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Teleconferência / WebcastDIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS
3o trimestre de 2009(Legislação Societária)
Almir Guilherme BarbassaDiretor Financeiro e de Relações com Investidores
17 de Novembro de 2009
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. Os valores informados para 2009 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
MANTIDA TRAJETÓRIA DE CRESCIMENTO DA PRODUÇÃO NACIONAL E INTERNACIONAL
Produção Nacional - 3T09 VS 3T08
Mil
bo
ed
2.213 2.293
224 241
Nacional Internacional
Produção Total (Petróleo, LGN e Gás
Natural) - 3T09 VS 3T08
2.437
3T08 3T09
2.534
Mil
bo
ed
3T08 3T09
2.213 2.293
330 319
1.883 1.974
Petróleo e LGN Gás Natural
• Aumento da produção total impulsionado pelo crescimento dos volumes produzidos no Brasil e
pela entrada em operação do campo de Akpo, na Nigéria
• Incremento de 5% na produção nacional de petróleo devido ao aumento na produção das
plataformas P-52 e P-54 e entrada em operação das plataformas P-51, P-53, FPSO Cidade de Niterói
e FPSO Cidade de São Vicente
• Produção de gás natural limitada pelo queda da demanda, especialmente o despacho das térmicas
2 MESES CONSECUTIVOS COM PRODUÇÃO NACIONAL DE ÓLEO
ACIMA DE 2 MILHÕES BPD
4
PLATAFORMA
/CAMPO
CAPACIDADE
(mil bpd)
MÉDIA 3T09
(mil bpd)
Nº DE
POÇOS
INTERLIGADOS
Nº DE POÇOS
PREVISTOS
P-53 / Marlim
Leste180 90
7 produtores
3 injetores
13 produtores
8 injetores
P-51 / Marlim
Sul180 88
5 produtores
6 injetores
10 produtores
9 injetores
FPSO-Cidade
de Niterói /
Marlim Leste100 38
2 produtores
(óleo)
9 produtores
(óleo)
1 produtor (gás)
Total 460 216 - -
NOVAS UNIDADES GARANTEM O AUMENTO DA PRODUÇÃO DOMÉSTICA
FPSO Cidade de Niterói
P-53
FPSO Cidade de Niterói
P-51
5
Próximos passos: novos poços do piloto de Tupi; novos poços exploratórios no BMS-9, BMS-11 e BMS-10
Sondas: 3 novas sondas até o 1S/2010
Licitações em andamento: (i) FPSO afretado para Piloto de Guará; (ii) Contratação de 8 cascos para projetos do pré-sal da Bacia de Santos
Conclusão da perfuração do
4º poço do Plano de
Avaliação de Tupi,
confirmando potencial da
área
Excelente performance do TLD de Tupi, com produção em torno de 20 mil bpd
Teste de formação nos poços de Iara, Iracema e Tupi Nordeste
Perfuração e completação do 1º poço do piloto de Tupi
BM-S-10
BR 65%BM-S-11
BR 65%
BM-S-24
BR 80%
BM-S-9
BR 45%
BM-S-22
BR 20%
BM-S-21
BR 80%
BM-S-8
BR 66%
Legenda:
Poços perfurados
Testes de Formação
Perfuração e
Completação
Parati
Iara
Iracema
Tupi NE
Tupi
Tupi P1Extensão - Tupi
Júpiter
Guará
Carioca
Iguaçu
Abaré
Azulão
Guarani
Caramba
Bem-te-vi
EXPANSÃO DA CURVA DE APRENDIZADO NO PRÉ-SAL
6
32,23
64,42
76,7586,13
105,46
100,58
47,95 48,68
64,00
58,79
121,37
96,9
88,69
74,87
114,78
54,91
68,28
44,40
4,2810,1112,176,96
14,2015,91
10,7711,9410,45
3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09
Preço Petróleo Petrobras (média) Brent (média) Desconto
(US$ por barril)
DESCONTO DO ÓLEO PESADO EM PATAMAR MÍNIMO
• Redução da oferta mundial de óleo pesado contribuiu para a significativa queda do
desconto em relação ao Brent
• Elevação do preço de venda do óleo doméstico gerou maior receita exportadora para
a Companhia
7
ESTABILIDADE NOS CUSTOS DE EXTRAÇÃO, APESAR DO AUMENTO DO PREÇO DO ÓLEO
17,61 19,09 17,91 17,58 16,84
36,7922,39 16,33 21,28 24,78
3T08 4T08 1T09 2T09 3T09
Lifting Cost Part. Gov.
54,40
41,4834,24 38,86 41,62
R$/barril US$/barril
• Queda do custo de extração sem participação, em Reais, no 3T09, apesar do aumento
do preço internacional.
• Em dólares, acréscimo foi função da valorização da taxa de câmbio
• A elevação das participações governamentais é devida ao aumento do preço
internacional e crescimento das alíquotas tributáveis em determinados campos,
principalmente Marlim Sul e Marlim Leste
10,21 8,24 9,02
20,069,87 13,84
7,82 8,726,87 10,78
58,7968,28
44,4054,91
114,78
3T08 4T08 1T09 2T09 3T09
Lifting Cost Part. Gov. Brent
30,2718,11 14,69 19,50 22,86
8
• Em relação ao 2T09 houve queda do PMR em Reais devido a redução dos preços da
gasolina e diesel em junho de 2009 e ao efeito cambial
• Quando medido em dólares o PMR se elevou em função do aumento das cotações
internacionais e valorização do Real
US$/bbl
US$/bbl2T09 3T093T08
70,37
81,54
62,23
77,34
129,81
112,49
R$/bbl
R$/bbl
0
50
100
150
200
250
mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09 set/09
PMR EUA PMR Petrobras
128,41
160,79152,65
131,52
215,62
187,02
2T09 3T093T08
0
20
40
60
80
100
120
140
160
mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09 set/09
PMR EUA PMR PetrobrasPMR Petrobras PMR EUA
BEM-SUCEDIDA POLÍTICA DE PREÇOS DE LONGO PRAZO
9
799 745 658 755 769
354 329 303 331 327
224 211195
212 222
337 302215
244 244
492498453
404 456
3T08 4T08 1T09 2T09 3T09
Diesel Gasolina GLP Outros Derivados Gás Natural
1.9981.824
2.054
Derivados e Gás Natural no Mercado Brasileiro
Mil b
arr
is/d
ia
AUMENTO DAS VENDAS REFLETE RECUPERAÇÃO ECONÔMICA
• Volume de vendas de derivados segue o crescimento da economia brasileira e
aspectos sazonais
• Redução na venda de gás natural dada a menor demanda para geração
termoelétrica, parcialmente compensado pelo maior consumo do setor industrial
2.0852.118
10
Volume Financeiro (US$ Milhões)
9M09
483405
231
157
Exportação Importação Exportação
Líquida
9M08
399 406
234 222
Exportação Importação Exportação
Líquida
628633
5
152
562
714
vs(mil barris/dia)
Petróleo
Derivados
19.920
8.845
18.107
10.640
9M08 9M09
Importações Exportações
+ US$ 1.795- US$ 1.813
• Aumento da produção de petróleo
possibilitou maiores exportações
• Redução das importações,
principalmente diesel, devido à
retração econômica/menor despacho
térmico e aumento da produção
interna de diesel
CRESCIMENTO DO SUPERÁVIT DA BALANÇA COMERCIAL DA COMPANHIA
11
EFEITO DO CUSTO MÉDIO NO CPV
• Custos trimestrais retidos nos estoques (a custos médios) afetam, com
defasagem, os resultados operacionais da Companhia
-
260 373
1.050863
(1.856)
(1.140)
323
621
-2500
-1500
-500
500
1500
2500
4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3t09
Efe
ito
Gir
o d
os
Es
toq
ue
s -
R$
/milh
õe
s
-150
-100
-50
0
50
100
150
Bre
nt
(U
S$
/bb
l)
12
LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09)
2º Tri - 2009
Lucro OperacionalReceita
Operacional Líq.CPV
Despesas
Operacionais
3º Tri - 2009
Lucro Operacional
13.896
3.272 (4.401)
(2.520)
10.247
12.295P.E. MARLIM = 2.048
• Preço de petróleo mais elevado, menor spread entre óleos leves e pesados e aumento do
volume de vendas de derivados geraram aumento da receita operacional líquida
• Aumento das quantidades vendidas, maiores preços de importação de óleo e derivados
provocou aumento do CPV
• Provisão não recorrente relativa à Participação Especial no Campo de Marlim (R$ 2,05
bilhões) explica a redução do lucro operacional
EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL
13
LUCRO LÍQUIDO (R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09)
2º Tri - 2009
Lucro Líq.
Resultado
FinanceiroImpostos
Part. Acion.
Não Control.Part. Invest.
Relevantes
Lucro
Operacional
3º Tri - 2009
Lucro Líq.
7.734 (3.649) 3.168 7.303(836)(63) 949
1.677 Variação
Monetária
Líquida
• Melhor resultado financeiro em função da menor valorização da taxa de câmbio e da variação
monetária líquida derivada do empréstimo do BNDES (R$ 1,7 bilhões)
• Aumento do Imposto devido ao maior benefício fiscal do JCP e maior recuperação de créditos
fiscais nas atividades exploratórias e prejuízos fiscais no exterior no 2T09
• Redução na participação dos acionistas não controladores devido à menor ganho cambial sobre
a dívida das SPEs
533 Hedge
EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO
14
2º Tri - 2009
Lucro Operac.Efeito Preço
na Receita
Efeito Volume
na Receita
Despesas
Operacionais
3º Tri – 2009
Lucro Operac.Efeito Custo
médio no CPV
Efeito Volume no
CPV
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO - LUCRO OPERACIONAL
2.806(425)
(820)418 (2.419)
7.8068.246
(R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09)
• Diminuição do spread entre óleo leve e pesado contribuiu para o incremento de receita
• Efeito volume negativo na receita devido à retenção de estoque no E&P
• Aumento do CPV causado pela maior participação governamental no Lifting Cost
• Aumento das despesas operacionais foi devido à provisão extraordinária com a Participação
Especial no Campo de Marlim
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO -EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL
15
ABASTECIMENTO - LUCRO OPERACIONAL(R$ MILHÕES - 2T09 VS 3T09)
2º Tri - 2009
Lucro Operac.Efeito Preço
na Receita
Efeito Volume
na Receita
Despesas
Operacionais
3º Tri – 2009
Lucro Operac.Efeito Custo
médio no CPV
Efeito Volume no
CPV
(636)
(5.278)2.911
(2.316)
205 2.800
7.914
• Apesar da redução do PMR em Reais (2T09: R$ 160,79; 3T09: R$ 152,75), o aumento das
quantidades vendidas, puxadas pelo crescimento da economia e sazonalidade, elevaram a
receita
• Maiores custos de transferência/importação de óleo e derivados levaram à forte elevação do
CPV refletindo o comportamento das cotações internacionais e a redução do spread entre óleo
leve e pesado
ABASTECIMENTO –EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL
16
GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (2T09 VS 3T09)
Gás & Energia
Internacional
Resultado Operacional:2Q09
R$ 576 milhõesVS.
Resultado Operacional: 2T09
R$ 224 milhõesVS.
Resultado Operacional:
2T09
R$ 466 milhõesVS.
• Aumento de 7% nas margens de comercialização e de 9% nos volumes vendidos garantiram o bom resultado da Cia.
3Q09
R$ 651 milhões
3T09
R$ 363 milhões
3T09
R$ 620 milhões
Distribuição
• Maiores volumes de gás vendidos para o mercado não termelétrico
• Redução dos custos de importação/ transferência de gás natural, acompanhando o comportamento das referências internacionais
• Redução nas receitas de geração de energia compensadas parcialmente pela melhora do resultado da comercialização de energia
• Maiores preços de realização e aumento de produção garantiram melhor resultado do segmento
• Entrada em operação do campo de Akpo, na Nigéria, fortalece tendência de incremento de produção
17
vs
1,5
2,8d
0,10,4
0,4
7,1
1,0
1,1
21%
2%3%
1%
9%
11%
7%
46%23,2
10,6
4,5
5,5
0,41,5
3,8 1,2
19%
3%
2%
1%
6%
12%
11%
46%
3,7
4,1 15,8
0,5
6,4
2,2
0,30,7
Investimentos 9M09 - R$ 50,7 bilhões Investimentos 9M08 - R$ 34,1 bilhões
E&P Abastecimento Gás e Energia Internacional CorporativoDistribuição SPE Emp. em Negociação
0,9
Manutenção da forte geração de caixa possibilita o
incremento dos investimentos da Companhia
EFETIVA IMPLANTAÇÃO DOS
INVESTIMENTOS PREVISTOS
18
AMPLO ACESSO A FONTES DE FINANCIAMENTO
1,25
1,5
2,5
1,5
Empréstimo Ponte Emissão de Títulos
30-out (Venc. 2040)
Rendimento ao
Investidor: 7,00%
30-out (Venc. 2020)
Rendimento ao
Investidor: 5,875%
09-jul (Venc. 2019)
Rendimento ao
Investidor: 6,875%
11-fev (Venc. 2019)
Rendimento ao
Investidor: 8,125%
6,5 6,75
(US
$ b
ilh
ões)
Emissão de Títulos no Mercado de Capitais
10
13,3
2
2,75
China
Development
Bank
BNDES
U S Eximbank
Outros
(*)
(*) R$ 25 bilhões convertidos pela taxa de câmbio em 30.07.09
Em 2009, já foram captados US$ 34,8 bilhões
Outros Empréstimos+
US$ 28,05 bilhões
19
MANUTENÇÃO DA ROBUSTEZ FINANCEIRA
28%26%
19%
21%18% 19%
21%
28%26%
12%
19%22%21%
25%
21%
18%
23%
27%
30/9/2007 31/3/2008 30/9/2008 31/03/2009 30/9/2009
End. Líq./Cap. Líq. End. CP/End. Total
R$ milhões 30/9/2009 30/6/2009
Endividamento de Curto
Prazo 10.639 13.086
Endividamento de Longo
Prazo 79.588 55.782
Endividamento Total 90.227 68.868
Disponibilidades 30.088 10.072
Endividamento Líquido 60.139 58.796
Estrutura de Capital 49% 49%
US$ milhões 30/9/2009 30/6/2009
Edividamento Total 50.743 35.288
Aumento de liquidez devido ao aumento do caixa e redução do endividamento de
curto prazo.
Endividamento líquido/capitalização líquida se manteve estável e dentro do intervalo
“ótimo”(25% a 35%)
20
FLUXO DE CAIXA
Jan-Set 2008 Jan-Set 2009 3T09
Caixa Inicial 13.071 15.889 10.072
Geração Operacional 34.337 38.180 16.681
Investimento (34.534) (50.622) (18.446)
Geração Operacional Livre (198) (12.442) (1.765)
Dividendos Pagos (6.187) (9.835) (3.426)
Financiamentos Líquidos 3.581 36.987 25.441
Caixa Final 10.776 30.088 30.088
Prazo Médio de Endividamento (anos)* 4,21 6,38 6,38
Endividamento Líquido/ EBITDA 0,85 1,00 1,11**
Brent Médio (R$/bbl) 187,62 118,87 127,68
Câmbio Médio (R$/US$) 1,69 2,08 1,87
R$ milhões
*Final do ano de exercício
** Últimos 12 meses
Aumento dos investimentos cobertos pelas captações realizadas durante o ano
Captações realizadas aumentam o prazo médio do endividamento, alinhado ao perfil
da indústria do petróleo
21
Para mais informações:Relacionamento com Investidores
www.petrobras.com.br/ri+55 21 3224-1510