apresentação petrobras port 01 03-11
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1
1º de Março de 2011
Teleconferência/Webcast
Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Divulgação de Resultados4º trimestre de 2010 e exercício de 2010
(legislação societária)
2
Estas apresentações podem conter previsõesacerca de eventos futuros. Tais previsõesrefletem apenas expectativas dosadministradores da Companhia sobre condiçõesfuturas da economia, além do setor de atuação,do desempenho e dos resultados financeiros daCompanhia, 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 incertezasprevistos ou não pela Companhia e,consequentemente, não são garantias deresultados futuros da Companhia. Portanto, osresultados futuros das operações da Companhiapodem diferir das atuais expectativas, e o leitornão deve se basear exclusivamente nasinformações aqui contidas. A Companhia não seobriga a atualizar as apresentações e previsões àluz de novas informações ou de seusdesdobramentos futuros. Os valores informadospara 2010 em diante são estimativas ou metas.
A SEC somente permite que as companhiasde óleo e gás incluam em seus relatóriosarquivados reservas provadas que aCompanhia tenha comprovado por produçãoou testes de formação conclusivos que sejamviáveis econômica e legalmente nascondições econômicas e operacionaisvigentes. Utilizamos alguns termos nestaapresentação, tais como descobertas, que asorientações da SEC nos proíbem de usar emnossos relatórios arquivados.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
AVISO
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o Recordes de produção de petróleo no Brasil:
o Diário: 2.256 mil barris, em 27 de dezembro
o Mensal: 2.122 mil barris/dia em dezembro
o Anual: 2.004 mil barris/dia em 2010
o Produção internacional cresceu 3% e atingiu 245 mil bbld;
o Declaração de Comercialidade de Lula e Cernambi e
entrada em operação do sistema piloto de Lula, no pré-sal da
Bacia de Santos;
o Reservas provadas alcançaram 15,986 bilhões de boe pelo
critério SPE/ANP. Pré-Sal contribuiu com 1,071 bilhão de boe
da Bacia de Santos e 0,210 bilhão da Bacia do Campos;
DESTAQUES DE 2010
FPSO Cidade de Angra dos Reis
o Entrada em operação de 6 novos sistemas de produção e 2 unidades de tratamento de gás natural;
o Volume de vendas de derivados no mercado brasileiro elevou em 11% e o de gás natural em 33%;
o Realização da maior oferta pública de ações da história, captando R$ 120,2 bilhões;
o Direito de produzir, em áreas do pré-sal, o volume de 5 bilhões de boe, através do Contrato de Cessão Onerosa;
o Investimentos de R$ 76.411 milhões em 2010, ante R$ 70.757 em 2009.
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PRINCIPAIS INDICADORES
53.793
37.713
7.356
23.338
2.964 2.9002.263 2.0733.917 2.263
2010 2009
E&P ABAST G&E DISTRIBUIÇÃO INTER.
2010 2009 ∆%
Lucro Líquido (R$/milhões) 35.189 30.051 17%
EBITDA (R$/milhões) 60.323 59.502 1%
PMR (R$/bbl) 158,43 157,77 0,4%
PMR (US$/bbl) 89,95 79,52 13%
Brent (US$/bbl) 79,47 61,51 29%
Dólar médio de venda (R$) 1,76 2,00 -12%
Produção (mil bbl/dia) 2.583 2.526 2,3%
Inflação (IPCA) 5,91% 4,31% 37%
EBITDA por segmento* (R$ milhões)
* Excluindo Corporativo e Eliminações (no valor negativo de R$ 9.970 milhões em 2010)
5
2.288 2.338
238 245
PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS - 2010 VS 2009
1.971 2.004
317 334
2.2882.583
2009 2010
2.526 2.338
(mil
bp
d)
2009 2010
+2%
Produção Total (média diária) Produção Doméstica (média diária)
Brasil
Internacional
Óleo e GNL
Gás Natural
o Aumento da capacidade instalada de produção de óleo em 2010 em 375 mil bpd, sendo que maior partedessa entrada ocorreu no 4T10 - 310 mil bpd;
o Ampliação da capacidade instalada de gás natural em 17 milhões m3/d;
o Impactaram crescimento da produção: paradas não programadas solicitadas pela ANP, necessidade dereduzir a produção de Marlim Leste para recuperar a pressão do reservatório e atrasos para entrada emoperação de sistemas de produção, tais como Guará e Tiro-Sídon.
2%
3%
+2%
2%
5%
6
P-57180 mil bpd
2 milhões m3/d gás
Cidade de Angra dos Reis100 mil bpd
5 milhões m3/d gás
TLD Guará 30 mil bpd
CRESCIMENTO DA PRODUÇÃO
2.1002.004
2010 2011E
Produção Brasil
TLD Aruanã
P-56Marlim Sul
Principais premissas para alcance da meta de produção de 2011:
o Previsão de 60 novos poços offshore, adicionando na média diária do ano:
Principais novos projetos2010
Principais novos projetos 2011
SS-11 (TLD de Tiro)30 mil bpd
Uruguá-Tambaú35 mil bpd
10 milhões m3/d gás
TLD Lula NE
Mexilhão
TLD Carioca NE
TLD Cernambi (Iracema)
+/- 2,5%
i) 120 mil barris em poços de desenvolvimento em plataformas já existentes (concessões deCaratinga, Marlim Sul, Marlim Leste e Roncador)
ii) 55 mil barris da P-57
iii) 30 mil barris da P-56 (entrada em julho/2011)
iv) 30 mil barris da Bacia de Campos (Marlim, Albacora e TLD Aruanã)
v) 30 mil barris do Pré-sal da Bacia de Santos
(mil
bp
d)
7
DESCOBERTAS 2009/2010: CARBONATOS ALBIANOS E DO PRÉ-SAL NA BACIA DE CAMPOS
Carbonato albiano do pós-sal: 1.105 MM bbl Carbonatos do pré-sal: pelo menos 780 MM bbl
PAMPO
Carbonato Albiano
Carbonatos do Pré-sal
Albiano e Carbonatos do Pré-sal
ARUANÃ
Volumes recuperáveis:
Principais reservatórios
8
Cernambi Sul
Guará Sul
Iara Horst
Carioca NE
Lula Sul
Piloto Lula IG1
Concessão
Cessão Onerosa
Realizações de 2010
8
PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS
o 9 sondas operando no cluster, com expectativade até 3 novas unidades;
o 4 poços com perfuração já concluída, com metade 20 poços no ano;
o Início do Sistema de Lula NE (BM-S-11): 1S11;
o Início do TLD de Carioca NE (BM-S-9): 2S11;
o Início de produção do sistema de Cernambi Sul(BM-S-11): final de 2011.
o Contrato de Cessão Onerosa para produção de 5bilhões;
o Início do Projeto Piloto FPSO Cidade de Angra dosReis em Lula;
o Início do TLD de Guará;
o 8 novos poços perfurados, totalizando 20 poçosno Pré-sal na Bacia de Santos.
Atividades para 2011
Libra (ANP)
Guará Norte
Piloto Lula P7
Poços em perfuração, completação ou avaliação
9
2005 2010 2010
Por Tipo (Brasil)Por Região
RESERVAS PROVADAS (critério ANP/SPE)
2009 Produção Incorporação 2010
Reservas Provadas 2010 vs. 2009
Águas Rasas (0-300m)
Águas Ultra Profundas(>1.500m)
Águas Profundas(300-1.500m)
Terra
Brasil
Internacional
14.86515.986
o 18 anos consecutivos de reposição de reservas no Brasil;
o No Brasil, índice de reposição de reserva de 240% e relação R/P de 19,2 anos;
o Lula e Cernambi contribuíram com 1,071 bilhão de boe para as reservas provadas de 2010.
(0.869)1.990
milh
ões
de
bo
e
10
SONDAS DE PERFURAÇÃO
Até 900m (3000´) De 900 a 1500m (5000´)
De 1501 a 2286m (7500´) Acima de 2286m
Evolução da Frota Petrobras (unidades em operação em cada ano)
o Aprovação da contratação/afretamento do 1º lote de 7 sondas aserem construídas no Brasil:
o Entregas a partir de 2015
o Requisito de conteúdo nacional de 65%
o Chegada de 14 sondas em 2011,sendo 12 para operar em LDAmaior ou igual a 2.000m, com afrota alcançando 60 unidades;
o Continuidade do processo decontratação de 28 unidades;
o 7 sondas iniciarão atividades em2012.
11
CONTEÚDO LOCAL
Plataforma construída recentemente:
P-57: Brasfels – RJ
Capacidade: 180 mil bpd de óleo
Valor: US$ 1,2 bilhão
Entregue dois meses antes do previsto
8 FPSOs (pré-sal): Ecovix – Rio Grande - RS
P-56 e P-61: Brasfels –RJ
P-58: Estaleiro Rio Grande –RS , UTC Engenharia S/A – RJ e EBE – RJ.
P-62: Jurong – Cingapura (adequação casco)/ Estaleiro Atlântico Sul -PE
P-55: Estaleiro Atlântico Sul – PE (casco) /QUIP- RS (módulos)
P-63: QUIP – RS
FPSO Cidade de Paraty: Brasfels -RJ
FPSO Cidade de São Paulo: Brasfels -RJ
Em Construção:
Em Construção:
Encomendas de Plataformas
Em Construção:
o Índice de conteúdo local passou de 57% em 2003 para 74% em 2010
o P-57 foi entregue em 32 meses, com dois meses de antecedência e valor competitivo com os preços internacionais. Redução de tempo e custo nas construções;
o Crescimento de 900 novos fornecedores por ano no cadastro corporativo da Petrobras;
o Existem 13 novos estaleiros em implantação que elevarão o total para 50*.
*Fonte: Sinaval - Sumário executivo -Janeiro de 2011
12
22
27
6
1
0
10
20
30
40
50
60
70
GÁS NATURAL 2009/2010
Volume Entregue
9
134
12
0
10
20
30
40
50
60
70
2010
+38%
45
62
37
2009
3223
2009
45
+38%
62
29
2010
Fornecimento Interno
Não Termelétrico
Termelétrico
Importado Bolívia
GNL Importado
Nacional
Oferta
(Milhões m3/d)
Fornecimento Interno: Intersegmento (Abastecimento) e Consumo G&E (Fafens e UTEs próprias)
525,0
1.837,0
Geração Elétrica a Gás Natural(média MW)
GÁS NATURAL 2009:2010
457
1.069
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
510
1.790
2.859
2009
967
+196%
2010
PetrobrasTerceiros
13
AUMENTO DA UTILIZAÇÃO DA CAPACIDADE INSTALADA
nov dezoutsetagojuljunmaiabr
2010
REVAP – HDT Diesel
REVAP – Coque
REFAP – Aquisição 30%
Atividade
REPLAN - Ampliação
REVAP – HDT Nafta Ck
0
500
jan 11jan 10jan 09
Maior produção de QAV na REPLAN
226205
163
+39%
PotencialPós partida
Anterior
Maior carga na REPLAN*
172
86
61
+184%
PotencialPós aquisição
Antes
Mais óleo Nacional na REFAP
kbpd
kbbl/mês
88
6253
+66%
PotencialPós partida
Antes
kbpd
Maior produção de diesel na REVAP
9%
S1800
S500
S50
Pós partida
15%
76%
Antes
66%
35%
Maior qualidade de diesel na REVAP
(%)kbpd
*Valores referentes apenas à destilação U200 da REPLAN. 13
14
20
70
120
170
220
1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10
PMR EUA PMR Petrobras
R$/bbl
o Política de preços de alinhamento aos preços internacionais no longo prazo;
o PMR em reais estável em 2010 ante 2009, em dólares passou de US$ 79,52 em 2009 para US$ 89,95 em 2010;
o Spread óleo leve/pesado - retorno aos níveis históricos.
PREÇOS DE REALIZAÇÃO
747370
32
49
6472
80
86
7778
44
5968
75 76
20
40
60
80
100
120
1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10
Preço Petróleo Petrobras (média) Brent (US$/bbl)
US$/bbl
Média 2010PMR Petrobras: 158,26PMR EUA: 150,67
Média 2009PMR Petrobras: 157,50PMR EUA: 129,97
15
782 859 841
366379 414
212230 219
509565 578
4T09 3T10 4T10
Derivados
247
360 363
4T09 3T10 4T10
Gás Natural
VENDA DE DERIVADOS E GÁS NATURAL NO MERCADO INTERNO
Mil
bar
ris/
dia
1.8692.033 2.052
Diesel
Gasolina
GLP
Outros
o No ano, venda de derivados no mercado interno cresceu 11% em relação a 2009, superando crescimento daeconomia brasileira (7%);
o Forte crescimento da venda de gás natural (33%) em 2010;
o Vendas no mercado interno estáveis no comparativo 4T10 vs 3T10, destacando-se:
o Gasolina (aumento de 9%) – em função do diferencial em relação aos preços do álcool;
o QAV (aumento de 6%) – influenciado pelo aquecimento da economia brasileira.
16
147,02
134,51
140,16
129,73
137,23
CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL
16,51
26,53
16,95
26,87
17,54
26,37
18,46
24,26
17,34
26,13
4T09 1T10 2T10 3T10 4T10
43,4743,04 43,82 43,91 42,72
86,48
76,8678,3076,24
74,56
9,51
15,23
9,40
14,33
9,79
14,71
10,60
14,07
10,29
15,29
4T09 1T10 2T10 3T10 4T10
25,5824,74 23,73 24,50 24,67
o No comparativo 4T10 vs. 3T10:
o O indicador reduziu 6%, em Reais, em função dos menores gastos com pessoal, dos efeitos cambiais e maior produção no 4T10;
o Maiores participações governamentais devido ao acréscimo do preço médio de referência do petróleo nacional.
R$/barril US$/barril
Custo de ExtraçãoBrent Part. Governam.
17
2010
200
299
497
316
615
697
82
BALANÇA COMERCIAL(m
il b
arri
s/d
ia)
Óleo
Derivados
12.32718.07715.201
19.611
2009 2010
Importações Exportações
+ US$ 2.874
Volume Financeiro
+ US$ 1.534
2009
227
152
397478
156
549
705
Exportações Importações Exportações Líq. Exportações Importações Exportações Líq.
Óleo
Derivados
o Aumento das importações de derivados em 2010refletem o crescimento na demanda do mercadointerno, com destaque para o diesel e a gasolina;
o Crescimento das exportações de petróleo decorredo aumento da produção e da disponibilidadegerada pela parada programada na Replan.
(US$ Milhões)
18
(R$ milhões)
LUCRO OPERACIONAL 2010 vs 2009
o Aumento de receitas em função de elevação da demanda doméstica por derivados (11%), com destaque paradiesel (9%), gasolina (17%) e QAV (19%);
o Contribuiu para este ganho o aumento de produção e a elevação dos preços de venda do óleo (38%, emDólares), que superou a a alta do Brent (29%, em Dólares);
o Alta do CPV em função do forte crescimento da importação de derivados (97%) e o aumento dos gastos comparticipações governamentais.
2009Lucro Operacional
Receitade Vendas
CPV Despesas de vendas, gerais
e adm.
2010Lucro Operacional
45.997 47.057
30.440 (27.345)(145)
Demais despesas
(1.890)
19
(R$ Milhões)
2010Lucro
Líquido
30.051 1.060
2.725 (196) (1.305)273 2.581
2009Lucro
Líquido
Impostos Lucro atribuível aos não Control.
Resultado Financeiro
Participação em Invest.
Lucro Operacional
LUCRO LÍQUIDO 2010 vs 2009
Participação dos Emp.
35.189
o Elevação do ganho operacional em função de maiores volumes de vendas de derivados no mercadodoméstico e maiores preços de exportação;
o Melhor resultado financeiro líquido, por conta de ganhos cambiais sobre o endividamento líquido em 2010,enquanto em 2009 ocorreram perdas cambiais apuradas sobre o saldo médio dos ativos líquidos em Dólar;
o Menor resultado atribuível a não controladores decorreu, especialmente, do efeito cambial positivo sobre oendividamento de SPEs e do exercício de opção de compra das ações de projetos estruturados.
20
R$ milhões 4T10 3T10 ∆$ ∆%
Receita de Vendas 54.492 54.739 (247) -0,5%
CPV (35.612) (35.094) (518) 1,5%
Lucro Bruto 18.880 19.645 (765) -3,9%
Despesas Operacionais (7.606) (8.526) 920 -10,8%
Lucro Operacional 11.274 11.119 155 1,4%
EBITDA 14.584 14.736 (152) -1,0%
Resultado Financeiro Líquido 1.926 1.968 (42) -2,1%
Imposto de Renda/Contribuição Social (2.452) (3.739) 1.287 -34,4%
Participação dos Acionistas não Controladores (34) (565) 531 -94,0%
Lucro Líquido 10.602 8.566 2.036 23,8%
LUCRO LÍQUIDO 4T10 vs 3T10
21
INVESTIMENTOS 2010 vs 2009
R$ 70,8 bilhões
2009 R$ 76,4 bilhões
2010
E&P43%*
G&E - 9%*
Abast37%*
Inter - 6%
Outros 5%
(%)
8%
E&P45%*
G&E - 15%*
Abast24%*
Inter - 10%
Outros 6%
(%)
*Inclui Projetos desenvolvidos por SPEs
o E&P: Crescimento dos investimentos para desenvolvimento do pré-sal;
o Abastecimento: Destaque para investimentos na melhora de qualidade dos derivados, expansãoda capacidade interna, conversão e em ativos petroquímicos;
o G&E: infra-estrutura em fase complementar - melhora no transporte de gás natural.
22
CAPEX 2011
Plano Anual de Negócios 2011
R$ 93,67 bilhões
o PAN 2011: 5,8% superior ao PAN 2010. Basicamente a mesma carteira de investimentos no PN 2010-2014, exceto pela inclusão das atividades iniciais na Cessão Onerosa.
(%)
E&P
G&E
Abast
Inter
Distr 1% Corp - 1%
6%
Biocomb.1%
46%
40%
5%
Plano Anual de Negócios 2010
R$ 88,54 bilhões
(%)
E&P
G&E
Abast
Inter
Distr 1% Outros – 3%
7%
42%
38%
9%
23
o Nível de alavancagem da Petrobras
apresentou queda abrupta no ano
(2009: 31%; 2010: 17%) em função da
capitalização;
o Ao término do ano, o endividamento
líquido caiu 15% e as disponibilidades
ajustadas (inclui títulos públicos
federais) cresceram 92%.
ENDIVIDAMENTO
R$ Bilhões 31/12/10 31/12/09
Endividamento de Curto Prazo 15,7 15,6
Endividamento de Longo Prazo 102,2 86,9
Endividamento Total 117,9 102,5
Disponibilidades 30,3 29,0
Títulos públicos federais 25,5 -
Disponibilidades ajustadas 55,8 29,0
Endividamento Líquido 62,1 73,4
Dívida líquida/Ebitda 1,0X 1,2X
US$ Bilhões 30/12/10 30/12/09
Endividamento Líquido 37,3 42,2
17%
28%26% 28%31% 32% 34%
16%
1,000,95 1,00 1,23 1,35 1,520,95 0,94
-1-0,5
00,5
11,5
22,5
33,5
44,5
55,5
6
1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10
-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%40%Endiv. Líq/Cap. Liq Dívida Líquida/Ebitda
