divulgação de resultados do 2° trimestre de 2011 - ifrs
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17 de Agosto de 2011
Teleconferência/WebcastAlmir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Divulgação de Resultados2º 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 NO TRIMESTRE
o Lucro líquido atingiu R$ 10,9 bilhões no 2T11, em linha com o 1T11. No 2T11, cresceu 32% em relação ao 2T10.
o Crescimento de 7% no volume de vendas no mercado interno em relação ao 1T11 e de 9% em relação ao 2T10. No 1S11 as vendas cresceram 8% em relação ao 1S10.
o Projeto Piloto de Lula comprovou a alta produtividade do Pré‐sal: maior volume de produção de um poço da companhia, atingindo média de 36.322 boed em maio.
o Início de três novos TLDs: Lula NE (Bacia de Santos), Aruanã e Brava (Bacia de Campos).
o Melhora da nota de risco pela Moody’s em moeda estrangeira, de Baa1 para A3, assim como da dívida de suas subsidiárias com garantia da Petrobras.
TLD Aruanã
Piloto de Lula
TLD Lula NE
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PRINCIPAIS INDICADORES
2T11 1T11 ∆% (2T11 x 1T11)
2T10
EBITDA (R$/milhões) 16.139 16.093 ‐ 15.927
LUCRO OPERACIONAL¹ (R$/milhões) 12.047 12.536 ‐4% 12.303
LUCRO LÍQUIDO² (R$/milhões) 10.942 10.985 ‐ 8.295
PMR (R$/bbl) 167,15 163,72 +2% 158,72
PMR (US$/bbl) 104,54 98,31 +6% 88,46
Brent (US$/bbl) 117,36 104,97 +12% 78,30
Dólar médio de venda (R$) 1,60 1,67 ‐4% 1,79
Produção (mil bbl/dia) 2.598 2.627 ‐1% 2.587
Vendas no mercado interno (mil bbl/dia) 2.498 2.344 +7% 2.283
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 – 1S11 VS 1S10Expectativa de aceleração da produção no segundo semestre
2.322 2.379
(mil bp
d)
+2%
+7%
+2%
Produção Doméstica (média diária)
2.568 2.613
(mil bp
d)
+2%
‐5%
+2%
Produção Total (média diária)
o Produção no 1S11 foi principalmente impactada por paradas para manutenção.
o Expectativa de aumento da produção no 2S11, com entrada da P‐56 (Marlim Sul), com capacidade de 100 mil bpd, e com incremento da produção da P‐57.
o Redução da produção internacional devido a finalização na recuperação do cost oil na Nigéria (campo de Agbami) e ao cancelamento dos contratos de E&P no Equador.
6
PRODUÇÃOHistoricamente, Petrobras cresce produção com expansão para novas fronteiras
10% a.a
. nos
10% a.a
. nos úú
ltimos 30
anos
ltimos 30
anos
Mil bpdMil bpd
Em Terra Águas Rasas Águas Profundas Águas Profundas e Ultra‐Profundas
Pré‐sal
7
ATUALIZAÇÃO DO PRÉ‐SAL DA BACIA DE SANTOSAceleração da campanha de perfuração de poços
7
‘
Manutenção de elevado índice de sucesso exploratório (todos os poços com ocorrência de petróleo)
Constatação de elevada produtividade nos poços produtores.
Manutenção de elevado índice de sucesso exploratório (todos os poços com ocorrência de petróleo)
Constatação de elevada produtividade nos poços produtores.
Poços em perfuração, completação ou avaliação
30 poços perfurados atéJul/2011 (26 Exploratórios)
Até 15 poços previstos para perfuração ao longo de 2011
9 sondas em operação (jul/2011) e incremento de mais 5 ainda em 2011
30 poços perfurados atéJul/2011 (26 Exploratórios)
Até 15 poços previstos para perfuração ao longo de 2011
9 sondas em operação (jul/2011) e incremento de mais 5 ainda em 2011
Piloto de Lula
TLD Lula NE
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DESENVOLVIMENTO DO PRÉ‐SAL Todas as unidades da fase 1a em construção ou em contratação
Aumento Significativo da Produção
Após 2017
• Aceleração da inovação
• Uso intensivo de novas tecnologias especialmente desenvolvidas para as condições do Pré‐sal
Fase 1b
Produção Esperada > 1 MM bbl em 2017
2013/2017
• Piloto de Guará
• Piloto de Lula NE
• Guará N
• Cernambi S
• 8 sistemas de produção definitivos (replicantes)
• 4 Unidades de Produçãona Cessão Onerosa
Fase 1a
Aquisição de Informações
2008/2018
• Poços de avaliação
• Testes de Longa Duração
• Piloto de Lula
Fase 0
3 FPSOs em operação3 FPSOs em operação
Em operação (apenas 4 anos após a descoberta)Em operação (apenas 4 anos após a descoberta)
Já contratados (início de operação em 2012 e 2013)Já contratados (início de operação em 2012 e 2013)
Em contratação (conversão no Estaleiro Inhaúma)Em contratação (conversão no Estaleiro Inhaúma)
Em construção (cascos sendo construídos no Estaleiro Rio Grande)Em construção (cascos sendo construídos no Estaleiro Rio Grande)
Já contratados (início de operação em 2014)Já contratados (início de operação em 2014)
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Rodadas 7, 9 e 10
Rodadas 5 e 6
Limite mínimo por tipo de blocoDe 30% a 70% nas fases de exploração e
desenvolvimento da produção
Rodadas 1 a 4
Limite máximo 50% na fase exploratória.
70% na fase de desenvolvimento da produção
Sem Exigência de Conteúdo LocalRodada 0Limites mínimos e máximos por tipo de bloco:
em águas profundas, entre 37% e 55% para a fase de exploração, e entre 55% e 65% para a fase de
desenvolvimento da produção.
Cessão Onerosa
Limite Mínimo Exploração: 37%Limite Mínimo Desenvolvimento da Produção:
• Até 2016: 55%• 2017‐2018: 58%• Após 2019: 65%
Marlim SulSS P-56
Baleia AzulFPSO
Roncador FPSO P-62
Roncador SS P-55
Papa-Terra P-61 &FPSO P-63
Guará (Norte)FPSO
Parque das BaleiasFPSO P-58
Tiro/SidonFPSO
ESP/MARIMBÁFPSO
AruanaFPSO P-62
Guará Piloto 2FPSO Cid. São Paulo
Lula NEFPSO Cid. de Paraty
MarombaFPSO
SIRI2 jaquetas e FPSO
CernambiFPSO
Lula 3 Central FPSO
Franco 1 FPSO
Lula 4 Alto FPSO
BALEIA AZULFPSO
CONTEÚDO LOCAL Contratos de concessão dão flexibilidade
Níveis de compromisso de conteúdo local menores nas primeiras rodadas de concessão da ANP permitem tempo para a estruturação da indústria local.
Os contratos de concessão e cessão onerosa prevêem dispositivos de renúncia considerando respostas não compatíveis (preço, prazo e tecnologia) do mercado nacional quando comparadas com métricas internacionais.
2011 2012 2013 2014 2015
Projetos 2011‐2015
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Longa experiência na contratação de FPSOs combinada com a escala das operações e padronização de equipamentos contribuirá para a criação de uma Indústria Offshore competitiva internacionalmente.
DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA NACIONALDetalhamento das necessidades em pontos críticos permite uma estratégia de longo prazo
▲Grau de participação no custo do FPSO
11
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11
PMR EUA PMR Petrobras
US$/bblUS$/bbl
98,31
108,84
Média 2T10
85,55
88,46
Média 2T11
Média 1T11
104,54
122,62
PREÇOS DE REALIZAÇÃOPreços internacionais voláteis
o Trajetória descendente do PMR EUA no final do 2T11 devido ao acirramento das incertezas em relação à demanda mundial por óleo.
o Redução do spread do petróleo Petrobras em relação ao Brent (2T11:US$8,39/bbl; 1T11:US$ 10,93/bbl).
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CUSTO DE EXTRAÇÃOCustos pressionados pela alta do petróleo
50,6643,91 42,72 43,47
30,48
24,50 24,67 25,58
US$/barril
35,0055,14
R$/barril
Custo de ExtraçãoBrent Part. Governam.No comparativo 2T11 vs. 1T11:
o Maiores gastos com intervenções em poços e manutenção preventiva contribuíram para a elevação.
o Maiores participações governamentais devido a elevação do preço de referência do petróleo.
13
1S10 1S11
852 932
392460
10283
528568
Diesel+QAV Gasolina Óleo Combustível Outros
1S10 1S11
767 826
343 392250
233
426423
PRODUÇÃO E VENDA DE DERIVADOSAdequação do parque de refino para atender o mercado doméstico
(Mil barris/dia)
1.8742.043
+9 %
VendasProdução
1.8731.786
+5 %
o Melhorias operacionais:
o Utilização de 92% da capacidade instalada, com participação de 81% de óleo doméstico.
o Maior produção de destilados médios e gasolina, com menor produção de óleo combustível.
14
1S10 1S11
36 39
78
Não térmico Térmico
GÁS NATURALDemanda crescente atendida pelo aumento da oferta nacional
Milhõe
s m
3 /d
OfertaVendas
4347
o Crescimento do consumo não‐térmico, em função da maior demanda industrial.
o Expectativa de menor demanda térmica no 2S11 em razão dos elevados níveis dos reservatórios das hidroelétricas.
5359
+12%+9 %
Milhõe
s m
3 /d
*
* Número de vendas não considera a transferência interna (Refino, Fafens e UTEs próprias) nem as vendas pela BR
15
12.536 12.047
6.669
(153)
(R$ Milhões)
(6.630)
(375)
LUCRO OPERACIONAL 2T11 vs 1T11 (CONSOLIDADO)
o Volume de vendas 7% maior no mercado interno e crescimento de 8% das exportações.
o Aumento da importação de petróleo e derivados para atender o mercado doméstico.
o Maior despesa com prospecção e exploração (2T11/1T11:+R$ 257 milhões) e com provisão para ajuste a valor de mercado dos estoques (2T11/1T11:+R$ 119 milhões).
16
10.985 10.942
(R$ Milhões)
LUCRO LÍQUIDO 2T11 vs 1T11 (CONSOLIDADO)
o Valorização do Real (2T11/1T11:+4%) e aplicações financeiras no período (disponibilidades ajustadas* 1T11:R$ 62,9 bi x 2T11:R$ 59,5 bi) explicam o elevado resultado financeiro (2T11: + R$ 2,9 bi).
o Lucro atribuível a não controladores derivado da variação cambial positiva sobre o endividamento das SPEs.
* Inclui disponibilidades mais títulos públicos federais (vencimento superior a 90 dias)
17
(R$ Milhões)
16.017
14.142
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO: LUCRO OPERACIONAL 2T11 vs 1T11
3.10728
‐857‐65 ‐338
o Maiores preços de venda nos mercados interno e externo (1T11:US$ 94,04/2T11:US$ 108,97), com maior valorização do petróleo pesado.
o Elevação do lifting cost e das participações governamentais, acompanhando as cotações internacionais.
o Aumento das despesas com prospecção e exploração de petróleo (2T11/1T11: + R$ 178 mi).
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(R$ Milhões)
ABASTECIMENTO: LUCRO OPERACIONAL 2T11 vs 1T11
o Maiores preços de exportações de óleo e derivados e dos produtos no mercado interno indexados, no curto prazo, aos preços internacionais.
o Elevação do CPV, superior ao aumento da receita, decorrente dos maiores custos com aquisição de petróleo (nacional e importado) e com importações derivados, principalmente diesel e gasolina.
o Aumento do custo de refino em função de maiores gastos com paradas programadas e materiais.
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Resultado Operacional:
GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (2T11 vs 1T11)
Gás & Energia
Internacional
Distribuição
2T11
R$ 1.131 milhões
1T11
R$ 745 milhões
VS.
Resultado Operacional:
2T11
R$ 649 milhões
1T11
R$ 903 milhões
VS.
Resultado Operacional:
2T11
R$ 336 milhões
1T11
R$ 559 milhões
VS.
o Maior demanda industrial atendida pela expansão da produção de GN no Brasil
o Maiores margens venda de energia, em decorrência da geração termelétrica para exportação, não ocorrida no 1T11
o Menor produção na Nigéria (Agbami) em função da menor cota relativa àPetrobras
o Aumento de 6% do volume de vendas acompanhando o crescimento sazonal da demanda, com menores margens de comercialização
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INVESTIMENTOSInvestimentos no 1S10 influenciados pela conclusão de grandes projetos
14,8
12,3
1,81,9
0,2 0,4 0,6
1S2010
*Inclui Projetos desenvolvidos por SPEs
16,0
14,0
3,8
2,5
0,8 0,3 0,7
E&P
Abastecimento
G&E
Internacional
Pbio
Distribuição
Corporativo
o Em média 40% dos nossos investimentos são correlacionados ao dólar. Com a apreciação do real frente ao dólar (10%), a Companhia gasta menos reais para um determinado investimento em dólar.
o Revisão dos investimentos previstos para o ano: de R$93,7 bilhões para R$84,7 bilhões.
1S2011
*
*
*
*
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ENDIVIDAMENTO E LIQUIDEZSolidez do balanço patrimonial com alta liquidez
1,550,96 1,03 1,03 1,07
35%
16% 17% 17% 17%
‐20%
0%
20%
40%
‐0,5
1,5
3,5
5,5
2T10 3T10 4T10 1T11 2T11
Dívida Líq./EBITDA Endiv. Líq./Cap.Líq.
o Nível de alavancagem estável com manutenção de elevada disponibilidade em caixa.
o Melhora da classificação de risco (rating) em moeda estrangeira, de Baa1 para A3 (Agência Moody´s).
