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Palestra com Paulo Campos, Gerente de Relacionamento com Investidores da Petrobras, na Ativa Corretora (Março - 2011).Paulo Campos aborda as perspectivas da empresa e os projetos relacionados à exploração e refino de petróleo no Brasil.
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1
Março de 2011
Paulo Campos Gerente de Relacionamento com Investidores
Estratégia, Crescimento e Resultados
2
Estas apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos administradores da Companhia sobre condições futuras da economia, além do setor de atuação, do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela Companhia e, consequentemente, não são garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2010 em diante são estimativas ou metas.
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivos que sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos alguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
AVISO
3
DESAFIO DA OFERTA MUNDIAL DE PETRÓLEO -
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030
Desafios da Oferta
2020: 43 – 48 MM bpd
2030: 65 – 78 MM bpd
2020: 43 – 48 MM bpd
2030: 65 – 78 MM bpdDeclínio projetado na produção
Adição de Capacidade Requerida
Desenvolvimento Sustentável
Força do Hábito
28%
59%
13%
Fonte: Estimativas a partir de dados da WoodMackenzie
Produção oriunda da reavaliações das reservas existentes (novas estimativas de oil-in-place e aumento nos fatores de recuperação)
Produção proveniente de reservas não descobertas ou reservas descobertas sem plano de desenvolvimento
Produção atualmente em desenvolvimento com operação prevista para o curto e médio e prazo
83% da oferta deve vir da reavaliação de reservas existentes e de reservas ainda não descobertas ou ainda não comerciais
Taxa natural de declínio requer o descobrimento de novas reservas para atender a demanda mundial de Petróleo
4
PETROBRAS: UMA EMPRESA DE ENERGIA INTEGRADA DE CLASSE MUNDIAL
Produção de Óleo e Gás em 2009 (milhões boe/d)
Capacidade de Refino em 2009 (milhões boe/d)
Reservas Provadas em 2009 – SEC (bi boe)
Nota: As companhias comparáveis selecionadas acima tem a maioria do seu capital negociado em mercado
Fonte: PFC Energy WRMS (barris por dia, considerando % da participação da companhia e incluindo as JVs) e Bloomberg
Gás
Óleo
3,9 3,9
3,22,7 2,5 2,5
2,21,7
0,6
BP XOM RDS CVX COP TOT ENI BG
6,3
3,62,9 2,7 2,6
2,2 2,2
0,70,3
XOM RDS COP BP TOT CVX ENI STL
Gás
Óleo
23,0
18,0
13,912,2 11,3
10,3 10,1
6,45,2
XOM BP RDS CVX COP TOT ENI STL
Óleo Gás
369
237209
184
138 126100
6744
XOM PBR RDS CVX BP TOT COP ENI STL
Valor de Mercado (US$ bi) – 31 de Dezembro de 2010
5
E&P
RTC
G&E
Petroquímica
DESENVOLVIMENTO DE OPORTUNIDADES ÚNICAS REQUER INVESTIMENTO SUBSTANCIAL
53%
33%
2%1%2%8%
1%
Fluxo de Caixa Operacional Projetado 2010-2014
8080
Plano de Negócios 2010-2014US$ 224,1 bilhões
163163Preço Médio de Venda (R$/barril)Preço Médio de Venda (R$/barril)
Brent Médio (US$/bbl)Brent Médio (US$/bbl)
Taxa de Câmbio (R$/US$)Taxa de Câmbio (R$/US$) 1,781,78
Principais Premissas
Fluxo de Caixa Operacional
(após dividendos)US$ 155 bilhões
InvestimentosUS$ 224 bilhões
CaixaUS$ 11 bilhões
Fonte Uso
Amortização de Dívida
US$ 38 bilhõesCaptações
(Dívida + Equity)US$ 96 bilhões
• Retorno de 14% nos projetos do Plano de Investimentos
Distribuição
Biocombustível
Corporativo
Brasil95%
Internacional5%
6
20
25
30
bilhões boe ~ 28-30 bi boe~ 28-30 bi boe
5
10
15
0
* Critério SPE
Estimativa mais alta 10
Estimativa mais alta 10
Estimativa mais baixa 8
Estimativa mais baixa 8
55
Produção Acumulada
Brasil1953 - 2010
Reservas Provadas
Brasil1953 - 2010
Reservas Provadas
Brasil (SPE 2010)
Volume Potencial Recuperável (Lula,
Cernambi, Iara, Guará e Parque das Baleias), de 8,2 a
9,8
Cessão Onerosa
Reservas Provadas+
Volume Potencial Recuperável
+Cessão Onerosa
29
14
15
AUMENTANDO AS RESERVAS
Os volumes recuperáveis, incluindo a cessão onerosa, do Pré-Sal da Bacia de Santos poderá dobrar as reservas Brasileiras.Os volumes recuperáveis, incluindo a cessão onerosa, do Pré-Sal da Bacia de Santos poderá dobrar as reservas Brasileiras.
7
PRÉ-SAL - PRÉ-SAL - NOVA PROVÍNCIA COM ALTO POTENCIAL E BAIXO RISCONOVA PROVÍNCIA COM ALTO POTENCIAL E BAIXO RISCO
Blocos ConsórcioBC-60 BR (100%)
Jubarte Cachalote Balia Franca Baleia Azul Baleia Anã
EXX (40%), HES (40%) e BR (20%)
Blocos ConsórciosBMS-8
BMS-9
BMS-10
BMS-11
BMS-21
BMS-22
BMS-24
BR (66%), SH (20%) e PTG (14%)
BR (45%), BG (30%) e RPS (25%)
BR (65%), BG (25%) e PAX (10%)
BR (65%), BG (25%) e PTG (10%)
BR (80%), PTG (20%)
BR (80%), PTG (20%)
1.1-2 bi boer
8,3 bi boer
3-4 bi boer
Distancia da Terra = 300 kmÁrea Total = 15.000 km2
1,5-2 bi boer
Lula Cernambi
8
1.500 1.540 1.493 1.684 1.778 1.792 1.855 1.971 2.100
2.980
3.950
252 251 265274 277 273 321 316
384
623
1109
35 161 168163 142 126 124 141
146
176
203
85 94 96 101 110 10097
93
128
120
22
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2014 2020
Produção de Petróleo Brasil Produção de Gas Brasil Produção Petróleo Internacional Produção de Gás Internacional
META DE PRODUÇÃO: PETRÓLEO E GÁS - 2010-2020(M
il b
oe
/dia
)
2.4002.4002.3012.3012.2972.2972.2172.217
2.0202.0202.0372.0371.8101.810
2.5252.525
4,9% p.a.4,9% p.a.
2.7232.723
5.3825.382
3.9073.907
7,1% p.a.7,1% p.a.
1.183
152
Pré-SalPré-Sal
241
1, 078
o Curva de produção doméstica consistente com o PN anterior
o Curva de produção internacional tem sua meta reduzida em função de menores investimentos
o A atual curva de produção não leva em consideração a cessão onerosa
9
P-57180 mil bpd
2 milhões m3/d gás
Cidade de Angra dos Reis100 mil bpd
5 milhões m3/d gás
TLD Guará 30 mil bpd
CRESCIMENTO DA PRODUÇÃO
2.1002.004
2010 2011E
Produção Brasil
TLD Aruanã
P-56Marlim Sul
Principais premissas para alcance da meta de produção de 2011:
o Previsão de 60 novos poços offshore, adicionando na média diária do ano:
Principais novos projetos2010
Principais novos projetos 2011
SS-11 (TLD de Tiro)30 mil bpd
Uruguá-Tambaú35 mil bpd
10 milhões m3/d gás
TLD Lula NE
Mexilhão
TLD Carioca NE
TLD Cernambi (Iracema)
+/- 2,5%
i) 120 mil barris em poços de desenvolvimento em plataformas já existentes (concessões de Caratinga, Marlim Sul, Marlim Leste e Roncador)ii) 55 mil barris da P-57 iii) 30 mil barris da P-56 (entrada em julho/2011)iv) 30 mil barris da Bacia de Campos (Marlim, Albacora e TLD Aruanã)v) 30 mil barris do Pré-sal da Bacia de Santos
(mil
bpd)
10
INVESTIMENTO NO PARQUE ATUAL DE REFINOINVESTIMENTO NO PARQUE ATUAL DE REFINO
A expectativa de crescimento da curva de produção da Companhia torna necessária a ampliação da capacidade de refino para garantir a integração das suas atividades
Refinarias Capacidade (Tbpd)
Carga (Tbpd)
Paulínia - Replan (SP) 365 348
Landulpho Alves - Rlam (BA) 323 261
Duque de Caxias -Reduc (RJ) 242 243
Henrique Lage - Revap (SP) 251 236
Alberto Pasqualini - Refap (RS) 189 148
Pres. Getúlio Vargas - Repar (PR) 189 169
Pres. Bernardes - RPBC (SP) 170 153
Gabriel Passos - Regap (MG) 151 132
Manaus - Reman (AM) 46 41
Capuava - Recap (SP) 53 42
Fortaleza - Lubnor (CE) 7 6
TOTAL BRASIL 1,986 1,779
RLAM
REGAP
REDUC
REVAP
REPLAN
RECAPRPBCREPAR REFAP
LUBNORREMAN
Os limitados investimentos ao longo dos últimos 25 anos e a crescente demanda do mercado doméstico também apontam para a necessidade de novos investimentos no refino
10
11
PRODUÇÃO NACIONAL, REFINO E DEMANDA
3.950
3.1962.794
2.3562.260
2.980
1.9331.791
1.971
1.036
1.393
181
2009 2014E 2020E
Mil bpd
110%
132%
• Atualmente a produção e demanda nacionais superam a capacidade de refino
• Até 2014, projeta-se exportações próximas de 1 milhão de bpd, apesar da expansão da capacidade de refino para atender o aumento da demanda
• Atualmente a produção e demanda nacionais superam a capacidade de refino
• Até 2014, projeta-se exportações próximas de 1 milhão de bpd, apesar da expansão da capacidade de refino para atender o aumento da demanda
Carga fresca processadaProdução Demanda de Derivados
124%
1980
13%
Produção como % do refino
Petrobras tem uma posição única no Refino, uma vez que é praticamente a única operadora em um mercado em grande crescimento e de escala continental.
12
Throughput(451 mil BPD)
QUALIDADE E MELHORIA OPERACIONAL
Investimento Total RTC$73.6 bilhões (2010-2014)
Produção
● Qualidade e Conversão– Remoção de enxofre (regulatório) e
maior processamento de petróleo pesado nacional
● Melhoria Operacional– Logística, padrões mais elevados de
segurança, normas ambientais mais rigorosas
50%
29%
11%
6%3% 1%
Capacidade Adicional Qualidade e ConversãoMelhoria Operacional Expansão da FrotaLogística para Petróleo Internacional
Investimento Total: US$ 73.6 billhõesInvestimento Total: US$ 73.6 billhões
● Capacidade Adicional
● Novas refinarias são econômicas, apesar dos custos elevados:– Evita custos logísticos de US$ 8.0 /bbl– Incentivo tributário de US$ 10,000 por bbl/dia de capacidade– Captura o diferencial leves/pesados
Pesado20º api
Pesado14-18º api
Médio 25-28º api
Diesel
Coque
GLP
Outros
Nafta
QAV9%
62%
29%150
104
230
1647
47
69
291
4218
52
Projeção de Importação no Brasil em 2014 sem
capacidade adicional de refino
Projeção de Importação no Brasil em 2014 sem
capacidade adicional de refino
• Principais produtos importados• Sem produção adicional de gasolina
Refinarias Planejadas para Substituir Importações
13
DEMANDA NACIONAL E CAPACIDADE DE REFINO
403
769937
1.187
826
1.016
1.155
452338
0
1.000
2.000
3.000
Mil bpdMil bpd
1.933
2.356
1.831
2.260
REPLANRevamp
U200+PAM33 mil bpd
(2010)
2020
...
3.196
2.794
2009 20142010
Gasolina Diesel Outros
...
Carga Fresca Processada
Clara Camarão
2010
RNE230 mil bpd
(2013)
COMPERJ(1º trem)
165 mil bpd(2013)
PREMIUM I(1ª fase)
300 mil bpd(2014)
PREMIUM I(2ª fase)
300 mil bpd(2016)
PREMIUM II300 mil bpd
(2017)
COMPERJ(2º trem)
165 mil bpd(2018)
• Produção doméstica responderá por 91% da carga fresca processada em 2020 • Primeira fase do Comperj agora é uma refinaria• O programa de investimentos, focado no aumento da capacidade de conversão, pretende
reduzir a produção de óleo combustível e o déficit de destilados
• Produção doméstica responderá por 91% da carga fresca processada em 2020 • Primeira fase do Comperj agora é uma refinaria• O programa de investimentos, focado no aumento da capacidade de conversão, pretende
reduzir a produção de óleo combustível e o déficit de destilados
14
INVESTIMENTOS EM GÁS, ENERGIA E GÁS QUÍMICA 2010-2014INVESTIMENTOS EM GÁS, ENERGIA E GÁS QUÍMICA 2010-2014Transição do investimento em infra-estrutura para flexibilidade da demanda de gásTransição do investimento em infra-estrutura para flexibilidade da demanda de gás
GNL
Malha Plantas de gás-química (Fertilizantes, amônia)
• Fechamento do ciclo de investimentos na
ampliação da malha de transporte de gás
natural
• Consolidação do investimento em
geração de energia: termoelétrica, eólica
e biomassa
• Atuação na cadeia de GNL para
escoamento do gás do pré-sal
• Maiores investimentos na conversão do
gás natural em uréia e amônia
Investimentos 2010-14Investimentos 2010-14US$ 17,8 bilhõesUS$ 17,8 bilhões
15%
23%
32%
30%
5,7
4,1
2,7
5,3
Energia Elétrica
15
SEGMENTO DE NEGÓCIO DE BIOCOMBUSTÍVEISSEGMENTO DE NEGÓCIO DE BIOCOMBUSTÍVEISCrescente expansão e integração com o mercado de derivadosCrescente expansão e integração com o mercado de derivados
2.600
886
2010 2014
+193%
Mil
m³/
an
o
Produção de Etanol
1.055
449
2010 2014
Exportação de Etanol
+135%
507
747
2010 2014
Meta de Capacidade de Produção de Biodiesel no Brasil
+47%
Mil
m³/
an
o
Mil
m³/
an
o
2,0
0,4
0,4
0,7
Etanol Biodiesel P&D Logística
INVESTIMENTOS 2010-2014: INVESTIMENTOS 2010-2014: US$ 3,5 BilhõesUS$ 3,5 Bilhões
16
o Recordes de produção de petróleo no Brasil: o Diário: 2.256 mil barris, em 27 de dezembroo Mensal: 2.122 mil barris/dia em dezembro o Anual: 2.004 mil barris/dia em 2010
o Produção internacional cresceu 3% e atingiu 245 mil bbld;
o Declaração de Comercialidade de Lula e Cernambi e entrada em operação do sistema piloto de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos;
o Reservas provadas alcançaram 15,986 bilhões de boe pelo critério SPE/ANP. Pré-Sal contribuiu com 1,071 bilhão de boe da Bacia de Santos e 0,210 bilhão da Bacia do Campos;
DESTAQUES DE 2010
FPSO Cidade de Angra dos Reis
Volume de vendas de derivados no mercado brasileiro elevou em 11% e o de gás natural em 33%;
o Realização da maior oferta pública de ações da história, captando R$ 120,2 bilhões;
o Direito de produzir, em áreas do pré-sal, o volume de 5 bilhões de boe, através do Contrato de Cessão Onerosa;
o Investimentos de R$ 76.411 milhões em 2010, ante R$ 70.757 em 2009.
17
Cernambi SulCernambi SulCernambi SulCernambi Sul
Guará SulGuará SulGuará SulGuará Sul
Iara HorstIara HorstIara HorstIara Horst
Carioca NECarioca NECarioca NECarioca NE
Lula SulLula SulLula SulLula Sul
Piloto Lula IG1Piloto Lula IG1Piloto Lula IG1Piloto Lula IG1
Concessão
Cessão Onerosa
Realizações de 2010
17
PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS
o 9 sondas operando no cluster, com expectativa de até 3 novas unidades;
o 4 poços com perfuração já concluída, com meta de 20 poços no ano;
o Início do Sistema de Lula NE (BM-S-11): 1S11;
o Início do TLD de Carioca NE (BM-S-9): 2S11;
o Início de produção do sistema de Cernambi Sul (BM-S-11): final de 2011.
o Contrato de Cessão Onerosa para produção de 5 bilhões;
o Início do Projeto Piloto FPSO Cidade de Angra dos Reis em Lula;
o Início do TLD de Guará;
o 8 novos poços perfurados, totalizando 20 poços no Pré-sal na Bacia de Santos.
Atividades para 2011
Libra (ANP)Libra (ANP)Libra (ANP)Libra (ANP)
Guará NorteGuará NorteGuará NorteGuará Norte
Piloto Lula P7Piloto Lula P7Piloto Lula P7Piloto Lula P7
Poços em perfuração, completação ou avaliação
18
2005 2010 2010
Por Tipo (Brasil)Por Região
RESERVAS PROVADAS (critério ANP/SPE)
2009 Produção Incorporação 2010
Reservas Provadas 2010 vs. 2009
Águas Rasas (0-300m)
Águas Ultra Profundas(>1.500m)
Águas Profundas(300-1.500m)
Terra
Brasil
Internacional
14.86515.986
o 18 anos consecutivos de reposição de reservas no Brasil;
o No Brasil, índice de reposição de reserva de 240% e relação R/P de 19,2 anos;
o Lula e Cernambi contribuíram com 1,071 bilhão de boe para as reservas provadas de 2010.
(0.869)1.990
milh
ões
de b
oe
19
20
70
120
170
220
1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10
PMR EUA PMR Petrobras
R$/bbl
o Política de preços de alinhamento aos preços internacionais no longo prazo;o PMR em reais estável em 2010 ante 2009, em dólares passou de US$ 79,52 em 2009 para US$ 89,95 em 2010; o Spread óleo leve/pesado - retorno aos níveis históricos.
PREÇOS DE REALIZAÇÃO
747370
3249
6472
80
86
7778
44
5968
75 76
20
40
60
80
100
120
1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10
Preço Petróleo Petrobras (média) Brent (US$/bbl)
US$/bbl
Média 2010PMR Petrobras: 158,26 PMR EUA: 150,67
Média 2009PMR Petrobras: 157,50PMR EUA: 129,97
20
147,02
134,51
140,16
129,73
137,23
CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL
16,51
26,53
16,95
26,87
17,54
26,37
18,46
24,26
17,34
26,13
4T09 1T10 2T10 3T10 4T10
43,4743,04 43,82 43,91 42,72
86,48
76,8678,3076,24
74,56
9,51
15,23
9,40
14,33
9,79
14,71
10,60
14,07
10,29
15,29
4T09 1T10 2T10 3T10 4T10
25,5824,74 23,73 24,50 24,67
o No comparativo 4T10 vs. 3T10:o O indicador reduziu 6%, em Reais, em função dos menores gastos com pessoal, dos efeitos cambiais e maior
produção no 4T10;o Maiores participações governamentais devido ao acréscimo do preço médio de referência do petróleo
nacional.
R$/barril US$/barril
Custo de ExtraçãoBrent Part. Governam.
21
2010
200
299
497
316
615697
82
BALANÇA COMERCIAL(m
il ba
rris
/dia
)
ÓleoDerivados
12.32718.07715.201
19.611
2009 2010
Importações Exportações
+ US$ 2.874
Volume Financeiro
+ US$ 1.534
2009
227
152
397478
156
549
705
Exportações Importações Exportações Líq. Exportações Importações Exportações Líq.
ÓleoDerivados
o Aumento das importações de derivados em 2010 refletem o crescimento na demanda do mercado interno, com destaque para o diesel e a gasolina;
o Crescimento das exportações de petróleo decorre do aumento da produção e da disponibilidade gerada pela parada programada na Replan.
(US$ Milhões)
22
INVESTIMENTOS 2010 vs 2009
R$ 70,8 bilhões2009
R$ 76,4 bilhões2010
E&P43%*
G&E - 9%*
Abast37%*
Inter - 6%
Outros 5%
(%)
8%
E&P45%*
G&E - 15%*
Abast24%*
Inter - 10%
Outros 6%
(%)
*Inclui Projetos desenvolvidos por SPEs
o E&P: Crescimento dos investimentos para desenvolvimento do pré-sal;
o Abastecimento: Destaque para investimentos na melhora de qualidade dos derivados, expansão da capacidade interna, conversão e em ativos petroquímicos;
o G&E: infra-estrutura em fase complementar - melhora no transporte de gás natural.
23
o Nível de alavancagem da Petrobras apresentou queda abrupta no ano (2009: 31%; 2010: 17%) em função da capitalização;
o Ao término do ano, o endividamento líquido caiu 15% e as disponibilidades ajustadas (inclui títulos públicos federais) cresceram 92%.
ENDIVIDAMENTO
R$ Bilhões 31/12/10 31/12/09
Endividamento de Curto Prazo 15,7 15,6
Endividamento de Longo Prazo 102,2 86,9
Endividamento Total 117,9 102,5
Disponibilidades 30,3 29,0
Títulos públicos federais 25,5 -
Disponibilidades ajustadas 55,8 29,0
Endividamento Líquido 62,1 73,4
Dívida líquida/Ebitda 1,0X 1,2X
US$ Bilhões 30/12/10 30/12/09
Endividamento Líquido 37,3 42,2
17%
28%26% 28%31% 32% 34%
16%
1,000,95 1,00 1,23 1,35 1,520,95 0,94
-1-0,5
00,5
11,5
22,5
33,5
44,5
55,5
6
1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%40%Endiv. Líq/Cap. Liq Dívida Líquida/Ebitda
24
46.4 38.4 55.6 59.4 60.1
69,295,7 111,1
136,6158,2 170,6
215,1182,7
213,3
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Receita Operacional Líquida (R$ bilhões)
Lucro Líquido (R$ bilhões)
17,8 16,923,7 25,9
21,5
33,0 35,2
1,4
30,1
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
RESULTADOS FINANCEIROS (BR GAAP)
25
Dividend Yield: Dividendo declarado para cada ano / Preço por ação ao final do mesmo ano
28,2%32,2%
29,9% 29,9%27,2% 28,4%
33,5%30,5%
35,5%
28,2%30,3% 29,0%
31,4%31,5%29,9%29,7%29,6%31,3%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
% do Lucro Líquido % do Lucro Líquido Ajustado
4,8%
1,4%
4,1%2,3%
3,4%1,7%
4,9%
2,6%3,8%3,3%3,9%4,3%
6,2%
3,7%4,3%4,7%
6,8%5,4%
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Ações Ordinárias Ações Preferenciais
Dividend PayoutDividend PayoutDividend PayoutDividend Payout
Dividend YieldDividend YieldDividend YieldDividend Yield
DIVIDEND PAYOUT E DIVIDEND YIELDDIVIDEND PAYOUT E DIVIDEND YIELD
2626
Informações:
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