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ALMIR GUILHERME BARBASSA Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
13 de maio de 2009
Teleconferência / WebcastDIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS
1o trimestre de 2009(Legislação Societária)
2
As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia. 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 ou incertezas previstos ou não pela
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.
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados de
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.
Investidores Norte-Americanos:
AVISO
2
3
PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL – 1T09 VS 4T08
Mil
bp
d
Produção Nacional Média de Óleo e Gás
Recorde de produção diária de petróleo no Brasil
alcançado em 04/05/2009 2.059.063 barris
2.195 2.2612.120
7%
1T08 4T08 1T09
1.816 1.865 1.952
304 330 309
Petróleo e LGN Gás Natural
• O aumento da produção em 3% foi devido a:
• aumento na produção das plataformas P-52 e P-54 (Roncador) ;
• entrada em operação da P-51, em Marlim Sul, da P-53, em Marlim Leste e da FPSO Cidade de
Niterói, em Marlim Leste;
• Em função da redução de demanda no mercado doméstico, a produção de gás natural reduziu 6%.
Há uma capacidade instalada de produção de 87 mil boed de gás natural adicionais, caso haja
demanda.
3
4
STATUS DAS UNIDADES MAIS RECENTES
P-51P-53 FPSO Cidade de Niterói
PLATAFORMA/CAMPOCAPACIDADE
(mil bpd)
DATA
PRIMEIRO
ÓLEO
MÉDIA 1T09
(mil bpd)
Nº DE POÇOS
INTERLIGADOS
Nº DE POÇOS
PREVISTOS
P-53 / Marlim Leste 180 30/11/2008 53 6 produtores13 produtores e 8
injetores
P-51 / Marlim Sul 180 24/01/2009 34 2 produtores e 2
injetores
10 produtores e 9
injetores
FPSO Cidade de
Niterói / /Marlim
Leste
100 26/02/2009 12 2 produtores
1º poço = 33 kbpd
9 produtores (óleo)
e 1 produtor (gás)
Total 460 - 99 - -
GRANDES PROJETOS A ENTRAR EM OPERAÇÃO EM 2009
MANATI
expansão
5
PARQUE DAS CONCHAS
CAMPO CAPACIDADEDATA DA ENTRADA EM
OPERAÇÃOPARTICIPAÇÃO DA
PETROBRAS
Frade¹ 100 mil bpd 2T09 30%
Parque das Conchas² 100 mil bpd 3T09 35%
FRADE
FPSO FradeFPSO Espírito Santo
¹ Operado pela Chevron
² Operado pela Shell
LDA: 2.200m
FPSO BW Cidade
de São Vicente
6
DESAFIOS E OBJETIVOS: DESENVOLVIMENTO DE TUPI
RELOCAÇÃO DA
LINHAETAPA 2
POÇO P1
6 MESES
ETAPA 1
POÇO 3-RJS-646
6 MESES
ETAPA 3
POÇO 3-RJS-646
3 MESES
PERFURAR
POÇO P1
Desafios:
•Revestimento de poço especial e risers
flexíveis para suportar fluidos agressivos e
alta pressão;
•Recuperação suplementar com injeção
alternada de água e gás;*
•Reinjeção do CO2 associado aos fluidos
produzidos no reservatório;*
•Árvores de natal molhadas em profundidades
nunca antes utilizadas no Brasil;*
•Aquisição sísmica de alta resolução em
algumas áreas para identificar reservatórios;
•Completação de poços em ambiente com
alta pressão.(*) previstos para o Projeto Piloto em 2010
Teste de Longa Duração
Capacidade: 30.000 bpd
Duração: 15 meses
API: 28-30o
Principais Informações a serem coletadas:
•comportamento dos reservatórios em produção de longo
prazo;
• movimentação ou drenagem de fluídos durante a
produção;
• escoamento submarino;
• geometria dos poços definitivos (verticais, horizontais
e/ou desviados). 6
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PRINCIPAIS DESCOBERTAS NA REGIÃO DO PÓS-SAL *
Data Bloco/Campo Participação Fluidos Lâminad`água (m)
Maio-09 BM-S-48Panoramix
BR(35%), Repsol(40%),Vale(12,5%), Voodside(12,5%)
Gás e Condensado 161
Nov-2008 BM-J-3Jequitinhonha
BR (60%), STATOIL (40%) Óleo 2.354
Set-2008 BM-S-40/Sidon BR (100%) Óleo leve 274
Julho-2008 Golfinho BR (100%) Óleo leve 1.374
Maio-2008 BM-S-40/Tiro BR (100%) Óleo leve 235
Dez-2007 BM-ES-5Camarupim
BR (65%), EL PASO (35%) Gás e Condensado 708
Maio-2007 BM-ES-5Camarupim
BR (65%), EL PASO (35%) Gás e Condensado 763
Mar-2007 BC-60/Caxaréu BR (100%) Óleo leve 1.011
* 2007 a 2009
8
PREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P (US$ por barril)
47,79
57,0464,42
76,7586,13
105,46
100,58
47,95
32,23
44,40
57,75
68,7674,87
88,69
96,9
121,37
114,78
54,91
1T07 2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09
Preço médio de venda Brent (média)
Média 4T08
Média 1T09
• O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido e a cotação média do Brent
aumentou de US$ 6,96/bbl no 4T-2008, para US$ 12,17 no 1T-2009.
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LIFTING COST NO BRASIL
15,16 16,34 17,61 19,09 17,91
28,0434,80 36,79
22,3916,33
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1T08 2T08 3T08 4T08 1T09
Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)
8,66 9,88 10,21 8,24 7,82
16,1621,20 20,06
9,87 6,87
96,90
121,37114,78
44,4054,91
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1T08 2T08 3T08 4T08 1T09
0
20
40
60
80
100
120
140
Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent
US$/barril R$/barril
24,82
31,08 30,27
18,11
43,20
51,1454,40
41,48
14,69
34,24
• O Custo de Extração com Participações Governamentais, em Reais e Dólar, vem apresentando
queda desde o 3T08, acompanhando a trajetória do preço de petróleo;
• 3 novas unidades recentemente instaladas (que produzem 25% da capacidade) contribuíram para
que custo fosse mais elevado, além da redução de 6% na produção de gás natural.
10
PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR
10
US$/bbl R$/bbl
0
20
40
60
80
100
120
140
160
dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09
PMR EUA PMR Petrobras
0
50
100
150
200
250
dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09
PMR EUA PMR Petrobras
71,64
161,89
77,40 176,48
163,59
123,7270,53
53,48
4T08 1T09 4T08 1T091T081T08
104,79
93,90
181,83
163,07
• O preço médio de realização dos derivados em reais apresentou leve queda no período refletindo a
cotação dos preços internacionais;
• Preços no mercado internacional seguem voláteis:
• O Brent já acumula alta de 15% nos últimos 10 dias;
• A Gasolina USGC já acumula alta de 17% nos últimos 10 dias.
11
297 303
198 195
167 152
75 76
166128
658702
9798
1T08 1T09
Outros*
Óleo Combustível
QAV
Nafta
GLP
Gasolina
DieselMil
ba
rris
/dia
IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS
O redução de 6% do volume de vendas do diesel devido a:
Redução de vendas para térmicas;
Aumento do percentual do biodiesel de 2% para 3%;
Retração da produção industrial.
Aumento de 2% na venda de gasolina, devido ao crescimento expressivo da frota de veículos.
Queda de 29% do volume de vendas de gás natural, devido a:
Redução do consumo do mercado não-térmico (desaceleração econômica/troca por OC);
Retração da demanda térmica (maiores níveis dos reservatórios do Sudeste).
VOLUME DE VENDAS NO MERCADO DOMÉSTICO - DERIVADOS E GÁS NATURAL
215
302
1T08 1T09
1.6091.703
* Outros: Coque, Asfalto, Propeno, Lubrificante, outros gases liquefeitos e outros derivados. Maiores reduções no
comparativo 1T09 vs 1T08 foram em lubrificantes e outros gases e derivados.
Mil
bo
ed
DerivadosGás Natural
12
Mil
barr
is/d
iaIMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS
314 352
259228
Exportação Importação Importação Líquida
573 580
(7)
451 426
215
140
Exportação Importação Exportação Líquida
666
566
100
Déficit Financeiro 1TRIMESTRE 2008
US$ 775 Milhões
Exportações líquidas positivas impulsionadas pelo aumento da produção nacional;
Déficit financeiro resultante do spread leve x pesado entre os produtos exportados (pesados)e importados (leves);
Investimentos em refino para maximizar o processamento de óleo nacional e capturar estamargem.
Déficit Financeiro 1TRIMESTRE 2009
US$ 150 Milhões
IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS
13
EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08
3.257
11.801
4.703 (9.541)
10.220
4T08
Lucro OperacionalReceita CPV
Despesas
Operacionais
• Menor Receita Operacional Líquida em função do menor volume de vendas e do menor preço;
• Menor Custo do Produto Vendido reflete menores custos com importação de óleos e derivados e
queda da participação governamental;
• Redução das despesas operacionais em função da não-ocorrência de provisões para perda no valor
recuperável de ativos e de ajustes no valor dos estoques ocorridas no 4T08;
• Redução de itens recorrentes nas despesas de vendas (redução de fretes) e gerais e administrativas
(redução nos gastos com consultorias e processamento de dados).
1T09
Lucro Operacional
14
EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08
6.189
735
5.517 (3.254)
(1.081)
(2.290)
5.816
4T08LL 1T09LLResultado
FinanceiroImpostos
Part. Acion.
Não Control.
• Piora do resultado financeiro devido à perda cambial no 1T09 (- R$ 298) em comparação com o
ganho do 4T08 (+ R$ 2.258); e ausência de ganho com hedge ocorrido no 4T08 (R$ 620);
• Part. Invest. Relevantes impactada pela provisão para a aquisição de Pasadena (R$ 341);
•Maior imposto de renda em função da ausência de benefício fiscal pelo provisionamento de JCP
ocorrido no 4T08 e maior lucro;
• Aumento das participações de acionistas não controladores devido ao resultado negativo das
SPEs no 4T08, decorrente do efeito cambial em suas dívidas.
Part. Invest.
Relevantes
Lucro
Operacional
15
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08)
4º Tri - 2008
Lucro Operac.Efeito Preço
na Receita
Efeito Volume na
Receita
Despesas
Operacionais
1º Tri – 2009
Lucro Operac.Efeito Custo
médio no CPV
15
• Queda do preço do petróleo nacional (US$ 47 no 4T08 para US$ 32 no 1T09);
• Redução dos volumes vendidos devido a formação de estoques;
• Redução do lifting cost e participações governamentais contribuíram para a diminuição do CPV;
• Redução das despesas operacionais devido à provisão para perda estimada na recuperação de
ativos ocorrida no 4T08.
7.818 5.839
1.675 1.909
889
591 3.693
Efeito Volume no
CPV
16
ABASTECIMENTO - EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 4T08)
16
4º Tri - 2008
Prejuízo Operac.
1º Tri - 2009
Lucro Operac
• Manutenção da política de preços manteve o PMR relativamente estável em um ambiente de
redução dos preços internacionais;
• Menores custos de retenção de estoques e menores custos de aquisição do óleo explicam forte
redução do CPV do Abastecimento;
• O efeito líquido da redução de vendas tem impacto mínimo sobre o resultado.
Efeito Preço
na Receita
Efeito Volume na
Receita
Despesas
OperacionaisEfeito Custo
médio no CPVEfeito Volume
no CPV
(1.397) 3.827
2.652
11.925
2.555 511 7.115
17
GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (1T09 VS 4T08)
17
Gá
s &
en
erg
iaIn
tern
ac
ion
al
Dis
trib
uiç
ão
• Melhora no resultado operacional devido a redução dos custo de
aquisição de energia e de importação de gás natural;
• Parcialmente compensados pela redução nos volumes vendidos.
• Produção crescente na Nigéria (Agbami e Akpo);
• Redução de custos exploratórios;
• Ausência de provisão para perda com recuperação de ativos e menor
provisão para desvalorização de estoques em relação ao 4T08.
Resultado Operacional:1T09
(R$ 99 milhões)4T08
(R$ 235 milhões)VS.
Resultado Operacional:1T09
R$ 25 milhões4T08
(R$ 2.243 milhões)VS.
Resultado Operacional:1T09
R$ 386 milhões4T08
R$ 379 milhõesVS.
• Menores margens de comercialização em função dos menores
preços de realização dos derivados;
• Atenuado pela redução das despesas com vendas, gerais e
administrativas;
•Aumento da participação no mercado de distribuição.
18
INVESTIMENTOS POR SEGMENTO DE NEGÓCIO
Abastecimento
E&P
Gás e Energia
Internacional
Corporativo
Distribuição
Outros
13.423 14.183
1T09 1T08
EBITDA (R$ milhões)
• Manutenção da
forte geração de
caixa possibilita
o incremento dos
investimentos da
Companhia
Investimento no 1T09 – R$ 14,4 bilhões
21%
51%
2%
7%
15%
1% 3%
2,2
3,0
0,1 0,4
7,3
0,4
1,0
20%
2%1%
12%
13%
3%
50%
1,3
1,2 5,1
0,3
2,0
Investimento no 1T08 – R$ 10,2 bilhões
0,10,2
19
R$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008*
Endividamento de Curto
Prazo ¹15.609 13.859
Endividamento de Longo
Prazo 54.698 50.854
Endividamento Total 70.307 64.713
Disponibilidades 19.532 15.889
Endividamento Líquido ² 50.775 48.824
Estrutura de Capital 49% 50%
ESTRUTURA DE CAPITAL
• Aumento do volume de captações no 1T08 para financiar o programa de investimentos.
• Captação no mercado internacional (Bonds) de US$ 1,5 bilhões em fevereiro de 2009.
• Aumento do endividamento ocorreu com a manutenção da robustez dos índices de endividamento e liquidez da
Companhia .
26%
19%
19%18%
19%
17%
21%
26%
21%
31/3/2007 30/9/2007 31/3/2008 30/9/2008 31/03/2009*
End. Líq./Cap. Líq.
US$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008*
Endividamento Total 30.368 27.691
*Após ajustes da Lei 11.638/07
² Endividamento Total - Disponibilidades
¹ O montante de dívida de curto prazo é conseqüência da maturação do endividamento de longo prazo. A estratégia de endividamento da companhia é buscar
financiamentos condizentes com o prazo de retorno de seus projetos.
20
Para mais informações favor contatar:
Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Relacionamento com Investidores
E-mail: petroinvest@petrobras.com.br
Av. República do Chile, 65 – 22o andar
20031-912 – Rio de Janeiro, RJ
(55-21) 3224-1510 / 3224-9947
SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTASVisite nosso website: www.petrobras.com.br/ri
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