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DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 1º trimestre de 2012 (legislação societária) Teleconferência/Webcast 17 de Maio de 2012

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Investor Relations


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DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 1º trimestre de 2012 (legislação societária) Teleconferência/Webcast

17 de Maio de 2012

AVISO

2

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 2012 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:

DESTAQUES NO TRIMESTRE

P-56

» Início da produção do campo de Cascade, no Golfo do México,

em águas profundas

» Captação de US$ 7,2 bilhões através da emissão de títulos no

exterior com as menores taxas históricas

» Investimentos de R$ 18.020 milhões, sendo 52% no E&P

» Lucro líquido de R$ 9.214 milhões e EBITDA de R$ 16.521 milhões

» Produção média diária de 2.676 mil boed (+2% em relação ao 1T11)

» Descobertas no Pré-sal: Carioca Sela e Carcará na Bacia de Santos, Pão de Açúcar na

Bacia de Campos

» Descobertas no Pós-sal: Leste do Igarapé Chibata na Bacia do Solimões e Tambuatá na

Bacia do Espírito Santo

» Derivados: crescimento na produção (+3% ) e nas vendas (+10%) em relação ao 1T11

3

PRINCIPAIS INDICADORES

1T12 4T11 ∆%

1T12 X 4T11 1T11

EBITDA (R$/milhões) 16.521 14.054 +18% 15.855

LUCRO OPERACIONAL¹ (R$/milhões) 11.771 7.490 +57% 12.318

LUCRO LÍQUIDO² (R$/milhões) 9.214 5.049 +82% 10.985

PMR (R$/bbl) 176,72 173,13 +2% 163,72

Brent (US$/bbl) 118,49 109,31 +8% 104,97

Dólar médio de venda (R$) 1,77 1,80 -2% 1,67

Produção (mil boe/dia) 2.676 2.670 - 2.629

¹ Lucro antes do Resultado Financeiro, das Participações e Impostos

² Lucro Líquido atribuível aos acionistas da Petrobras

4

PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS

2.044 2.049 2.066

341 367 364

1T2011 4T 2011 1T2012

Gás Natural Petróleo e LGN

2.385 2.416 2.430

244 254 246

1T2011 4T 2011 1T2012

Internacional Brasil (m

il bo

ed)

PRODUÇÃO TOTAL (média diária)

PRODUÇÃO NO BRASIL (média diária)

2.670 2.385

2.676 2.430 2.629

(mil

bo

ed)

2.416

» Incremento da produção dos novos sistemas superou a queda da produção dos campos maduros

» Aumento da produção de gás no país devido ao início da produção de Mexilhão e Uruguá

» Metas de produção dependentes da revisão da eficiência dos ativos de produção e da definição do retorno do campo de

Frade serão divulgadas em conjunto com a reavaliação do Plano de Negócios da Companhia

5

PRODUÇÃO DE ÓLEO (BRASIL)

358

85

+1% (+22 mil bpd)

Novos Sistemas

1T12

2.066

1.708

1T11

2.044

1.959

Novos Sistemas

+ 273 mil bbl/dia

Variação de - 251 mil bbl/dia

mil bbl/dia

» Queda nos sistemas existentes:

» 1T12 vs 1T11 abaixo das expectativas devido a queda da eficiência operacional da Bacia de

Campos

» Crescente enfoque na manutenção dos sistemas antigos para recuperar a eficiência

» Potencial de óleo nos reservatórios se mantém nos níveis esperados

» Principais contribuições dos novos sistemas (∆ 1T11 / 1T12): P-56 +113 mil bpd, P-57 +86 mil bpd,

Piloto de Lula +31 mil bpd, TLD de Aruanã +20 mil bpd

6

PRÉ-SAL

Poços em atividade de perfuração,

completação ou avaliação

Bacia de Santos

Bacia de Campos

Bacia de Santos

» 13 sondas de perfuração operando no Pólo Pré-

Sal da Bacia de Santos. Expectativa de ter 20

sondas até o final do ano

» Piloto de Lula:

» Entrada em março do 4º poço em operação

» Concluída perfuração do 1º poço horizontal

» Produção atual de óleo em 94 mil bpd

» 46 poços perfurados (33 poços exploratórios) –

Em 2012, a previsão de perfuração no cluster é de

32 poços

» Produção 1T12: 71.100 bpd (parcela Petrobras +

parceiros)

» Produção 1T12: 63.600 bpd

(Baleia Franca, Tracajá, Carimbé e Brava)

7

PREÇOS

Preço Médio de Realização (R$/bbl) Preços do Petróleo (US$/bbl)

8

Média

1T11

Média

4T11

Média

1T12

180,94 206,84

211,64

163,72

176,72 173,13

Spread

US$ 6 Spread

US$ 11

8

» Aumento do preço internacional do petróleo e redução do diferencial entre leves e pesados, resultando em um incremento no

preço do petróleo Petrobras em relação ao 1T11 (US$ 112/bbl X US$ 94/bbl)

» Aumento do preço de derivados no Brasil, impulsionado pelo reajuste do diesel (+2%) e gasolina (+10%) em novembro/11

CUSTOS

9

Custo de Extração (R$/barril)

50,66 54,11

61,73

55,14 60,04

Custo de Extração Part. Governam.

Custo do Refino (R$/barril)

9

» Custo de Extração:

» Maiores gastos com intervenções devido ao aumento da atividade e maiores taxas de afretamento

» Maiores custos de manutenção para recuperação da eficiência de sistemas maduros

» Custo do Refino:

» Menores custos no 1T12 em função de menores gastos com paradas programadas e materiais

DERIVADOS NO MERCADO INTERNO

mil

barr

is/d

ia

10

1.877 1.949 1.942

PRODUÇÃO VENDAS

1.968

2.229 2.168

Diesel + QAV Gasolina GLP Outros

mil

barr

is/d

ia

10

» Aumento da produção de gasolina e diesel pela otimização do parque existente e eficiência operacional (fator de utilização 94%)

» Crescimento de 10% na venda de derivados no comparativo 1T12/1T11:

» Aumento de 24% no volume de gasolina devido a preços mais atraentes em relação ao etanol e elevação da frota

» Aumento de 9% do volume de diesel devido ao crescimento da atividade econômica

» Redução das vendas em relação ao 4T11 devido à sazonalidade da demanda

BALANÇA COMERCIAL

(mil

barr

is/d

ia)

497361

217

187

1T12 4T11

Óleo Derivados

714

548

358 380

406 394

1T12 4T11

764 774

» Aumento das importações de derivados no 1T12, especialmente em março, para atendimento da demanda no 2T12

» Aumento das exportações de petróleo principalmente pela realização de estoques produzidos no final de 2011

Exportações* Importações

11 *Reconhecidas nos relatórios financeiros

GÁS NATURAL

35,442,6

26,7

26,2

1,20,7

1T11 1T12

Importado GNL Importado Bolívia Nacional

38,5 39,4

6,311,4

1T11 1T12

Térmico Não térmico

Milh

ões

m3/d

Oferta Vendas

44,8 50,8

+10%

+13%

Milh

ões

m3/d

*

* Número de vendas não considera a transferência interna (Refino, Fafens e UTEs) nem as vendas pela BR.

63,3 69,5

12

» Crescimento do consumo térmico, em função da piora no quadro hidrológico e da exportação de energia para o Uruguai

» A demanda adicional foi suprida pela produção nacional de gás, melhorando as margens de comercialização

LUCRO OPERACIONAL 1T12 VS 4T11

4T11 Lucro Operacional

Receita de Vendas

CPV Despesas de vendas, gerais

e adm.

1T12 Lucro Operacional

Demais despesas

(R$ milhões)

13

» Melhora do lucro operacional

» Aumento na receita, devido aos maiores preços de venda e ao incremento das exportações de petróleo (+38%) em

função do aumento da produção e da realização de estoques produzidos no final de 2011

» Redução do CPV em função do menor volume de vendas no mercado doméstico e da menor participação de

derivados importados no mix de vendas

» Ausência de fatos extraordinários ocorridos no 4T11 – impairment, depreciação extemporânea e maiores custos

exploratórios

LUCRO LÍQUIDO 1T12 VS 4T11

(R$ milhões)

14

» Aumento no lucro líquido

» Aumento do lucro operacional

» Estabilidade do resultado financeiro

EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO 1T12 VS 4T11

Evolução do Lucro Operacional (R$ milhões)

» Aumento na receita devido aos maiores preços do petróleo

» Redução do CPV devido e menor depleção como resultado da revisão das reservas e à depreciação extemporânea no

4T11

» Menores despesas operacionais devido ao reconhecimento de perdas no 4T11 (baixas de poços secos, impairment e

outras despesas)

15

ABASTECIMENTO 1T12 VS 4T11

Evolução do Lucro Operacional (R$ milhões)

» Maiores preços de venda dos derivados, com destaque para os reajustes de gasolina e diesel

» Efeito volume na receita positivo em função das exportações e da realização de estoques formados no 4T11

» Maior CPV devido à elevação dos custos de aquisição/transferência de óleo, ainda que parcialmente compensado

pela menor venda de derivados e redução dos importados no volume de vendas (especialmente diesel)

16

R$ Bilhões 31/03/12 31/12/11

Endividamento de Curto Prazo 18,0 19,0

Endividamento de Longo Prazo 146,1 136,6

Endividamento Total 164,1 155,6

(-) Disponibilidades ajustadas* 57,9 52,6

= Endividamento Líquido 106,2 103,0

US$ Bilhões 31/03/12 31/12/11

Endividamento Líquido 58,3 54,9

*Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias ** Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido) 17

**

» O lucro operacional suportou nossos investimentos e

mantivemos estáveis nossos índices de alavancagem

» Manutenção de elevada liquidez

» Acesso aos mercados de capitais: captação de US$

7,2 bilhões através da emissão de ate 30 anos com

menores custos históricos

ENDIVIDAMENTO

18

Informações:

Relacionamento com Investidores

+55 21 3224-1510

[email protected]