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16 de Novembro de 2011
Teleconferência/Webcast
Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Divulgação de Resultados 3º trimestre de 2011 (legislação societária)
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AVISO
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 2011 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:
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PRINCIPAIS DESTAQUES
o Lucro operacional (+2%) e geração de caixa (EBITDA +3%) estáveis no trimestre.
o Lucro líquido de R$ 6.336 milhões no trimestre, impactado pela depreciação cambial de 19%.
o Início de operação da P-56, no campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos, com previsão de atingir o pico de produção no 1T12.
o Pré-sal: Início da operação do gasoduto Lula-Mexilhão, conclusão do Teste de Longa Duração (TLD) de Guará, início do TLD de Carioca NE e perfuração do 2º poço de Franco confirmando o potencial da área.
o Renovação da participação no Dow Jones Sustainability Index (DJSI) pelo sexto ano consecutivo.
P-56 Gasoduto Lula-Mexilhão
Dynamic Producer
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PRINCIPAIS INDICADORES
3T11 2T11 ∆% (3T11 x 2T11)
3T10
EBITDA (R$/milhões) 16.672 16.139 +3% 14.736
LUCRO OPERACIONAL¹ (R$/milhões) 12.322 12.047 +2% 10.673
LUCRO LÍQUIDO² (R$/milhões) 6.336 10.942 -42% 8.566
PMR (R$/bbl) 166,78 167,15 - 158,28
PMR (US$/bbl) 102,66 105,05 -2% 92,54
Brent (US$/bbl) 113,46 117,36 -3% 76,86
Dólar médio de venda (R$) 1,64 1,60 +2% 1,75
Produção (mil bbl/dia) 2.572 2.598 -1% 2.570
Vendas no mercado interno (mil bbl/dia) 2.627 2.503 +5% 2.497
¹ Lucro antes do Resultado Financeiro, das Participações e Impostos
² Lucro Líquido atribuível aos acionistas da Petrobras
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PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS Paradas programadas e não programadas afetaram produção do trimestre
2.322 2.363 2.568 2.599
(mil
bpd)
Produção Total (média diária nos 9 meses)
Produção no Brasil (média diária nos 9 meses)
(mil
bpd)
+1,2%
2.322 2.363
246 236
9M 2010 9M 2011
Brasil Internacional
+1,8%
1.995 2.013
327 350
9M 2010 9M 2011
Petróleo e LGN Gás Natural
o No Brasil contribuíram para o crescimento da produção no ano os campos de Marlim Leste, Cachalote/Baleia Franca, Jubarte, Uruguá, Piloto de Lula e os TLDs de Tiro, Sidon, Guará, Lula Nordeste e Aruanã.
o No exterior a produção caiu 4% no acumulado do ano devido ao início da cobrança de tax oil no campo de Agbami, na Nigéria, e ao cancelamento dos contratos no Equador.
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bbl/d
Tempo
Potencial1
Produção1 Potencial2
Produção2
Declínio natural do reservatório * Possíveis causas: - queda da pressão do reservatório - aumento da produção de água * Supondo 100% de eficiência dos equipamentos instalados
Produção efetiva uma combinação entre: - Declínio natural do reservatório E - Eficiência dos equipamentos:
- deficiência do método de elevação; formação de hidratos na linha de coleta; falhas de compressão; quedas de energia; falhas de equipamentos; paradas programadas ou não; etc.
COMPORTAMENTO DA PRODUÇÃO Reservatórios e equipamentos definem produção no tempo
o Nesse ano, declínio de produção em alguns campos acima dos valores históricos devido a perda de eficiência em equipamentos.
o Declínio não foi causado por problemas geológicos dos reservatórios.
t1 t2
7
0
100.000
200.000
300.000
400.000
jan/
09
jul/
09
jan/
10
jul/
10
jan/
11
jul/
11
Set/Out 2010 (interdições ANP/Marinha)
Eventos 3T 2011
150.000
200.000
250.000
300.000
1T 2010 2T 2010 3T 2010 1T 2011 2T 2011 3T2011
- 52 kbpd - 79 kbpd: manutenções e problemas operacionais
+ 27 kbpd: melhoria na performance de poços
Aumento de 20 kbpd pós manutenção
PRODUÇÃO NO CAMPO DE MARLIM Perda de produção por problemas com equipamentos
100.000
300.000
500.000
700.000
jan/
02
jul/
02
jan/
03
jul/
03
jan/
04
jul/
04
jan/
05
jul/
05
jan/
06
jul/
06
jan/
07
jul/
07
jan/
08
jul/
08
jan/
09
jul/
09
jan/
10
jul/
10
jan/
11
jul/
11
Mil bpd Mil bpd
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PRODUÇÃO - 2011 Paradas não programadas explicam maior parte da produção abaixo da meta
Outros fatores que reduziram produção durante o ano
o Atrasos na entrada de poços, principalmente por falta de sondas. Diversas sondas entrando em operação nos próximos meses/ano.
o Restrição na logística de escoamento do gás causou redução adicional de 20 mil bpd de óleo nos 9M11 (Uruguá: 10 mil bpd; Lula: 10 mil bpd).
(bpd
)
Queda de produção causada por paradas não
programadas e atrasos em paradas programadas nos 9M11 afetou a média do
ano em 44 mil bpd
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
1T 2T 3T
Paradas não programadas
Paradas programadas
Perdas de produção por questões operacionais – efeito na produção anual
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METAS DA PRODUÇÃO DE 2011 Novos poços que contribuirão com a produção do 4T11
2.100 (meta)
2.050 (-2,5%)
2.150 (+2,5%)
2.013 (Produção 9M11: -4% da meta)
o 35 poços nos 9M11
– 15 poços no 3T
o 4 poços em outubro, com 38 mil bpd de potencial
o Expectativa da entrada em Novembro/Dezembro:
– 16 poços, com potencial total de 175 mil bpd
UMS Cidade de Arraial do Cabo
Minimizando Paradas Não Programadas
o Termo de compromisso com ANP, em relação ao cronograma de inspeção
o Flotéis/UMS (3 em operação)
Poços de Produção Offshore em 2011
o P-57 e P-56 produzindo 80% de suas capacidades
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Projeto de desenvolvimento
Capacidade (mil bpd)
Participação da Petrobras
Previsão de Início
Tambaú Gás Natural 100% BR 1T 2012
Piloto Baleia Azul (Pré-sal) 100 100% BR 3T 2012
Tiro Sidon 80 100% BR 3T 2012
Roncador mod. 3 SS P-55 180 100% BR 4T 2012
Piloto Guará (Pré-sal) 120 45% BR 4T 2012
Capacidade Total Adicionada - Petrobras: 414 mil bpd
NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO 2012 Adição de capacidade acima de 400 mil bpd durante o período
o Até o momento, 8 sondas chegaram em 2011. Previsão de mais 15 sondas até o final de 2012.
o Novas sondas irão acelerar o ramp-up dos novos sistemas.
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POLO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS TLD Carioca NE: 24.000 bpd (SPS-74) TLD Lula NE: 14.000 bpd (RJS-662A) Piloto de Lula: 53.000 bpd (RJS-660 + RJS-646) TOTAL (nov/2011): 91.000 bopd
BACIA DE CAMPOS Jubarte: 14.000 bpd (ESS-103) Baleia Franca: 25.000 bpd (BRF-1 + BRF-6) Brava: 7.000 bpd (MRL-199D) Carimbé: 21.000 bpd (CRT-43) Tracajá: 20.000 bpd (MLL-70) TOTAL (nov/2011): 87.000 bopd
ATIVIDADE DO PRÉ-SAL
INTENSIFICAÇÃO DA CAMPANHA DE DESENVOLVIMENTO DO PRÉ-SAL NA BACIA DE SANTOS
34 poços perfurados até Out11 (27 Exploratórios). Previsão de início de perfuração de 5 poços até fim de 2011.
Piloto de Lula: 1º poço - 28 mil bpd, 2º poço - 25 mil bpd e 3º poço pronto para início de produção ao final de Nov.
10 sondas em operação na área e previsão de dobrar o número de sondas até o final de 2012.
Dados ratificam o potencial da fronteira exploratória
Produção média de todos os poços do Pré-sal está em 20.000 bpd , sem indícios de declínio
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US$/bbl
PREÇOS DE REALIZAÇÃO Preços internacionais voláteis
6470 73 74 72
80
94
109 103
6875 76 78 77
86
105
117113
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11
Petróleo Petrobras (média) Brent
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11
PMR EUA PMR Petrobras
US$/bbl Média 3T10
Média 3T11
Média 2T11
105,05
122,62
82,42
92,54
102,66
118,00
o No final do 3T11, redução do PMR Brasil, em dólares, função da depreciação cambial. PMR Petrobras em Reais estável, contribuindo para a estabilidade do resultado operacional.
o Reajuste de 10% e 2% nos preços da gasolina e do diesel a partir de 1º de novembro.
o O preço do petróleo Petrobras caiu US$6/bbl no trimestre, US$2/bbl mais do que o Brent, devido ao aumento do diferencial leve/pesado no mercado internacional.
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CUSTO DE EXTRAÇÃO Custos pressionados pela alta do petróleo
US$/barril R$/barril
Custo de Extração Brent Part. Governam.
o Custo de extração em dólares impactado pelas provisões relativas ao Acordo Coletivo de Trabalho 2011 (em negociação).
o Tendência de aumento do custo de extração no ano devido a entrada de novos sistemas de produção, maior número de paradas programadas e não-programadas e maiores custos de serviço e energia.
3T10 4T10 1T11 2T11 3T11
18,46 17,34 19,00 20,93 22,31
24,26 26,1331,66
34,21 31,80
3T10 4T10 1T11 2T11 3T11
10,60 10,29 11,38 13,12 13,37
14,07 15,2919,10
21,8817,88
76,86
86,48
104,97
117,36113,46
30,48 31,25
24,67 25,58
35,00 50,66 54,11
42,72 43,47
55,14 134,51
147,02
175,30
187,78 186,07
14
9M10 9M11
885 971
388469
10382
552576
Diesel+QAV Gasolina Óleo Combustível Outros
9M10 9M11
786 829
343 397
243227
434 425
PRODUÇÃO E VENDA DE DERIVADOS Adequação do parque de refino para atender o mercado doméstico
(Mil
barr
is/d
ia)
1.928 2.098
+9 %
Vendas Produção
1.878 1.805
+4 %
o Aumento das vendas de derivados no mercado interno nos 9M11 (+9%) impulsionado pelo diesel (+9%) e gasolina (+21%).
o Melhorias operacionais: utilização de 92% da capacidade instalada nos 9M11, crescendo 3 p.p. em relação aos 9M10, e maior produção de destilados médios e gasolina.
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GÁS NATURAL Demanda crescente atendida pelo aumento da oferta nacional
Milh
ões
m3 /
d
Oferta Vendas
47 48
o Crescimento do consumo não-térmico, em função da maior demanda industrial (+12%).
o Menor demanda térmica em razão dos elevados níveis dos reservatórios das hidroelétricas.
+8% +2 %
Milh
ões
m3 /
d
*
* Número de vendas não considera a transferência interna (Refino, Fafens e UTEs próprias) nem as vendas pela BR
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LUCRO OPERACIONAL 3T11 vs 2T11 (CONSOLIDADO)
R$ Milhões
o Elevação da receita em função de maior volume de vendas, principalmente diesel, além de gasolina e gás natural.
o Crescimento das importações e vendas de derivados no trimestre explicam aumento do CPV.
o Despesas operacionais estáveis, apesar do incremento das vendas.
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LUCRO LÍQUIDO 3T11 vs 2T11 (CONSOLIDADO)
o Depreciação de 19% do Real sobre o Dólar no trimestre resultou em uma despesa cambial de R$ 6,6 bilhões.
o Menor IR/CSLL devido a redução do lucro apurado no trimestre.
o Lucro atribuível a não controladores devido a variação cambial negativa sobre o endividamento das SPEs.
R$ Milhões
10.942
6.336
275 (8.179)
(638)
2.406
1.530
2T11 Lucro Líquido
Lucro Operacional Resultado Financeiro
Participação em Invest.
Impostos Lucro atribuível aos não Control.
3T11 Lucro Líquido
18
(1.039)(421) 745 (313) 691
16.017 15.680
2T11 Lucro Operacional
Efeito Preço na Receita
Efeito Custo Médio no CPV
Efeito Volume na Receita
Efeito Volume no CPV
Despesas Operacionais
3T11 Lucro Operacional
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO: LUCRO OPERACIONAL 3T11 vs 2T11
o Redução do preço do petróleo (2T11:US$ 108,97 /3T11:US$ 102,86), com elevação do diferencial entre petróleo pesado/leve.
o Aumento do volume vendido, devido ao maior número de dias no trimestre e utilização de estoques.
o Redução das despesas exploratórias (R$ 414 milhões) e indenização em processo arbitral da P-48 (R$ 339 milhões) .
R$ Milhões
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ABASTECIMENTO: LUCRO OPERACIONAL 3T11 vs 2T11
o Menores preços de exportação e dos produtos no mercado interno.
o Menores preços de aquisição de petróleo e de importação de derivados.
o Aumento da receita devido aos maiores volumes vendidos no mercado interno.
o Esse aumento da receita foi compensado pelo aumento do CPV devido à elevação das importações de gasolina e diesel para atendimento ao mercado interno.
(3.618)(4.122)
(993) 753
1.915 (2.046) (133)
2T11 Lucro Operacional
Efeito Preço na Receita
Efeito Custo Médio no CPV
Efeito Volume na Receita
Efeito Volume no CPV
Despesas Operacionais
3T11 Lucro Operacional
R$ Milhões
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Resultado Operacional (R$ milhões)
GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (3T11 vs 2T11)
3T11
R$ 2.055
2T11
R$ 1.131 VS.
Crescimento do lucro, devido a maior volume comercializado de GN, gerado pelo crescimento da demanda industrial e pelo reconhecimento de créditos fiscais.
GÁS & ENERGIA INTERNACIONAL DISTRIBUIÇÃO
Resultado Operacional (R$ milhões)
Resultado Operacional (R$ milhões)
3T11
R$ 377
2T11
R$ 649
VS. 3T11
R$ 467 2T11
R$ 336
VS.
Redução do lucro devido a, principalmente, ajustes do valor de mercado dos estoques e menores preços.
Maior lucro em função do crescimento do volume de vendas, em 7%, e das margens médias de comercialização, em 12%.
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INVESTIMENTOS Em dólar, manutenção do nível de investimentos
24,3
18,9
2,92,9
0,3 0,7 0,8
9M2010
*Inclui Projetos desenvolvidos por SPEs
0,9
3,45,4
24,3
21,0
1,00,5
E&P *
Abastecimento *
G&E *
Internacional
Pbio
Distribuição *
Corporativo
9M2011
R$ 50,8 bilhões R$ 56,5 bilhões
o Investimentos nos 9M11 estáveis em relação aos 9M10. A apreciação do Real frente ao dólar (6%) neste período, fez com que a Companhia gastasse menos Reais para um determinado investimento em Dólar.
o Segmento de G&E em fase complementar do ciclo de investimentos em infraestrutura.
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ENDIVIDAMENTO Câmbio foi o principal fator para elevação da alavancagem
R$ Bilhões 30/09/11 30/06/11
Endividamento de Curto Prazo 20,0 16,7
Endividamento de Longo Prazo 126,8 111,6
Endividamento Total 146,8 128,3
Disponibilidades 33,7 34,7
Títulos federais (vencimento superior a 90 dias)
21,4 24,8
Disponibilidades ajustadas 55,0 59,5
Endividamento Líquido 91,8 68,8
Dívida líquida/Ebitda 1,41X 1,07X
US$ Bilhões 30/09/11 30/06/11
Endividamento Líquido 49,5 44,1
o Aumento do endividamento líquido principalmente em função da depreciação do Real frente ao Dólar. Este efeito cambial foi responsável pelo aumento em 3 p.p. da alavancagem no 3T11 em relação ao 2T11.
o Divida líquida/EBITDA também aumentou pois a geração de caixa permaneceu estável e a dívida líquida aumentou.
o Manutenção de elevada disponibilidade de caixa.
1,520,94 1,03 1,03 1,07
1,41
34%
16% 17% 17% 17%22%
-20%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
-0,5
0,5
1,5
2,5
3,5
4,5
5,5
2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11
Dívida Líq./EBITDA Endiv. Líq./Cap.Líq.
