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1
Teleconferência / WebcastDivulgação de Resultados
3º trimestre de 2008(Legislação Societária)
Almir Guilherme BarbassaDiretor Financeiro e de Relações com Investidores12 de Novembro de 2008
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
3
PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL - 3T08 VS 2T08
271 321 330
1.8541.797 1.883
3T07 2T08 3T08Petróleo e LGN Gás Natural
Mil b
pd
2.1752.213
2%
Produção Nacional Média de Óleo e Gás
2.068
• Aumento de 2% na produção de óleo no trimestre impulsionado pelo crescimento da produção das plataformas P-52 e P-54 (Roncador);
105,295,262,2P-54
149,1
Produção 3º tri/08
P-52
Plataforma
155,7107,9
Produção Atual(30/10/08)
Produção2º tri/08
7%
mil b
pd
1.887 1.885
1.898
Julho Agosto Setembro
4
P-51 P-53 FPSO Cidade de Niterói
JAN/09
NOV/08
JAN/09
PRIMEIRO ÓLEO
Marlim Leste
Marlim Leste
Marlim Sul
CAMPO
100 mil bpd3,5 milhões m3/d
180 mil bpd6,0 milhões m3/d
180 mil bpd6,0 milhões m3/d
CAPACIDADE
Chegada a locação e início da ancoragem
Conexão dos poços
Deslocamento para a locação
PRÓXIMOS PASSOS
Em viagem para o Brasil
FPSO Cidade de Niterói
Na locação, em ancoragem
P-53
Saída do estaleiro nos próximos dias
P-51
STATUSPLATAFORMA
STATUS DAS NOVAS UNIDADES
5
ESTÁGIO ATUAL PRÉ-SAL BACIA DE SANTOS
BM-S-17
BM-S-50
BM-S-52(Corcovado)
BM-S-42
Poços Perfurados
BM-S-21 (Caramba)
BM-S-8 (Bem-te-Vi)
BM-S-10 (Parati)
BM-S-11(Tupi)
(Guará)
BM-S-24(Jupiter)
(Yara)
BM-S-22
BM-S-9 (Carioca)
Informações Atualizadas:
•Programa Exploratório Mínimo concluído;
• Cumprimento do Cronograma para as etapas do Teste de Longa duração e do Projeto Piloto de Tupi;
• Localização dos novos Testes de Longa Duração e Projetos Pilotos ainda em avaliação.
6
LIFTING COST NO BRASIL
14,45 14,66 15,22 15,16 16,34 17,61
20,58 23,26 25,76 28,0434,80 36,79
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08
Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)
7,33 7,65 8,60 8,66 9,88 10,2110,62 12,48 14,56 16,16
21,20 20,06
115
96,9
121
88,774,968,8
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T080
20
40
60
80
100
120
140
Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent
US$/barril R$/barril
Aumento do custo de extração sem participação governamental:• Maiores gastos com intervenções e manutenções;• Maiores despesas com pessoal.
Aumento da participação governamental:
• Novos patamares de alíquotas de Participação Especial dos campos de Roncador, em função do aumento da produção dos novos sistemas;
• Aumento do preço do petróleo de referência de R$ 160,59 no 2T08 para R$ 162,30 no 3T08.
7
EXPORTAÇÃO E IMPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS
• Aumento da importação de diesel para atender ao crescimento da demanda e formar estoques para as paradas programadas e para o período de maior demanda sazonal;
• Redução das exportações de gasolina, pelo crescimento da demanda interna em função do ganho de competitividade em relação ao etanol;
• Aumento da importação de petróleo leve para otimizar a produção de diesel.
392 322 314425 457
278253 258
245 200
3T07 4T07 1T08 2T08 3T08
Petróleo Derivados
670
575 572
670 657
Mil Bpd
412 400 351441 423
201136 228
167 270
3T07 4T07 1T08 2T08 3T08
Petróleo Derivados
613536 579
608693
Exportação Importação
Mil Bpd
8
• A confiabilidade operacional das refinarias manteve a produção de derivados em níveis elevados,;• Aumento das vendas no trimestre (1,5%) em função da sazonalidade do 3T e do crescimento econômico;• Destaque para o crescimento das vendas de diesel (5% - atendido pelo aumento das importações), gasolina (7%) e óleo combustível (8%).
1.8211.846
1.7761.8061.796 1.795 1.790
1.7641.7681.709
1.776
1.703
89909189
95 93
777978 7878 76
1.500
1.650
1.800
1.950
2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T0830
40
50
60
70
80
90
Produção Nacional de Derivados Volume de Vendas de DerivadosUtilização Capacidade Nominal - Brasil (%) Participação óleo nacional na Carga Processada (%)
Mil bpd %
PERFORMANCE DO REFINO
9
EVOLUÇÃO DA TAXA DE CÂMBIO R$/US$ E DO BRENT DESDE 2003
Evolução da Taxa de câmbio e do Brent (2T08 vs 3T08 e out08)
Evolução da Taxa de câmbio R$/US$ edo Brent desde 2003
• No terceiro trimestre o preço internacional do petróleo caiu e o Real se depreciou, revertendo a tendência observada desde o início de 2003;
• Após atingir o pico no inicio de julho, o Brent recuou 56% até o final de outubro de 2008. No mesmo período, o real desvalorizou 34%.
Evolução da taxa de câmbio e do Brent (2003 a out2008)
-
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
1/1/20
0323
/4/2003
13/8/200
33/12
/2003
24/3/200
414/7
/2004
3/11/200
423/2
/2005
15/6/200
55/10
/2005
25/1/200
617/5
/2006
6/9/20
0627/1
2/2006
18/4/200
78/8/
2007
28/11/20
0719/3
/2008
9/7/20
0829/1
0/2008
Taxa
de
câm
bio
(R$/
US$
)
-
20
40
60
80
100
120
140
160
Bre
nt (U
S$/b
arril
)
Taxa de Câmbio R$/US$ Brent (US$/barril)
Evolução da Taxa de câmbio e do Brent (2T08 vs 3T08 e out08)
1,50
1,60
1,70
1,80
1,90
2,00
2,10
2,20
2,30
2,40
2,50
1/4/20
089/4/
2008
17/4/200
825/4
/2008
5/5/20
0813/5
/2008
21/5/200
829/5
/2008
6/6/20
0816/6
/2008
24/6/200
82/7/
2008
10/7/200
818/7
/2008
28/7/200
85/8/
2008
13/8/200
821/8
/2008
29/8/200
88/9/
2008
16/9/200
824/9
/2008
2/10/200
810/1
0/2008
20/10/20
0828/1
0/2008
Taxa
de
câm
bio
(R$/
US$
)
50
70
90
110
130
150
170
Bre
nt (U
S$/b
arril
)
Taxa de câmbio (R$/US$) Brent (US$/barril)
2T08 3T08 OUT08
10
PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR
US$/bbl
• Margens de refino tornaram-se positivas apenas no final do 3T08.
• Último reajuste de preços do diesel (15%) e da gasolina (10%) ocorreu em maio. Desde então a Receita em Reais permaneceu estável.
R$/bbl12M115,85
105,4
100,73
12M197,05
179,3
171,55
0
20
40
60
80
100
120
140
160
mar/07
mai/07
jul/07
set/07
nov/07
jan/08
mar/08
mai/08
jul/08
set/08
PMR EUA PMR PB BRENT US$
-
50
100
150
200
250
mar/07
mai/07
jul/07
set/0
7no
v/07
jan/08
mar/08
mai/08
jul/08
set/0
8
PMR EUA PMR PB BRENT R$
11
17.724 685 891 496 330 660 16.444
Efeito Custo Médio no CPV
Efeito Volume no CPV
Despesas Operacionais
3º Tri – 2008Lucro Operac.
2º Tri - 2008Lucro Operac.
Efeito Volume na Receita
Efeito Preço na Receita
• Queda nos preços internacionais do petróleo compensadas pela elevação dos volumes de vendas;
• Maiores gastos com participações governamentais e despesas operacionais (poços secos e custos geológicos).
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO
EVOLUÇÃO DO RESULTADO TRIMESTRAL (R$ MILHÕES - 3T08 VS 2T08)
12
(577)
7.545
2.110 9.467
1.720
440
(2.549)
Efeito Custo Médio no CPV
Efeito Volume no CPV
Despesas Operacionais
3º Tri - 2008Prejuízo Operac.
2º Tri - 2008Lucro Operac.
Efeito Volume na Receita
Efeito Preço na Receita
ABASTECIMENTO
• Aumentos dos gastos com importações de derivados;
• Venda dos estoques formados com custos mais elevados, em períodos anteriores.
EVOLUÇÃO DO RESULTADO TRIMESTRAL (R$ MILHÕES - 3T08 VS 2T08)
13
GAS E ENERGIA
• Menores margens devido ao aumento do preço de compra do gás natural e da energia elétrica;
• Maiores despesas com multas e encargos contratuais referentes ao fornecimento de gás natural.
Efeito Custo Médio no CPV
Efeito Volume no CPV
Despesas Operacionais
3º Tri - 2008Prejuízo Operac.
2º Tri - 2008Lucro Operac.
Efeito Volume na Receita
Efeito Preço na Receita
452
192
235 699
176
270 (266)
EVOLUÇÃO DO RESULTADO TRIMESTRAL (R$ MILHÕES - 3T08 VS 2T08
14
8.783
12.890 13.425
2.3864.483
1.084 1.591 10.852
1.8831.854
EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ MILHÕES - 2T08 VS 3T08
Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)
• Aumento das Despesas Operacionais: maiores custos exploratórios, aumento das despesas gerais e de pessoal e outras despesas operacionais ;
• Reversão no Resultado Financeiro: depreciação do Real no período, gerando uma reversão de R$ 4.645 milhões devido aos ganhos com variações cambiais sobre os ativos líquidos expostos à esta variação.
Despesas Operac.
Desp. Fin., não op. e
Part. Invest. Relev.
Impostos3T08LL2T08LL CPVReceita Part. Acion.
Não control.
15
(Em R$ Milhões) 30.09.2008 30.06.2008AtivoCirculante 6.884 6.692 Não Circulante 26.498 20.227 Total do Ativo 33.382 26.919 PassivoCirculante (6.632) (6.332) Não Circulante (12.845) (12.601) Total do Passivo (19.477) (18.933)
Outros -328 -258
Ativo (Passivo) Líquido em Reais 13.577 7.728
ATIVOS/PASSIVOS SUJEITOS À VARIAÇÃO CAMBIAL
• O aumento do ativo não circulante sujeito à variação cambial está relacionado ao incremento dos investimentos de E&P na Área Internacional e nos gastos com construção de novas plataformas (ativos de produção usados no Brasilpertencem a subsidiárias no exterior) , além da redução do passivo em dólares (fornecedores).
• O aumento do Ativo Líquido em um trimestre com depreciação cambial de 20% foi responsável pela reversão do resultado negativo de R$ 1.802 milhões no 2T08 para um resultado positivo de R$ 2.843 milhões no 3T08.
16
FLUXO DE CAIXA
Jan-Set/08 2007Caixa Gerado pelas Ativ. Operacionais 34.673 41.897 (-)Caixa utilizado em Ativ. de Investimento (35.167) (45.233) Investimentos em E&P (17.286) (20.405)
Investimentos Abastecimento (8.140) (9.647) Outros Investimentos (9.741) (15.181) (=)Fluxo de Caixa Líquido (494) (3.336)(-)Caixa utilizado em Ativ. de Financimento (1.801) (11.422)
Financiamento 4.386 (3.948)Dividendo (6.187) (7.474)
(=)Geração de Caixa no Exercício (2.295) (14.758)Caixa no Início do Exercício 13.071 27.829 Caixa no Final do Exercício 10.776 13.071
R$ milhões
• O fluxo de caixa gerado pelas atividades operacionais em 2008 encontra-se em equilíbrio com o programa de investimentos da Companhia;
• Perfil dos Investimentos garante flexibilidade para eventuais necessidades de ajustes no CAPEX.
17
FONTES DE FINANCIAMENTO
• A Companhia mantém relacionamento com diversas fontes de financiamento, tendo sido capaz de financiar suas operações ao longo de 2008;
• Em 2008, incluindo refinanciamentos de curto prazo, a Petrobras captou/contratou, aproximadamente, US$ 9,2 bilhões, sendo US$ 1,1 bilhões de mercado de capitais e bancos comerciais no exterior.
FONTES 2007 Jun-08Mercado Bancário 4,7 7,2Mercado de Capitais 7,4 8,0Project Finance 4,4 4,8ECA 1,6 1,5BNDES 2,5 3,1Outros 1,3 1,3TOTAL 21,9 25,9
DÍVIDA POR ORIGEM (US$ bilhões) - US GAAPFONTES 2007 2008Bancos Comerciais 3,6 5,3 Trade Finance 1,5 1,8 Internacional 1,0 0,6 Domestico 0,3 2,9Mercado de Capitais 1,3 0,8Project Finance 2,3 2,9ECA - 0,2TOTAL 7,2 9,2
CAPTAÇÕES (US$ bilhões)
18
Para mais informações favor contactar:Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Relacionamento com Investidores
E-mail: [email protected]. 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