webcast - 4º trimestre de 2012
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DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS
4º trimestre de 2012 e exercício de 2012
Teleconferência/Webcast
05 de Fevereiro de 2013
Estas apresentações podem conter previsões acerca deeventos futuros. Tais previsões refletem apenasexpectativas dos administradores da Companhia sobrecondições futuras da economia, além do setor deatuação, do desempenho e dos resultados financeiros daCompanhia, dentre outros. Os termos “antecipa","acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja","projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termossimilares, visam a identificar tais previsões, as quais,evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ounão pela Companhia e, consequentemente, não sãogarantias de resultados futuros da Companhia. Portanto,os resultados futuros das operações da Companhiapodem diferir das atuais expectativas, e o leitor não devese basear exclusivamente nas informações aqui contidas.A Companhia não se obriga a atualizar as apresentaçõese previsões à luz de novas informações ou de seusdesdobramentos futuros. Os valores informados para2013 em diante são estimativas ou metas.
A SEC somente permite que as companhias de óleoe gás incluam em seus relatórios arquivados reservasprovadas que a Companhia tenha comprovado porprodução ou testes de formação conclusivos quesejam viáveis econômica e legalmente nas condiçõeseconômicas e operacionais vigentes. Utilizamosalguns termos nesta apresentação, tais comodescobertas, que as orientações da SEC nosproíbem de usar em nossos relatórios arquivados.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
Aviso
2
Destaques de 2012
Resultado • Lucro Operacional: R$ 32.397 milhões• Lucro Líquido: R$ 21.182 milhões
Exploração e Produção
• Melhora no planejamento com alcance da meta em 2012 (2.022 mbpd ± 2%): 1.980 mbpd• Início do FPSO Cid. Anchieta (Baleia Azul) em setembro: produção de 78 mbpd em dezembro• Adiamento da entrada do FPSO Cid. Itajaí (Baúna e Piracaba): fev/13• Parcela da produção do Pré-sal (Petrobras): de 5% em 2011 (100,3 mbpd) para 6,9% em 2012 (136,4 mbpd)• Recorde diário de produção do Pré-sal: 213,9 mbpd em 27/dez (Petrobras)
245,6 mbpd em 31/dez (Petrobras com parceiros)• Recebimento de 15 sondas para águas profundas, totalizando 40 unidades• Reservas Provadas (Brasil e Exterior): 16,44 bilhões boe (critério SPE/ANP)• Índice de Reposição de Reservas (Brasil e Exterior): 103,3%• Reserva/Produção (Brasil e Exterior): 18,6 anos
Abastecimento
• Três aumentos de preço de diesel e dois de gasolina nos últimos oito meses: reajuste de 10,2% no diesel e7,8% na gasolina em 2012 e novo aumento de 5,4% no diesel e 6,6% na gasolina em 30/jan/13
• Produção de derivados: 1.997 mbpd (+5% em relação a 2011)• Volume de venda de derivados no país: 2.285 mbpd (+7% em relação a 2011)• Recorde diário de processamento de óleo nas refinarias: 2.101 mbpd (de 09 a 12/ago)
Gás e Energia• Demanda de gás natural: 74,5 milhões m³/d (89,4 milhões m³/d no 4T12)• Recorde diário de geração de energia: 5.883 MW em 26/nov (Petrobras)• Recorde diário de entrega de gás nacional: 49,6 milhões de m3/d em 11/out
3
Gestão• PROEF: aumento da eficiência operacional na Bacia de Campos (UO-BC e UO-RIO)• PROCOP: meta de redução de custos de R$ 32 bilhões entre 2013 e 2016• PRODESIN: reestruturação com foco nas negociações. Execução da 1ª transação (BS-4: Atlanta e Oliva)• Projetos de Investimento: 104,8% de realização das metas físicas previstas nas Curvas S de Desempenho
Produção no Brasil 2012: Alcance da meta prevista no PNG 2012-16
• Redução de 2% na produção de óleo e LGN em função de: interrupção no campo de Frade devido àexsudação (-14 mbpd), paradas programadas com duração superior ao esperado (-6 mbpd) e problemasoperacionais com interrupções não previstas (-68 mbpd).
• Aumento da produção de gás natural em 5,6% com entrada de novos poços (Canapu e Lula) e início daexportação de GN do FPSO Cid. de Anchieta.
4
Produção não operada pela Petrobras: 46 mbpd em 2011 vs 23 mbpd em 2012 Produção operada pela Petrobras e repassada para terceiros: 26 mbpd em 2011 vs 38 mbpd em 2012
2.110 2.098
1.9931.961
1.9891.960 1.940 1.928
1.843
1.9401.968
2.032
2.4912.456
2.3462.305
2.350 2.339 2.315 2.306
2.222
2.3332.359
2.441
1.800
1.900
2.000
2.100
2.200
2.300
2.400
2.500
2.600
2.700
jan-12 fev-12 mar-12 abr-12 mai-12 jun-12 jul-12 ago-12 set-12 out-12 nov-12 dez-12
Produção de Óleo e LGN Produção Total (Óleo, LGN e Gás Natural)
2011Média 2.022 mbpd
2012Média 1.980 mbpd
2011Média 2.377 mboed 2012
Média 2.355 mboed
mboe
d 2011355 mboed
de Gás Natural
GN = de 355 mil boed para 375 mil boed
2012375 mboed
de Gás Natural
PROEF UO-BC: Programa de Aumento da Eficiência Operacional
5
+25 mbpd
Com PROEF
459
Sem PROEF
434
398412414408
425405411
437437
469
495499
445434
448465
454437
461468
350
400
450
500
550
mar/12fev/12jan/12 dez/12nov/12out/12set/12ago/12jul/12jun/12mai/12abr/12
Com PROEF
71.7
Sem PROEF
69.8
+1.9 p.p.
Efici
ência
Ope
racio
nal 2
012 (
%)
+ 31 mbpd+ 50
+ 32+ 29
Início PROEF UO-BC
+ 34+ 22 + 47
Prod
ução
de Ó
leo 20
12 (m
bpd)
+ 57
Prod
ução
de Ó
leo +
LGN
(mbp
d)
Plataformas: 29Produção 2012: 459 mbpd
Queda seria de 101 mbpd sem PROEF
Com PROEF evitou-se uma redução de 47 mbpd
com PROEFsem PROEF
A produção média da UO-BC foi de 459 mbpd em 2012, recuperação de 25 mbpd devido ao PROEF. A Eficiência Operacionalaumentou 11 p.p., de 67% em abril para 78% em dezembro. Dispêndios totais de US$ 831 milhões, VPL US$ 519 milhões.
73 74 71 67 70 69 67 71 75 76 74 78
50556065707580
+11p.p.
dez/12nov/12out/12set/12ago/12jul/12jun/12mai/12abr/12mar/12fev/12jan/12
Efici
ência
Ope
racio
nal (%
)
Início PROEF UO-BC
IRR Brasil: 103% / R/P =19,3 anos
IRR Brasil acima de 100% pelo 21º ano consecutivo
Poços perfurados offshore: Pós-sal (38) + Pré-sal (19)
Custo da descoberta em 2012 foi US$1,96/bbl
R$ 11,6 bilhões investidos em exploração em 2012
Atividade Exploratória
58% 59%64%
50%55%60%65%70%75%80%85%
2010 2011 2012
16,4 Bi boe
96%4%
Destaques BrasilÍndice de Sucesso (Onshore e Offshore)
Descobertas no Brasil 2012 / BaciasReservas Provadas 2012
Reservas Provadas alcançaram 16,4 Bi boe. No Brasil, IRR acima de 100% pelo 21º ano consecutivo. Destaque das descobertas em novas fronteiras exploratórias.
6
84%
16%
Gás NaturalÓleo + LGNInternacional
Brasil
Pré-sal: 82%
Espírito Santo
Pós-salTambuatá e Grana
Padano
Campos
Pré-sal
Pão de Açúcar
Santos
Pós-salBaúna e Piracaba
Pré-salFranco NW, Carioca Sela, Carioca Norte,Nordeste de Tupi,
Carcará, Iara Oeste, Dolomita Sul, Sul de Guará, Franco SW e
Júpiter Nordeste
Solimões / Ceará
Pós-salIgarapé Chibata /
Pecém
Sergipe - Alagoas
Pós-salBarra, Moita Bonita,
Farfan, Muriú, Cumbe
Produção de Derivados: Foco na Produção de Diesel e Gasolina
Produção de Derivados
mbbl/
dia
Aumento de 82 mbpd na carga processada com maior uso de petróleo nacional e manutenção do perfil de produção. O aumento da produção de diesel e gasolina em 2012 minimizou a necessidade de importação.
745 782
395 438
109 1069393
OCOutros
2012
1.997
143
238196
2011
1.896
137
234183
+5%
Diesel
GasolinaGLPNaftaQAV
Carga Processada eUtilização da Capacidade
Carg
a pro
cess
ada (
mbbl/
dia)
Fator de utilização (%)
2012
1.944
1.594
2011
1.862
1.527
Óleo Nac.Óleo Imp.Utilização daCapacidade (%)
Principais Unidades Implementadas em 2012(Refinarias / Unidades)
REVAP – HDS de Nafta Craqueada
REPAR – HDT de Nafta de Coque
RLAM – HDT de Diesel
REPLAN – HDS de Nafta Craqueada
REPAR – HDS de Nafta Craqueada
REPAR – Coque
REPAR – Reforma
REFAP – HDS de Nafta Craqueada
REPAR – HDT de Diesel
RECAP – HDS de Nafta Craqueada
7
+11%
+5%
+5%
340 351
92% 96%
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
1.523 1.594
Vendas de Derivados no Brasil 2012
880 937
489570
1011068284
+7%
2.131
Diesel
Gasolina
GLPNaftaQAV
OCOutros
2012
2.285
224165
199
2011
188
mbbl/
d
Aumento de 81 mbpd na venda de gasolina e 57 mbpd na de diesel em função do crescimento econômico, especialmente do varejo.
Vendas de Derivados no Brasil
8
+6%
+17%
224167
O volume de vendas de derivados no mercado internofoi 7% superior ao de 2011:
Gasolina (+17%): expressivo crescimento da frota deveículos flex associado à vantagem do preço dagasolina em relação ao etanol;
Diesel (+6%): crescimento da atividade de varejo emaior consumo em termelétricas na região norte;
QAV (+5%): crescimento do setor de aviação.
Preço dos Derivados - Brasil vs Internacional
9* Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível).** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima.
• Os reajustes de preços não foram suficientes para eliminar a diferença entre preços internos e internacionaisem virtude da elevação do preço do óleo e, especialmente, pela variação cambial.
• A Companhia continuará perseguindo a paridade de preços, que constitui uma das premissas do Plano deNegócios e Gestão.
100
120
140
160
180
200
220
240
260
dez/1
2
nov/1
2
out/1
2
set/1
2
ago/1
2
jul/12
jun/12
mai/1
2
fev/13
jan/13
jul/11
jun/11
mai/1
1
abr/1
1
mar-1
1
fev/11
jan/11
abr/1
2
mar/1
2
fev/12
jan/12
dez/1
1
nov/1
1
out/1
1
set/1
1
ago/1
1
Preç
os (R
$/bbl
) Preço Médio de VendaGolfo Americano
Preço Médio de Venda Brasil
Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**
25/Jun 16/Jul
Reajustes:Gasolina: 7,83%
Diesel: 3,94%
30/Jan
01/NovReajustes:Gasolina: 10%Diesel: 2%
Reajustes:Gasolina: 6,6%Diesel: 5,4%
Câmbio: R$ 1,99/US$Brent: US$ 115,94/bbl
Câmbio: R$ 1,75/US$Brent: US$ 108,91/bbl
* *
* Projeção
2011 2012 2013
Reajuste:Diesel: 6%
∆ Câmbio: 14%∆ Brent: 6%
Exportação e Importação de Petróleo e Derivadosmb
pd
-184 -249
66 18
43 87164 190
43 31
346
2011
749
180
2012
779
156+96%
+4%
-13%
2012
-231
2011
-118
362
2012
548
153
631
160
428
2011
364
DerivadosGasolinaDieselOutros DerivadosOCPetróleo
Exportação Importação Saldo Líquido
Crescimento do mercado superou o aumento da produção, levando à maior importação de gasolina e diesel. Maiorcarga nacional processada e menor produção de petróleo impactaram a exportação de petróleo em 2012.
10
+16%
+102%
milhã
o m³/d
ia
1,6 8,4
+22%
2012
74,9
27,0
39,5
2011
61,2
26,1
33,5
10,8 12,1
74,5
23,0
39,3
2011
+22%
2012
61,1
10,5
39,9
OFERTA
Oferta e Demanda de Gás Natural
7,4 16,024,6
30,8
39,643,5
12,1 12,418,7
38,640,3
38,3
71,6 90,1
+26%
3T12 4T12
3T12 4T12
71,089,4
+26%
DEMANDA
milhã
o m³/d
iaCrescimento de 22% na demanda de gás natural em 2012 (74,5 MM m³/d), com destaque para o segmentotermelétrico (+119%). Essa demanda foi atendida, principalmente, pela maior oferta nacional e pelo aumento daimportação de GNL. O crescimento na produção de gás no Brasil reduziu a demanda de importação de GNL.
Nacional
Bolívia
GNL
Não-Térmico
Térmico
Abast/E&PFertilizantes
3T12 vs 4T122011 vs 2012
2011 vs 2012 3T12 vs 4T12
11
12
Investimentos de R$ 84 bilhões, representando 16% de crescimento sobre o realizado em 2011.
R$ bi
lhão
Investimento Anual
Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S): realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%.
72,5 84,1+16%
20122011
34%51%
Internacional
E&PAbastecimento
CorporativoDistribuiçãoBiocombustíveis
G&E
6%5%
2%1,6%
0,4% E&P: Projetos de Desenvolvimento da Produção de
Baleia Azul (Cid. de Anchieta), Sapinhoá (Cid. de SãoPaulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 e P-62) ePapa-Terra (P-61 e P-63).
Abastecimento: Refinaria Abreu e Lima e Comperj. G&E: UFN-3, Terminal de Regaseificação da Bahia e
UPGN Cabiúnas. Internacional: Projetos de Desenvolvimento da
Produção de Cascade e Saint-Malo.
Investimento por Área Principais Projetos
Investimentos em 2012
13
Exploração e ProduçãoR$ 40,6 Bi vs R$ 45,4 Bi
Gás & EnergiaR$ 3,1 Bi vs R$ 1,6 Bi
↑ .
↓ .
↓ .
↓ .
Elevação dos preços de realização em função dadesvalorização cambial de 17%.
Crescimento das participações governamentais em +15%.
Aumento do custo de extração em +28%.
Maiores baixas de poços secos.
InternacionalR$ 1,9 Bi vs R$ 1,3 Bi
↓ Reavaliação de ativos gerando perdas de R$ 487 milhõesem 2012.
↓ Parada programada para manutenção no campo de Akpo, naNigéria.
↓ Início da produção nos Campos de Cascade e Chinook, emáguas profundas no Golfo do México, com aumento do custode extração, em função dos custos iniciais de produção.
Reavaliação de ativos gerando perdas de R$ 487 milhõesem 2012.
Parada programada para manutenção no campo de Akpo, naNigéria.
Início da produção nos Campos de Cascade e Chinook, emáguas profundas no Golfo do México, com aumento do custode extração, em função dos custos iniciais de produção.
↑ Aumento da oferta de gás nacional em +18%.
↔Aumento do despacho termelétrico, associado ao aumentodopreço da energia (PLD), atendido pela
NL e gás boliviano.
↓ Reconhecimento de créditos fiscais no valor líquido de R$ 928
milhões em 2011
Aumento da oferta de gás nacional em +18%.
Aumento do despacho termelétrico, associado ao aumentodo preço da energia (PLD), atendido pela maior importaçãode GNL e gás boliviano.
Reconhecimento de créditos fiscais no valor líquido deR$ 928 milhões em 2011 (fato não recorrente).
Resultado Líquido dos Segmentos - 2011 vs 2012
- R$ 9,9 Bi vs - R$ 22,9 BiAbastecimento
↑ Reajuste de 7,8% no preço da gasolina e de 10,2% no el.↑ Ddddddddddddd fflfdldljfdjdfjlkfjfjgjfg dsfkjldfldfjdlkfjdflj
dslfkdfjldfjj↑ Depreciação cambial ampliou a defasagem em relação a↓ Crescimento das vendas de derivados em +7%.
dfdgffdglkfdgl↓ Maiores importações de gasolina (+102%) e de diesel
(+16%).↓ Crescimento dos custos de aquisição do óleo em Reais em
+21%.Aumento do
Aumento da utilização das refinarias de 92% para 96%. Reajuste de 7,8% no preço da gasolina e de 10,2% no
diesel. Crescimento das vendas de derivados em +7%. Depreciação cambial ampliou a defasagem em relação aos
preços internacionais. Maiores importações de gasolina (+102%) e de diesel
(+16%). Crescimento dos custos de aquisição do óleo em +21%.
Lucro Operacional 2011 vs 2012
2011Lucro Operacional
Receitade Vendas
CPV Despesas de vendas, gerais e administrativas
2012Lucro Operacional
45.403
32.397
37.203
(43.533)(4.827)
Outras despesas
(1.849)
Maior receita refletindo o crescimento da demanda e os preços mais elevados das exportações e das vendas de derivados.
Elevação do CPV em função do maior volume de vendas, suprido por importações e pelo efeito da depreciação cambial sobre
as importações e participações governamentais.
Aumento das despesas gerais e administrativas devido principalmente aos maiores gastos com pessoal.
Aumento de outras despesas operacionais em função das maiores baixas de poços secos ou subcomerciais.
(R$ milhões)
14
Lucro Líquido 2011 vs 2012
33.313
21.182
Menor resultado operacional devido ao aumento na demanda por derivados atendida em grande parte por importações e preços derealização abaixo dos internacionais.
Redução do resultado financeiro pelo efeito da depreciação do Real e maior endividamento líquido denominado em dólar.
Redução do imposto de renda a pagar devido ao menor resultado de 2012.
(R$ milhões)
15
204.447555
(302)(3.845)(13.006)
2011Lucro Líquido
Participação em
Investimentos
Participação nos
Lucros
Imposto de Renda e CSLL
2012Lucro Líquido
Lucro Atrib. aos não
Controladores
Lucro Operacional
Resultado Financeiro
(R$ milhões)
Lucro Operacional 3T12 vs 4T12
3T12Lucro Operacional
Receitade Vendas
CPV Despesas de vendas, gerais e administrativas
4T12Lucro Operacional
Outras despesas
8.864(388)
(1.136)(1.318)
986.120
16
Receita: maiores preços e aumento da demanda compensados pela redução das exportações (receita de exportações emandamento ainda não reconhecidas).
Aumento do CPV devido ao aumento do volume de vendas ter sido suprido em grande parte por importações.
Crescimento das outras despesas em função das maiores baixas de poços secos ou subcomerciais e perda na recuperação deativos da área internacional.
Lucro Líquido 3T12 vs 4T12
5.567
7.747
(2.744)
3.357(10) (117)
1.646 48
(R$ milhões)
17
3T12Lucro Líquido
Participação em
Investimentos
Participação nos
Lucros
Imposto de Renda e CSLL
4T12Lucro Líquido
Lucro Atrib. aos não
Controladores
Lucro Operacional
Resultado Financeiro
Aumento do resultado financeiro devido à venda de NTN-B e pelos rendimentos sobre depósitos judiciais.
Redução do imposto de renda em função do benefício fiscal decorrente do provisionamento de juros sobre capital próprio.
1) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)2) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos)3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias 4) Dólar final de venda
Endividamento
Menor geração de caixa operacional ecrescimento do CAPEX levaram ao crescimentodo endividamento líquido.
A depreciação cambial (9%)4 também impactoua dívida líquida.
R$ Bilhões 31/12/12 31/12/11Endividamento de Curto Prazo 15,3 19,0Endividamento de Longo Prazo 181,0 136,6Endividamento Total 196,3 155,6(-) Disponibilidades ajustadas 3 48,5 52,5= Endividamento Líquido 147,8 103,0
US$ BilhõesEndividamento Líquido 72,3 54,9
18
1,66 1,61
2,46 2,422,77
24% 24%28% 28% 30%
-20%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
4T11 1T12 2T12 3T12 4T12
Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida1
2
Dividendos
19
Dividendos Propostos
PN = R$ 0,96 / ação e R$ 1,92 / ADR
ON = R$ 0,47 / ação e R$ 0,94 / ADR
Companhias com duas classes de ações têm dever de pagamento mínimo de dividendos
Valor mínimo a ser distribuído (PN + ON) de 25% do Lucro Líquido Ajustado
Cálculo de pagamento de dividendos para acionistas preferencialistas. Prioridade no recebimento,
prevalecendo sempre o maior dos critérios abaixo:
25% do Lucro Líquido Ajustado
3% do valor do Patrimônio Líquido da ação
5% do Capital Social representado por essa classe
Regras Gerais
Nota: 1 ADR = 2 ações
Perspectivas para 2013
20
Crescimento de 4% do mercado de derivados, menorque o verificado em 2012 (8%).
Produção do parque de refino no mesmo patamar de2012, apesar do maior número de paradasprogramadas.
Maior produção de diesel (5%), em detrimento dosdemais derivados.
Maior participação do óleo nacional na carga frescaprocessada (84%, contra 82% em 2012).
Refino e Mercado de Derivados
Gestão PROCOP: implementação do Programa, com obtenção
dos primeiros resultados em 2013. PROEF: Continuação dos trabalhos de recuperação da
eficiência operacional. PRODESIN: intensificação do Programa de
Desinvestimentos.
Investimentos
Orçamento de capital: R$ 97,7 bilhões, sendo 53% parao E&P e 33% para o Abastecimento.
Início do TLD de Franco (Cessão Onerosa). Início do TLD de Sapinhoá Norte.
Produção de Óleo no Brasil Produção média no mesmo patamar de 2012. Menor patamar de produção no 1S13 está associado à
concentração de paradas programadas e à menorcontribuição de novos sistemas. No 2S13 a situação seinverte, com o ramp-up de produção dos campos deSapinhoá, Baúna e Piracaba, Lula NE, Papa-Terra P-63 eRoncador P-55, dando sustentação para o aumento daprodução previsto para 2014.
6 Novas Plataformas em 2013 Entrada em Operação
Capacidade Total / Parcela Petrobras
(mbpd)
Piloto de SapinhoáFPSO Cid. São Paulo Jan-13 120 / 54
Baúna e PiracabaFPSO Cid. Itajaí Fev-13 80 / 80
Piloto de Lula NEFPSO Cid. Paraty Mai-13 120 / 78
Papa TerraP-63 Jul-13 140 / 87,5*
Roncador Mod. IIIP-55 Set-13 180 / 180
Papa Terra P-61
Dez-13 * Utilização da capacidade de
processamento da P-63
DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS
4º trimestre de 2012 e exercício de 2012
Teleconferência/Webcast
05 de Fevereiro de 2013
FIM
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