Petro Rio S A : Comunicado ao Mercado - Apresentação Webcast 2T20

Call de Resultados 2T20

04 de agosto de 2020

DISCLAIMER

Esta apresentação contém declarações acerca de eventos futuros. Todas as declarações exceto aquelas relativas a fatos históricos contidas nesta apresentação são declarações acerca de eventos futuros, incluindo, mas não limitado a, declarações sobre planos de perfuração e aquisições sísmicas, custos operacionais, aquisição de equipamentos, expectativa de descobertas de óleo, a qualidade do óleo que esperamos produzir e nossos demais planos e objetivos. Os leitores podem identificar várias dessas declarações ao ler palavras como "estima", "acredita", "espera" e "fará" e palavras similares

ou suas negativas. Apesar da administração acreditar que as expectativas representadas em tais declarações são razoáveis, não pode assegurar que tais

expectativas se confirmarão. Por sua natureza, declarações acerca de eventos futuros exigem que façamos suposições e, assim, tais declarações são sujeitas a riscos inerentes e incertezas. Nós alertamos os leitores dessa apresentação a não depositarem confiança indevida nas nossas declarações de eventos futuros considerando que certos fatores podem causar futuras circunstâncias, resultados, condições, ações ou eventos que podem diferir significativamente dos planos, expectativas, estimativas ou intenções expressas nas declarações acerca de eventos futuros e as premissas que as suportam.

Os seguintes fatores de risco podem afetar nossa operação: os relatórios de avaliação de recursos contingentes e prospectivos envolvendo um significativo grau de incerteza e sendo baseados em projeções que podem não ser precisas; riscos inerentes à exploração e produção de óleo e gás

natural; histórico limitado da operação como uma empresa de exploração e produção de óleo e gás natural; perfuração e outros problemas operacionais;

quebras ou falhas de equipamentos ou processos; erros de contratos ou operadores; falha de execução de terceiros contratados; disputas trabalhistas, interrupções ou declínio na produtividade; aumento em custos de materiais ou pessoal; inatividade de atrair pessoal suficiente; exigências de intensivo capital para investimento e despesas de manutenção que a PetroRio possa não estar apta a financiar; custos decorrentes de atrasos; exposição a flutuações da moeda e preços de commodity; condições econômicas no Brasil; leis complexas que possam afetar custos ou meio de conduzir o negócio; regulamentos relativos ao meio ambiente, segurança e saúde que possam se tornar mais rigorosos no futuro e levar a um aumento nos passivos e custos de capital, incluindo indenizações e penalidades por danos ao meio ambiente; término antecipado, não renovação e outras providências similares relativas aos contratos de concessão; e competição. Alertamos que essa lista de fatores não é completa e que, quando se basearem nas declarações

acerca de eventos futuros para tomar decisões, investidores ou outros devem cuidadosamente considerar outras incertezas e eventos potenciais. As

declarações acerca de eventos futuros aqui incluídas estão baseadas na premissa de que nossos planos e operação não serão afetados por tais riscos, mas que, se nossos planos e operação forem afetados por tais riscos, as declarações a cerca de eventos futuros podem se tornar imprecisas.

As declarações acerca de eventos futuros incluídas nesta apresentação são expressamente qualificadas em sua totalidade por este aviso legal. Tais declarações foram feitas na data desta apresentação. Não nos comprometemos a atualizar tais declarações acerca de eventos futuros, exceto quando exigido pela legislação de valores mobiliários aplicável.

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DESTAQUES DO PERIODO

								Lifting Cost PetroRio
										(US$/bbl)
								44,2
						40,1
										34,0
				32,0
30,7		30,7										30,6
												27,8
										26,6
																23,9
																		22,9
																				19,7
																							17,3
																									13,7
1T17		2T17		3T17		4T17		1T18		2T18		3T18		4T18		1T19		2T19		3T19		4T19		1T20		2T20

Farm-in em Tubarão Martelo

Conclusão da aquisição em 03/08/20.

Petrorio é a nova operadora de TBMT

Sucesso na conexão do poço TBMT- 2HP, aumentando produção para 7.000 bbl/dia

Finalização e conexão do poço TBMT- 4HP, em andamento

Opção de completação e conexão do poço TBMT-10-RJS durante o tieback em 2021

Repactuação Chevron e	Redução do Net Debt/EBITDA	Redução Net Debt
Novo Cronograma de Dívida
(Em R$ Milhões)	(Em US$ Milhões)
		-24%

353

268

3	1T20	2T20

PRINCIPAIS MEDIDAS/ INICIATIVAS - COVID 19

Foco em segurança, saúde e liquidez da Companhia: Aperfeiçoamento das medidas do Covid-19

Shutdown em Polvo: Sindicância para apurar se normas foram seguidas corretamente no FPSO operado pela BW Offshore

Redução do POB (People on Board) e extensão do período de embarque

Adoção de testes rápidos e protocolo de monitoramento (screening) pré-embarque

Retomada gradual das atividades em nossa sede no Rio de Janeiro

Redução dos salários dos colaboradores onshore em 25% e dos diretores em 50%

Postergação do CAPEX e readequação do OPEX e G&A

4

DESTAQUES OPERACIONAIS

Redução do Lifting Cost para US$ 13,7/ bbl no 2T20, uma melhora de 43% vs. 2T19 e 21% vs. 1T20

Produção de 23,5mil boed no trimestre, ainda sem Tubarão Martelo e em linha com o 1T20.

Com a conclusão da aquisição de TBMT, PetroRio assume a operação do Campo no início de agosto

Produção de Frade 21% acima da curva de declínio esperado para 2020 na aquisição do ativo

Aumento de 30% na produção de Polvo após Campanha. Royalties de apenas 5% nesse excedente

Manutenção da eficiência e dos níveis de produção dos campos apesar da Pandemia

5

DESEMPENHO DOS ATIVOS

• Entre os meses de abril e setembro, a PetroRio detinha 52% da Operação no Campo. Após a conclusão da aquisição da Inpex no 4T19, este percentual aumentou para 70%.

Destaque para a redução do lifting cost para US$ 13,7/barril

6

LIFTING COST POR BARRIL

								Lifting Cost PetroRio
												(US$/bbl)
								44,2
					40,1
						34,0
				32,0
30,7		30,7
										30,6
												27,8
												26,6
																23,9
																		22,9
																				19,7
																							17,3
																									13,7

1T17

2T17

3T17

4T17

1T18

2T18

3T18

4T18

1T19

2T19

3T19

4T19

1T20

2T20

Redução do lifting cost é a melhor e mais importante estratégia de proteção contra a volatilidade nos preços do Brent

Redução contínua do lifting cost devido à otimização dos custos operacionais e aceleração da captura de sinergias:

• Revisão do escopo dos projetos e serviços
• Internalização de serviços
• Renegociação de contratos
• Postergação de serviços não essenciais

A redução reportada ainda não considera os 30% de Frade adquiridos da Petrobras a aquisição de TBMT (concluída em 3 de agosto de 2020).

7

DESEMPENHO OPERACIONAL - FRADE

Produção Média Diária e Eficiência Operacional

Campo de Frade (100%)

94,6%	99,1%	98,9%	99,7%	99,4%	99,8%

19.023

18.897

19.066

19.484

19.375

19.113

Maior nível de Eficiência Operacional reportado desde a incorporação do ativo.

1T19		2T19	3T19	4T19	1T20	2T20
		Produção Média Diária (bbl/d)			Eficiência Operacional

Produção (bbl/d)

Produção do Campo de Frade (bbl/d)

20.000

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

21%	Aumento de cerca de 21% de produção em relação à
	curva de declínio esperada para o Campo.

8

Estimativa Chevron		Estimativa Inicial PetroRio		Realizado

DESEMPENHO OPERACIONAL - POLVO

Produção Média Diária e Eficiência Operacional

Campo de Polvo (100%)

98,8%	97,6%	98,5%	96,1%
		90,3%	89,6%

9.567	8.523	8.070		8.620	9.451
	7.478

1T19	2T19	3T19	4T19	1T20	2T20
		Produção Média Diária		Eficiência Operacional

Aumento da produção reflete o sucesso da Campanha de Perfuração de 2019/2020

Redução da eficiência operacional causada por shutdowns no FPSO arrendado

9

RESULTADO DA CAMPANHA POLVO

(psi)

10

3ª FASE

CAMPANHA DE 2019/2020

Incremento de 30% na produção (2,6 kbbl/d)

Reserva adicionada: 3 MMbbl ao custo de

US$ 20 milhões

Poço no Eoceno com declínio menor do que o esperado

Dados inicias dão confiança e robustez para novos poços no reservatório (infill drilling)

2500				Pressão do Novo Poço POL-L (Eoceno)
2000
1500
1000
500
M A R - 2 0	A B R - 2 0	M A I - 2 0	J U N - 2 0	J U L - 2 0

FARM IN EM TUBARÃO MARTELO

Aquisições permitirão a criação de um polo privado na região, gerando sinergias significativas

80% do óleo de TBMT

Charter mensal de US$ 840 mil

Pré-

Tieback

Unificação dos contratos de logística e embarcações de apoio

Unificação de Base de

Apoio

11

FARM IN EM TUBARÃO MARTELO

Tieback entre Polvo e TBMT poderá proporcionar redução de mais de 60% nos custos operacionais dos ativos

95%* do óleo de Polvo +

TBMT

Pós-

Tieback

Descomissionamento do

FPSO Polvo

12 *Após 30 milhões de barris produzidos, esse percentual aumenta para 96%

UPDATE REGULATÓRIO

80% de TBMT

Todas as condições precedentes foram atingidas em julho de 2020

Cessão da concessão ocorreu em 3 de agosto de 2020

30% de Frade

Previsão de conclusão entre 4T20 e 1T21

DESTAQUES FINANCEIROS

EBITDA ajustado (ex-IFRS 16) de R$ 306 MM no trimestre, se incluído o resultado do hedge

Resultado do hedge permitiu um Brent médio bruto de US$ 51,3 no trimestre

Posição de caixa de US$ 113 MM em Jun/20. Outros US$ 76 MM em estoque de óleo

Repactuação da dívida com a Chevron, melhorando substancialmente a liquidez em 2020/ 2021

Redução da dívida líquida de US$ 353 MM para US$ 268 MM

Redução do indicador de dívida líquida/EBITDA ajustado para 2,3x para 2,1x

DESEMPENHO FINANCEIRO

(Em milhares de R$)

*O EBITDA Ajustado é calculado semelhante ao EBITDA, desconsiderando a linha composta com efeitos não recorrentes "Outras Receitas e Despesas".

13 O EBITDA Ajustado com hedge é calculado incluindo apenas o hedge dos contratos vencidos durante o 2T20.

FUNDING

Empréstimos e Financiamentos

Vendor Finance

(Chevron) - Original

US$ 224 milhões

Prazo de 2 anos Libor + 3% a.a.

Vendor finance possibilita pagar o ativo com próprio fluxo

14

Novos Cronograma de Amortização

US$ 15 milhões em nov-20 US$ 30 milhões em mai-21 US$ 97 milhões em nov-21 7% a.a.

Prisma

US$ 100 milhões Prazo de 4 meses 8,95% a.a.

Bridge loan para aquisição do FPSO OSX-3 e Campo de Tubarão Martelo

Conversão para Project

Finance de longo prazo, conforme dispositivos contratuais

PPE (ICBC)

US$ 60 milhões Prazo de 4 anos Libor + 3% a.a.

Garante venda da produção de Polvo para a PetroChina

ALAVANCAGEM

Net Debt/EBITDA

(Em R$)

1.837

1.463

1.001908

3,3x 714 694

2,3x 2,1x

1,5x 1,2x 1,1x

1T18

2T18

3T18

4T18

1T19

2T19

3T19

4T19

1T20

2T20

-455 -491-498-530

Net Debt (ex-IFRS 16)		Net Debt / Adj. EBITDA (ex-IFRS 16)

Fatores que impactaram o Net Debt/EBITDA:

Dívida de R$ 528,1 milhões com a Prisma integralmente reconhecida no balanço da Companhia, sem a contrapartida no EBITDA nos 12 meses findos em 30 de junho de 2020;

Postergação dos offtakes: Com o intuito de buscar condições melhores de desconto do óleo, vendas foram postergadas para o mês de julho, resultando em um estoque de óleo estimado em R$ 415,5 milhões nos dois ativos no final do período postergação.

Ajustando por estes fatores, o Net Debt/EBITDA teria sido de

aproximadamente 1,1x

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PRÓXIMOS PASSOS

Foco contínuo em segurança e a saúde dos nossos colaboradores e terceiros

Contínua racionalização/ adequação dos custos e despesas, e preservação da liquidez da Cia.

Revitalização em Tubarão Martelo: Conexão do poço TBMT-4-HP em andamento

Tieback em TBMT e conexão do poço TBMT-10-RJS

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Q&A

Relações com Investidores

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