio. Nós podemos tirar mais daquilo que nós já temos, mas o grande salto é com novas descobertas. 
E, como eu já disse, a Margem Equatorial detém, pelo fato de ter a semelhança que nós vemos com outras bacias, tanto do ponto de vista do modelo deposicional dos reservatórios, reservatórios turbidíticos muito prolíficos, que devem ser produtores comonós temos na Bacia de Campos, tem um potencial gerador muito grande que nós só vamos confirmar perfurando. 
Então nós temos um sistema petrolífero na Margem Equatorial que, se testado e confirmado, vai dar grandes resultados. Eu gosto sempre de falar que a semelhança, se fala em um novo pré-sal, mas na verdade, a semelhança da Margem Equatorial é com a Bacia de Campos. 
Clarice Coppetti: Boa tarde a todas e todos. Boa tarde Lilyanna. Obrigada pela pergunta. Para obter uma licença, a Petrobras não tem medido esforços. E eu quero só, que eu vi em alguns comentários recentemente, nessa última resposta do Ibama para nós, não houve uma negativa da licença. 
O que houve foi um conjunto de questionamentos da equipe técnica, sobre a proposta que nós apresentamos em agosto, início de agosto deste ano, que foi a construção de mais uma base de proteção à fauna da Petrobras, agora localizada no município doOiapoque. 
Essa estrutura toda que nós propusemos, dentro do nosso pedido de licença, para perfuração no Amapá, Águas Profundas, de fato é um conjunto de serviços, é uma base de proteção à fauna física, mas ela está articulada com um conjunto grande de embarcações marítimas, embarcações fluviais, aeronaves, e um conjunto significativode serviços de técnicos especializados em proteção à fauna. 
Então, a Petrobras, através de todas as nossas equipes técnicas, nós não temos medidoesforços de levar ao Ibama, cada vez com mais segurança, que nós temos condições de ganhar, obter essa licença, e fazer, obviamente, com vocês sabem, após a obtençãoda licença, nós temos ainda um exercício que tem que ser feito, que é a nossa avaliaçãopré-operacional. E nós estamos prontos para isso, contratando inclusive empresas altamente especializadas do setor. 
responder esses últimos Então nós estamos bastante confiantes, vamos questionamentos. Não vimos isso, de forma alguma, como uma negativa da nossa licença. 
William França: Lilyanna, obrigado pela pergunta. Sim, nós assinamos um memorando de entendimentoque é não vinculante, com a Yara, há alguns meses. Estamos conversando com o nossosegmento de RTC, também com a nossa área de renováveis, e há algumas oportunidades, sim, alguns ativos da Yara, que é uma grande player internacional na área de fertilizantes. 
São uns ativos que nos interessam no Brasil, discutindo possibilidades e oportunidades, por exemplo, em produzir fertilizantes utilizando biometano. Então, nós temos sim conversado com a Yara e temos oportunidades que, como disse o Diretor Fernando, tem que ser avaliado, tem que dar VPL positivo nos três cenários, etc, etc. 
Só um destaque nessa questão, é que, no caso específico da ANSA, no Paraná, nós estamos trabalhando para desibernar e voltar a operar em maio de 2025. Esse projetoé todo Petrobras única, somente a Petrobras trabalhando nesse projeto, não teremos parceria na desibernação da ANSA. 
Mas sim, temos um memorando assinado com a Yara e estamos conversando bastante com eles, avaliando os potenciais de parcerias. 
Caio Ribeiro, Bank of America: Boa tarde pessoal. Super obrigado pela oportunidade. Em primeiro lugar, a Petrobras tem falado, ao longo do último ano, sobre oportunidades de internacionalização, e nós vemos alguns avanços nesse sentido, com as descobertas de gás natural na Colômbia, o interesse nos ativos na Namíbia. 
Então queria ver de vocês como vocês elencam a ordem de prioridade em relação a esses ativos, especialmente tendo em vista o potencial da Margem Equatorial, a Bacia de Pelotas, os ativos no mercado doméstico? E se vocês acreditam que seria possível explorar todas essas frentes em paralelo, ou se seriam projetos que, uma vez tomada a decisão de seguir adiante com um deles, fecharia a porta para os outros. Essa seria a minha primeira pergunta. 
E eu tenho uma pergunta mais específica, o teto da dívida bruta, de US$65 bilhões, se vocês acreditam que ainda é adequado para comportar os planos de investimentos da Empresa nos próximos anos. E se a Companhia optar por aumentar esse teto, se seria uma decisão mais voltada para comportar maiores investimentos ou para uma distribuição de caixa maior para investidores, ou ambos. Obrigado, pessoal. 
Silvia dos Anjos: Caio, não, não são concorrentes, podemos fazer o investimento paralelamente em todos eles, tanto na Margem Equatorial quanto na Bacia de Pelotas, quanto os nossos investimentos previstos para fora do Brasil. Nós temos esse US$7,5 bilhões na exploração, 3,1 para a Margem Equatorial, tem 1,3 para a área internacional, nós temos poços previstos, tanto para essas áreas, São Tomé e Príncipe, na África do Sul. Temos previstos também na questão da Colômbia, Bolívia e Argentina. 
Então, isso está dentro do nosso planejamento estratégico, eles não competem entre si, e sim, podemos atuar em todas essas frentes e esperamos poder atuar em todas essas frentes, incluindo a nossa Margem Equatorial. 
Fernando Melgarejo: Caio, obrigado pela pergunta. Nós temos debatido bastante isso dentro do planejamentoestratégico. O planejamento estratégico nos traz uma opção para nós vermos várias coisas, qual é a tese da Companhia, qual é a visão de futuro, e um dos pontos é ver a estrutura de capital, seja de capital próprio e terceiro, e a combinação disso. 
Então, tudo isso está em discussão dentro do planejamento estratégico e tão logo nós divulguemos o planejamento, esse será um dos itens que nós vamos abordar, se é pela manutenção ou não. 
Regis Cardoso, XP: Obrigado, Eduardo. Obrigado pelo espaço e pelas perguntas, a todos do time da Petrobras. Parabéns pelos resultados. Três tópicos que eu queria tocar. 
Um follow up sobre o tema de dividendos extraordinários, só para entender um poucoqual é o debate. Quer dizer, vocês olhariam a posição de caixa do final do 3T e tomariam a decisão com base no dividendo, quer dizer, na posição de caixa, e no fluxo de caixa já realizado? Ou faz alguma análise prospectiva? 
Ou, a mesma pergunta de outra forma, faria sentido fazer mais de um pagamentoextraordinário por ano, se você julgasse que, ao reportar o resultado do ano cheio de 2024 sobrou um caixa a mais? Esse é o primeiro tema de follow up. 
O segundo, um pouco mais simples a pergunta, queria, se vocês pudessem comentar sobre o avanço físico e as licenças ambientais dos projetos de Búzios e Mero, das plataformas de 25 e 26. Basicamente, eu queria entender se há espaço para antecipar projeto, a exemplo do que vocês fizeram esse ano, ou se, por outro lado, há risco de atraso nos projetos, em função das licenças ou em função da dificuldade em contratar serviços e bens. 
E por último, se me permite, uma de Bacia de Campos. Se vocês podiam comentar um pouco quais são os projetos chave, no horizonte de tempo, 25-26, qual formato tem a curva de produção da Bacia de Campos? Obrigado. 
Silvia dos Anjos: Só continuando com a Bacia de Campos, continua sendo, novamente, uma prioridade para a Petrobras, a revitalização e a Bacia de Campos. 
Na Bacia de Campos nós temos investimento, nesse 24-28, de US$22 bilhões, issoinclui as novas plataformas e as plataformas de revitalização de Albacora, Barracuda, Caratinga, Jubarte, Maria Quitéria, que já chegou. E também a parceria que nós temos na produção do BM-C-33, Raia Manta com a Equinor, e inclui também os 200 poços que estão previstos nesse 24-28. 
E a produção incremental, nós acreditamos que vamos retomar mais de 200.000 barris em um curto prazo, de 25-26, é o que nós estamos projetando para esse período. 
Fernando Melgarejo: Sobre o pagamento extraordinário, eu acho que é importante ficar claro que é uma visãodinâmica. Qual é a largada do fluxo de caixa que nós temos e qual a capacidade que nós vamos ter de geração de fluxo de caixa que garanta nossa estrutura operacional, nosso custo operacional, mais nossos investimentos e cumprir com todos os nossos compromissos de dívida, etc. 
Então, na pergunta, nós vamos ver tudo e não só a situação de caixa em T0, nós vemos saldo, indo para a contabilidade, indo para saldo e fluxo em uma perspectiva de curto, médio e longo prazo. Mas com o meu background em tesouraria, eu te diria que a ideia é trabalhar com o caixa sempre enxuto, mas ter flexibilidade para que, em uma eventualidade ou um cenário de estresse ocorrendo, eu ter alternativas para recomposição dessa tesouraria.
Conrado Vegner, Safra: Oi, boa tarde, pessoal. Obrigado pelo espaço para fazer as perguntas. Eu queria começar a primeira em investimentos em renováveis, mais especificamente nos projetos de geração eólica e solar. Eles parecem que não estão acontecendo na velocidade que se esperava, não sei se vocês concordam com essa afirmação ou se realmente, por serem negociações, o tempo é mais incerto mesmo. 
E complementando, se a permanência dessa situação poderia levar a uma mudança na estratégia, como por exemplo, partir para projetos greenfield 100% Petrobras. 
E uma outra, se eu pudesse, também do lado dos fertilizantes, agora sobre as Fafens da Bahia e de Sergipe, as negociações com a Unigel ainda estão acontecendo? A ideia é fazer mesmo um modelo de tolling, só que agora com talvez condições revistas outem espaço para adotar outras alternativas? São essas as perguntas. Obrigado. 
Mauricio Tolmasquim: Obrigado pela pergunta. Então, a questão das renováveis, eólica e solar, tem um fatoque é bastante conhecido no mercado, é que nós estamos passando por um períodoque agora está mudando, mas passamos até o momento, um período de sob oferta de energia. Então você tem muito mais projetos do que demanda. Isso fez com que o preçoda energia ficasse achatado. 
Houve uma série de medidas de enxugamento de projetos, por conta do governo, da ANEEL e, ao mesmo tempo, o país está retomando o crescimento. Então, essa curva de preços está se recuperando bastante. Mas, no momento, para passarmos um projeto, nós temos que mostrar que o VPL vai dar positivo e para o VPL dar positivo nós temos que ter um preço que remunere o projeto. 
Então nós estamos em uma situação que nós temos o CAPEX aqui, temos os parceiros potenciais, estamos agora com quatro empresas em carteira, negociando. Tem os projetos, mas nós temos que achar a condição ideal para passar esses projetos e aprovar. Mas, como vocês estão acompanhando, você que está acompanhando os preços, a situação tem mudado e eu acho que deve entrar. 
Sobre 100% Petrobras, eu acho que não está sendo pensado nisso, porque o custoPetrobras é relativamente alto para operar projetos de renováveis. Então a parceria é ocaminho ideal. O que eventualmente nós podemos aventar, é uma opção de olhar projetos já operando, que já tem o PPA, isso talvez facilitasse a contratação e deixar os projetos greenfield, que necessitam o PPA novo, para um estágio além. Mas isso é uma possibilidade que nós vamos estar analisando. 
William França: Oi Conrado, boa tarde. Obrigado pela pergunta. Sim, estamos conversando com oGrupo Unigel Proquigel, temos várias, ou algumas possibilidades. Lembrando que todas as possibilidades de negócios tem que levar em conta a economicidade para a Petrobras, para o parceiro também, obviamente, revisão estratégica do negócio de fertilizante. Lembrando que hoje nós consumimos no país, 8 milhões de toneladas/anode ureia, nós não estamos produzindo nada. 
Só em Fafen Bahia e Fafen Sergipe, que é o objeto da sua pergunta, nós temos uma capacidade de produção de 1,5 milhão, 2 milhões de toneladas/ano de ureia. Então estamos conversando. Volto a falar que tem que ter economicidade, tem que ter viabilidade econômica, dentro da visão estratégica da Petrobras para o negócio de fertilizante. Mas estamos trabalhando, conversando com o Grupo Unigel Proquigel, sim. 
Rodolfo Angele, JP Morgan: Oi gente. As principais perguntas que eu tinha, já que nós estamos avançado na discussão, elas já foram, então eu vou fazer uma só. Nós temos falado bastante com oinvestidor e sentimos uma preocupação cada vez maior em relação ao preço dopetróleo. 
E óbvio que a Petrobras tem um custo baixíssimo, mas eu queria aproveitar que nós estamos com toda a alta administração da Empresa, só para testar com vocês um cenário, eventualmente, de mais estresse em preços de petróleo. O que seria a reação, o que a Empresa tem nos planos para reagir a um cenário um pouco mais agressivo de preços do petróleo? Obrigado. 
Fernando Melgarejo: Rodolfo, tudo bem? Obrigado pela pergunta. Eu acho que tem alguns dados importantes que nós temos que trazer aqui para mostrar a resiliência do nosso portfólio. Quando nós estamos falando em um cenário ruim, que é o cenário da resiliência, vou repetir a palavra, mas é um cenário de resiliência, nós utilizamos o barril a US$45, e mesmoassim, o VPL tem que ser igual ou maior que zero. 
Nós hoje estamos com 75, rodando nisso, nós temos um espaço bastante considerável, e obviamente que em todo o nosso planejamento nós fazemos, aleatoriamente, vários cenários, centenas de cenários, verificando se o nosso plano é adequado mesmo que tenha algumas baixas significativas do barril. 
Mas é difícil de analisar ele sozinho. Se nós usássemos aquele conceito de ceteris paribus, tudo o mais constante, se nós tivéssemos uma queda do barril, a cada US$10 da queda do barril, nós estaríamos falando em uma redução de receita operacional anual de US$4 a US$5 bilhões/ano. 
Mas o mundo gira, tem a questão do Dólar, tem a questão dos derivados, se vou ter mais intensivo em derivados ou não, que tem um valor agregado diferente. Enfim, nós fazemos esse cenário, lembrando que o nosso cenário de resiliência é 45 e tem que passar, inclusive, nele. 
Vicente Falanga, Bradesco: Obrigado, Edu. Obrigado a todo o time da Petrobras por pegar minhas perguntas. Eutambém vou fazer duas aqui. Eu queria voltar um pouco na pergunta que foi feita de inflação de equipamentos e serviços. Nós puxamos alguns dados globais e nos últimos 12 meses, por exemplo, alguns itens de top side subiram o preço em 50%, o que chamoubastante atenção. 
E hoje vocês, obviamente, estão competindo por equipamento com Guiana, Namíbia, Ásia, muita coisa nova no onshore. Eu queria entender como a Petrobras tem usado a sua escala e sua fidelidade com o cliente de longo prazo, com os estaleiros, para negociar e minimizar esse impacto no CAPEX. E se faria sentido nós esperarmos uma inflação de duplo dígito nesse último CAPEX de US$102 bilhões. 
A segunda pergunta, eu queria voltar no comentário do Fernando do CARF. Fernando, você comentou que tem R$7,2 bilhões, que entrou 4,2 bilhões neste trimestre, mais 3 bilhões até os próximos dois trimestres. Queria entender se isso inclui o reembolso dos sócios ou não. Pela nossa conta, eu diria mais uns R$2 bilhões, R$3 bilhões de reembolso dos sócios, e se vocês já reembolsaram isso no 3T. Obrigado. 
Fernando Melgarejo: Eu acho que são dois efeitos que nós temos do CARF, primeiro o reembolso dos sócios. 
Nós tínhamos estimado o ressarcimento de R$2,6 bilhões, desses, R$200 milhões, ainda não foram reconhecidos, 2,4 foram reconhecidos, R$2,4 bilhões foram reconhecidos entre junho e setembro. E desses, 1,9 já virou caixa, efetivamente recebido pela Petrobras no exercício corrente, que nós estamos declarando aqui, que é o 3T. 
E benefícios fiscais, nós já falamos antes, que nós tivemos uma redução de pagamentode imposto de renda e contribuição social, da ordem de 4,2, porque a base fiscal foi reduzida no valor dessa despesa e o próximo efeito será em torno de R$3 bilhões, cerca de US$500 milhões no 1T25. 
Só para complementar a do Rodolfo antes, eu queria fazer um ajuste aqui, que eu falei em receita, que de cada US$10 de redução, 5 bilhões é de receita, mas é no fluxo de caixa operacional, Rodolfo. 
Renata Baruzzi: Então, Vicente, não tem um único motivo para esse aumento de preço, vai desde projetos nossos que estão mais complexos e isso nós estamos fazendo um dever de casa, voltamos para a prancheta, estamos fazendo uma análise crítica, fazendobenchmark o que nós podemos simplificar dos nossos projetos. 
Outra coisa que eu falei foi preço de insumos. O níquel teve um aumento absurdo por conta da guerra da Ucrânia, está voltando aos níveis normais. Nós temos a expectativa de que isso também traga uma redução para os preços. 
Uma outra questão, nós temos falado constantemente com o mercado, como eu já comentei aqui, eu tive fazendo inspeção nas nossas obras na Ásia, duas semanas atrás, e tive oportunidade de conversar com vários fornecedores nossos. Alguns até que nãoestavam mais fornecendo, por uma série de motivos deixaram de fornecer para nós. 
E todos eles, todos, absolutamente todos, demonstraram interesse em trabalhar conosco e com parceiros no Brasil, que isso nós sempre colocamos que é uma condiçãopara nós que nós não abrimos mão, que seja feito com parceiros aqui do Brasil. 
Alguns deles, por exemplo, falaram para mim que já tinham um MoU com três empresas aqui no Brasil, três estaleiros aqui no Brasil. Então, o que nós temos feito? Temos conversado muito com o mercado, entendendo quais são as dificuldades deles, tentando ampliar a nossa base de fornecedores para ter uma maior competitividade nos certames e simplificar nossos projetos. Basicamente é isso, estamos sempre conversando com o mercado para entender o que está acontecendo. 
Eduardo De Nardi: Obrigado, Renata. Obrigado, Fernando, Vicente, pelas perguntas. Com as perguntas doVicente nós encerramos a nossa etapa de perguntas e respostas. Nós agradecemos bastante a participação e as perguntas de todos que enriquecem a nossa conversa com os investidores. 
Hoje nós tivemos mais de 1000 conectados durante este webcast e todos se beneficiam bastante das perguntas de vocês. Obrigado por participar conosco. 
Caso haja alguma pergunta adicional, nós podemos responder através do nosso time do RI, que está totalmente à disposição. 
Passo ao Fernando para alguns comentários finais. Fernando, por favor. 
Fernando Melgarejo: Vou só agradecer mesmo, em nome de toda a Petrobras, a participação de vocês, ocompromisso que vocês têm conosco, as questões técnicas. E dizer que nós estamos sempre à disposição pela nossa equipe de RI para tirar qualquer dúvida. 
Se tiver perguntas adicionais, como o Eduardo falou, estaremos aqui prontos para responder e fazer, eventualmente, um contato quando vocês precisarem. Estamos à disposição e muito obrigado por mais esse webcast aqui. 
Eduardo De Nardi: A apresentação do evento já está disponível no site de Relacionamento com Investidores da Petrobras, e em breve nós vamos disponibilizar também o áudio e oreplay deste evento. 
Obrigado aos diretores. Obrigado a todos que estiveram conosco. Tenha uma boa tarde. 
Um ótimo final de semana. Até a próxima.