美国

证券交易委员会

华盛顿特区20549

表格6-K

外资私募发行人报告
根据《公约》第13a-16条或第15d-16条规则

1934年证券交易法

2024年3月

委员会文件编号 1-15106

Petr ó leo BRASILEIRO S.A. – PetroBRAS

（在其章程中指明的注册人的确切名称）

巴西石油公司– PetroBRAS

（注册人姓名翻译成英文）

Avenida Henrique Valadares，28 – 19楼
20241-030 – RJ里约热内卢
巴西联邦共和国

（主要行政办公室地址）

用复选标记表明注册人是否提交或将根据封面表格20-F或表格40-F提交年度报告。

表格20-F ___ X ___表格40-F _______

根据1934年《证券交易法》第12g3-2（b）条，通过提供本表格所载信息，以复选标记表明注册人是否也因此向委员会提供了该信息。

是________否___ x _____

巴西石油公司2023年第四季度财务业绩

2024年3月7日，里约热内卢

尊敬的股东和投资者您好，

我非常自豪地在今天向大家发表讲话，这不仅是鉴于我们正在披露的出色的经济和财政成果，特别是因为我相信，我们正在建设一个更坚实、更有韧性并能够为其合作伙伴和整个社会创造长期价值的巴西石油公司，同时面临着转型世界带来的无数挑战。

自现任管理层掌舵以来，我们一直强调需要让巴西石油公司适应新的能源环境，在这种环境下，运营和能源来源的脱碳是必须的——也是社会合理需求的结果——并且需要战略转变和考虑到化石燃料需求不可避免减少的新颖解决方案。意识到这一挑战，我们构建了一个新的战略计划，该计划除了一致性之外，还基于现实主义、责任感和透明度。我们承认能源转型将逐步展开，因此，我们将继续投资于石油和天然气勘探，这是我们产生最高回报的领域，以及与下游的整合。我们还将通过公正和负责任的过渡产生价值，将我们的业务多元化到有利可图的低碳业务，始终优先考虑合作伙伴关系。并且我们将完成这一切保持对资本纪律的关注，我们在所有决策过程中的坚实治理和理性。我必须坚持，这种理性是我们商业战略实施的变化的重要组成部分——通过这些变化，我们提高了竞争力，给决策者带来了更大的灵活性，给消费者带来了更多的稳定性——以及我们的股息政策，增强了这一点，以考虑更高的投资和保持我们财务健康的绝对需要。

在这方面，值得强调的是，相对于2023年的股息提议—— 724亿雷亚尔，这一数额主要惠及巴西社会，通过其对巴西国家石油公司37%的所有权，而事实上，巴西还获得了2400亿雷亚尔的税收——以及我们接管以来的连续市值记录。因此，在2023年，相对于我们在纽约证券交易所的优先股，我们的总股东回报率达到了112%，超过了主要股东的最高回报率（20%），这证明了将股息保持在合理水平，同时增加投资以实现盈利增长的决定是多么正确，这正反映在更高的市值上。

这些成就之所以成为可能，是因为我们优先考虑了我们最重要的资产：人。对他们来说，我们已经批准了我们的多元化、公平和包容政策以及我们的种族平等计划。因为他们是那些努力建设我们未来的人。他们负责，当我们庆祝盐下15周年时，为油气生产的记录：我们以更少的排放生产更多；为四个新生产平台的启动；为炼油方面的每日记录，利用系数高，能效有史以来最好的结果；为更高的热电发电，具有可靠性；为生物精炼方面的进展，或通过产能扩充，或为工业精炼装置处理100%大豆油的历史里程碑；为碳效率方面的记录，这使得减少了180万吨CO₂e在绝对排放量方面；为全球近海行业的主要奖项：OTC杰出成就奖2024，以表彰坎波斯盆地振兴计划对全球行业的贡献；为专利申请中的记录，以及其他无数的成就，这将使我能够写一本冗长的书而不是一封简短的信。

这就是为什么我总是说，我亲爱的股东和投资者，巴西石油公司回来了。重回繁荣，创造长期价值，助力建设更美好世界。我们将利用与我们业务的协同效应并利用我们的专长来面对挑战，并且永远不会忽视经济价值的产生，对于一家希望保持竞争力并为子孙后代延续价值的公司来说，这是必须的。

Jean Paul Prates，首席执行官

2023年主要亮点：

免责声明

本报告可能包含前瞻性陈述。此类前瞻性陈述仅反映了公司管理人员对未来经济状况的预期，以及公司的业绩、财务业绩和业绩等。“预期”、“相信”、“预期”、“预测”、“打算”、“计划”、“项目”、“目标”、“应该”等类似词语，明显涉及公司可能会或可能不会预期的风险和不确定性，因此不是对公司未来经营业绩可能与当前预期存在差异的保证。读者不应完全依赖此处包含的任何前瞻性陈述。公司不承担根据新信息或其未来发展更新演示文稿和预测的任何责任，从23年第四季度开始报告的数字是估计或目标。这些指标没有标准化的含义，可能无法与他人使用的类似描述的指标进行比较。我们提供这些指标是因为我们将其用作公司业绩的衡量标准；不应孤立地考虑这些指标，也不应将其作为已根据BR GAAP或IFRS披露的其他财务指标的替代品。参见词汇表中自由现金流、调整后EBITDA和净负债的定义，以及流动性和资本资源部分中的调节，调整后EBITDA和净负债的调节。根据国际会计准则理事会（IASB）发布并由独立审计师修订的国际会计准则IAS34-中期财务报告合并会计信息。

主要项目

表1-主要项目^*

*请参阅特殊项目部分的经常性净收入和调整后EBITDA的对账。

* *以美元计算的比率。

合并结果

净收入

表2 –按产品划分的净收入

受对全球经济动态的担忧和中国石油需求复苏的影响，全球油气市场在2023年开局时呈下行趋势。在今年上半年，观察到石油供应中断，以及欧佩克+自愿减产。截至23年第三季度，尽管对经济的担忧持续存在，但由于供应限制和强劲的需求，油价已经恢复。

在此背景下，2023年的净收入低于2022年，主要是由于布伦特原油价格和裂解价差下跌18%，尤其是柴油。

尽管存在这些挑战，但值得注意的是，这些负面影响因期间石油销售量的增加而得到部分缓解，其中的亮点是出口增长。

天然气收入减少的原因是：（i）非热电部门的需求减少，反映了天然气市场开放和工业部门消费量减少的影响；（ii）热电部门的需求减少，原因是调度减少，反映出巴西的水文条件更好；（iii）价格下降，特别是非热电部门的价格下降，主要受到布伦特原油贬值的影响。国内市场石油收入下降是由于对Acelen的销量下降，与上述布伦特价格下跌有关。

2023年，主要销售产品仍为柴油和汽油，相当于国内市场销售油品收入的约74%。

4Q23，尽管国内市场销量较低，但受柴油季节性的影响，柴油的需求通常在第三季度更高，收入较3Q23有所增长，这可以解释为4Q23期间油品平均价格较高。

与3Q23相比，4Q23的电力收入增加是由于该季度更高的热电调度。

4Q23，以石油为主的出口量增加也推动了季度间收入的增长。

销货成本^*

表3 –销货成本

2023年度，销货成本较2022年度有所下降，主要反映进口石油、天然气及石油产品的成本下降，原因是进口的价格和数量均有所下降。此外，由于布伦特和天然气价格的贬值，政府采取的措施也有所减少。国内市场销量下降、海外运营成本下降以及售电量下降也是造成这一下降的原因。

与Q3相比，Q3的销售成本有所上升，反映了政府采取的成本增加、石油和石油产品出口量增加、国内市场的石油销售量增加，以及玻利维亚天然气和液化天然气在销售组合中的份额增加。这些因素被国内市场油品销量下降，特别是柴油销量下降部分抵消。

^*管理信息（未修订）。

营业费用

表4 –运营费用

2023年经营费用较2022年有所增加，主要是税费、减值及其他经营费用增加所致。

销售费用减少是由于销售量减少导致与天然气运输相关的物流成本降低。这些影响被与石油和油品出口增长相关的物流成本上升以及运费上涨部分抵消。

一般和行政开支的增长主要是由于工资上涨以及雇用新员工和第三方服务导致人员成本增加。

2023年勘探费用增加是由于地质和地球物理方面的支出增加，主要是在赤道边缘和Aram Block。这些增长被经济上不可行的项目的费用减少部分抵消。

税收支出增加的原因是2023年3月至6月石油出口税的影响。

2023年较高的减值支出反映了经济假设的更新，以及项目组合和储量估计。更多详情可在我们的财务报表附注26中找到。

2023年其他运营费用的增加主要是由于与S é pia和Atapu油田的共同参与协议相关的资本收益减少以及2022年Buzios剩余转让权利的额外5%股权。此外，由于2023年放弃的油田拨备增加，主要在海豹突击队、坎波斯和RNCE盆地，放弃地区的费用有所增加。与法律或有事项相关的较低费用部分抵消了运营费用的增长。

4Q23营业费用较3Q23增加主要是由于产量曲线修正导致减值费用增加，尤其是巴西油气生产田，特别是Roncador油田的损失。此外，随着油田放弃拨备的回报，费用有所增加，主要是在SEAL、Campos和RNCE盆地。

与23年第三季度相比，23年第四季度观察到的增长部分被勘探成本下降、S é pia和Atapu收益以及与合同条款中规定的价格调整相关的收益所抵消，特别是与与勘探与生产资产相关的销售的布伦特原油变化有关。

经调整EBITDA

2023年，调整后EBITDA达到2622亿雷亚尔，较2022年下降23%，主要受布伦特（-18 %）贬值和油品利润率下降的影响，部分被石油出口量增加所抵消。

2023年第四季度，调整后EBITDA达到669亿雷亚尔，较23年第三季度高出1%，这是受更高的放弃费用的影响，但被更高的石油产品利润率和更高的石油产量所抵消。

财务结果

表5 –财务业绩

2023年，与2022年相比，财务业绩有所改善，主要是由于2023年巴西雷亚尔升值7.2%（从12/31/22的5.22雷亚尔/美元

至12/31/23的4.84雷亚尔/美元），2022年为6.5%。其他因素包括较低的套期会计变现、由于Selic和CDI费率的增加以及较高的平均投资数量导致的金融投资和证券收益增加，以及与Eletrobras的法律和解的货币重述收入。这些收益被较高的融资和租赁利息支出以及Selic预期股息率导致的货币重述结果较低部分抵消。

Q3财务业绩主要受巴西雷亚尔兑美元汇率变动收益影响，Q3贬值3.9%（从06/30/23的4.82雷亚尔/美元到09/30/23的5.01雷亚尔/美元），Q4升值3.3%（从09/30/23的5.01雷亚尔/美元到12/31/23的4.84雷亚尔/美元）。此外，我们从货币重述中录得更高的收入，这既与与Eletrobras的法律协议有关，也与预期的股息有关，而融资的利息支出减少。

归属于巴西石油公司股东的净利润（亏损）

2023年净利润达1246亿雷亚尔，2022年为1883亿雷亚尔。这种差异主要归因于布伦特原油贬值（-18 %）和石油产品利润率下降，尽管部分被石油出口量的增加所抵消。此外，该业绩还受到运营费用增加的影响，包括S é pia和Atapu领域共同参与协议的资本收益减少，减值、放弃和税收费用增加。这些影响被改善的财务业绩和较低的所得税部分抵消。

2023年第四季度的净收入为310亿雷亚尔，而23年第三季度的净收入为266亿雷亚尔。这一结果的主要原因是石油产品利润率和石油产量的增加。另一方面，营运开支增加，主要由于减值及放弃费用增加。我们还观察到了更有利的财务结果，这主要是由于巴西雷亚尔兑美元升值。此外，所得税较低。

归属于巴西石油公司股东的经常性净收益和经常性调整后EBITDA

2023年，净收入为1246亿雷亚尔，受到非经常性项目的影响，主要是减值支出、放弃地区和法律或有事项。若不计非经常性影响，净收入将为1360亿雷亚尔。调整后的EBITDA受到136亿雷亚尔的负面影响，主要是由于放弃区域、法律或有事项、终止船只租赁合同的赔偿、石油出口税，如果没有2022年非经常性项目的影响，本应达到2759亿雷亚尔。

4Q23，净收入受到99亿雷亚尔的负面影响，主要是由于减值费用和放弃区域，尽管部分被所得税计算的净影响所抵消。若不计非经常性项目，净收入将为410亿雷亚尔。同时，调整后EBITDA受到74亿雷亚尔的负面影响，主要是由于区域废弃费用。若不计这一影响，2023年第四季度将达到743亿雷亚尔。

特殊项目

表6 –特殊项目

管理层认为，上述特殊项目虽然与公司业务相关，但被强调为补充信息，以便更好地理解和评估结果。这类项目不一定在所有时期都会发生，并在相关时予以披露。

资本支出

表7-资本支出

2023年投资总额为127亿美元，较2022年增长29%，主要由于主要盐下项目投资增加，特别是B ú zios油田的新生产系统和Marlim油田的振兴，以及计划中的炼油停工投资增加。

2023年的资本支出比2023-27年战略计划中的当年计划低21%，与2023年11月宣布的指导修订一致，受以下因素影响：（a）由于钻机和材料的可用性较低而推迟了油井活动，（b）重新规划新生产装置的项目里程碑；（c）由于环境许可而推迟了探井。

2023年第四季度，资本支出总额为36亿美元，比23年第三季度高5%，主要是由于计划中的炼油停产投资增加。

在勘探和生产部门，2023年第四季度的资本支出总额为28亿美元，比23年第三季度低5%，主要是由于B ú zios新拥有的生产装置的里程碑推迟。4Q23的投资仍然集中于大型盐下项目，主要集中在：（a）桑托斯盆地盐下生产的发展（14亿美元）；（b）盐后深水生产的发展（4亿美元）；（c）探索性投资（2亿美元）。

炼油、运输和营销部门，2023年第四季度资本支出总额为5亿美元，较23年第三季度增长64%。这一增长主要是由于对计划中的炼油停工的投资增加，特别是REDUC的润滑油部门；REGAP的裂解、蒸馏和HDT；以及分别定于2024年2月和3月的REPAR和REPLAN的停工前费用。

在天然气和低碳能源部分，4Q23的资本支出总额为0.1亿美元，与3Q23相比增长100%。增长主要是由于热力装置计划停工投资增加以及路线3天然气处理装置项目取得进展，符合商业启动时间表。

此外，值得强调的是，租赁的FPSO Sepetiba（Mero 2）将于2023年第四季度投入运营，其租赁合同金额总计11亿美元（巴西国家石油公司的股份）。2023年，租赁的FPSO Sepetiba（Mero 2）、Anna Nery（Marlim 2，）Almirante Barroso（B ú zios 5）和Anita Garibaldi（Marlim 1）的启动导致总租赁金额达到87亿美元。与自有机组一样，租赁的FPSO在公司资产中确认，并构成以新机组扩大产能的投资努力，但不在资本支出下考虑。

下表列出了已签约的新油气生产系统的主要信息。

表8 –主要项目

流动性和资本资源^[1]

表9-流动性和资本资源

截至2023年12月31日，现金和现金等价物总额为616亿雷亚尔，调整后的现金和现金等价物总额为867亿雷亚尔。

2023年，经营活动产生的现金达到2157亿雷亚尔，正的自由现金流总额为1553亿雷亚尔。这一现金产生水平用于：（a）股东薪酬（1016亿雷亚尔），（b）投资（603亿雷亚尔），（c）租赁负债摊销（313亿雷亚尔），以及（d）期间到期的本金和利息摊销（310亿雷亚尔）。

2023年，该公司筹集了107亿雷亚尔，包括（i）在2033年到期的国际资本市场上发行的59亿雷亚尔债券（Global Notes）和（ii）在国内银行市场上筹集的44亿雷亚尔。

*包括政府债券、银行存单和分类为持有待售公司的定期存款。

* *自由现金流（FCF）根据2023年7月28日批准的新股东薪酬政策（“政策”），对应于经营现金流减去购置物业、厂房和设备、无形资产和股权。为便于比较，2Q23之前的数字已根据新政策进行了调整。

债务指标

截至12/31/2023，总债务达626亿美元，较12/31/2022增加16.4%，主要由于特许FPSO Anna Nery和Almirante Barroso（2Q23）、Anita Garibaldi（3Q23）和Sepetiba（4Q23）启动期间租赁增加，较12/31/2022增加公司租赁负债87亿美元。另一方面，金融债务较12/31/2022下降3.8%，于12/31/2023达到288亿美元。

平均期限从31/12/2022的12.07年到31/12/2023的11.38年，其同期平均成本从6.5% p.a.到6.4% p.a.不等。

毛债/经调整EBITDA比率于2023年12月31日达到1.19x，而2022年12月31日为0.81x。

于12/31/2023，净负债达447亿美元，较12/31/2022增加7.7%，主要由于期内租赁增加。

表10 –债务指标

按分部划分的业绩

勘探和生产

表11 – E & P结果

2023年，勘探与生产毛利润为1980亿雷亚尔，比2022年下降19%。这一减少主要是由于较低的布伦特价格，这部分被较高的产量所抵消。

营业收入为1704亿雷亚尔，与2022年相比下降31%，原因是2022年收到了与B ú zios、S é pia和Atapu的共同参与协议相关的补偿，而2023年，由于石油业务的出口税，减值损失、放弃准备金和税收支出增加。

23年第四季度，勘探与生产毛利润为542亿雷亚尔，略高于23年第三季度的526亿雷亚尔。这一增长主要是由于期内产量增加。

4Q23营业收入为356亿雷亚尔，比3Q23低24%，反映出更高的减值损失和放弃拨备。

关于政府采取的措施，年度比较（2023 x 2022）和季度比较（4Q23 x 3Q23）都有所减少，主要原因是布伦特原油价格走低。

2023年解除成本，不含政府接收和租赁，为5.59美元/桶油当量，较2022年（5.78美元/桶油当量）低3.3%。这一减少是积极的投资组合管理的结果，包括撤资和2022年和2023年新平台的生产启动（FPSO Guanabara、P-71、FPSO Almirante Barroso、FPSO Anna Nery和FPSO Anita Garibaldi）。也促成了这一减少P-68爬坡（Berbig ã o-Sururu）的连续性和启动

坎波斯和桑托斯盆地互补项目的新油井数量，与更好的运营绩效和因停机和维护而减少的损失量相关。这些影响被更高的完整性成本部分抵消，例如平台维护和海底检查，以及巴西雷亚尔兑美元的升值。

与Q3相比，4Q23的提升成本增加了2.6%，这主要是由于坎波斯盆地盐下井干预的加强。

在4Q23的盐下提货成本中有8.4%的增长，主要受到坎波斯盆地盐下干预加剧的影响，如前所述。

在盐后和陆上及浅水资产中，吊装成本相对于3Q23保持稳定。

炼油、运输和营销

表12-RTM结果

2023年毛利润为461亿雷亚尔，比2022年低277亿雷亚尔，主要是由于国际利润率降低，尤其是柴油，2022年全年非典型的高利润率。2023年出现了负的存货周转效应，而2022年则出现了正的效应。排除这一影响（-2023年为25亿雷亚尔，2022年为18亿雷亚尔），2023年毛利润为486亿雷亚尔，2022年为720亿雷亚尔。

由于地缘政治冲突导致国际利润率在2022年更高，国内市场的石油产品，主要是柴油的利润率更低。这些影响也影响了燃料油和石油出口利润率，与2022年相比，2023年的出口利润率较低。

2023年的营业收入低于2022年，原因是毛利下降以及销售和减值费用增加。

4Q23，RTM毛利低于3Q23，主要是由于库存周转：而3Q23布伦特存在正向变异（87美元/桶，2Q23为78美元/桶），4Q23布伦特存在负向变异（84美元/桶，Q3为87美元/桶）。2023年第四季度的这一影响为-10亿雷亚尔，而23年第三季度为67亿雷亚尔。排除这一影响，2023年第四季度的毛利润为22.4亿美元，而23年第三季度为9.4亿美元。

此外，国内市场上的油品销量较低，主要是柴油，由于需求季节性，汽油，由于季度与乙醇的竞争。由于产量增加，石油出口量也有所增加。

4Q23营业收入低于3Q23，反映了较低的毛利和较高的营业费用，主要是由于较高的减值费用。

2023年以美元计算的每桶炼油成本比2022年高22.7%，这主要是由于炼油公用事业的维护和保养范围增加，以及人员成本增加。2023年外汇走高对每桶成本走高有额外贡献。这些影响被2023年炼油园区的更高利用率部分抵消。

4Q23以美元计算的每桶炼油成本较3Q23高出15.5%，主要是由于炼油公用事业的维护和维护的人员和材料及服务的绝对成本增加。与Q3相比，该原料在4Q23下降了1.5%，促成了这一指标的增长oh。

天然气和低碳能源

表13 – G & LCE结果

2023年毛利较2022年增加16.2%，主要是由于采购天然气的平均成本减少。

由于毛利较高，营业收入较2022年增长26.1%，但部分被较高的营业费用（包括减值和合同费用）所抵消。

4Q23毛利比3Q23低0.4%，原因是期内液化天然气的再气化程度更高，原因是运营问题和更高的能源发电量以供应高峰需求，与可再生能源发电相辅相成。

营业收入受到毛利下降和4Q23费用增加的影响，这是由于PEC é m LNG再气化接收站终止运营导致减值费用的会计处理。

调整后EBITDA的调节

EBITDA是一个指标，计算为该期间的净收入加上利润税、净财务结果税、折旧和摊销税。巴西国家石油公司公布经2022年6月CVM第156号决议授权的EBITDA。

为反映管理层对公司当前业务成果形成的看法，EBITDA亦列报经调整（经调整EBITDA），原因包括：权益核算投资的结果；减值、因处置权益核算投资而导致的综合收益（损失）重新分类、与生产领域共同参与协议的结果以及处置/注销资产的损益。

调整后的EBITDA，反映了过去十二个月（过去十二个月）的总和，也代表了公司经营现金产生的另一种选择。该指标用于计算总债务和净债务到调整后EBITDA指标，有助于评估公司的杠杆和流动性。

国际财务报告准则（IFRS）未规定EBITDA和调整后EBITDA，不应作为与其他公司披露的数据进行比较的基础，也不应被视为替代根据IFRS计算的任何其他计量。这些措施应与其他措施和指标一起考虑，以便更好地了解公司的业绩和财务状况。

表14-调整后EBITDA的调节

财务报表

表15-损益表-合并

表16-财务状况表–合并

表17-现金流量表–合并

按业务领域划分的财务信息

表18-按分部划分的合并收入– 2023年

表19-按分部划分的合并收入– 2022