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Almir Guilherme BarbassaDiretor Financeiro e de Relações com Investidores13 de novembro de 2007
Teleconferência / WebcastDivulgação de Resultados
3º trimestre 2007(Legislação Societária)
1
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 ÓLEO E LGN
1.7971.789
2T07 3T07
Δ = 0,45%
mil
bpd
• Produção nacional de petróleo e LGN ligeiramente superior em relação ao 2T-2007;
• O esperado crescimento no trimestre foi prejudicado em função de paradas para manutenção e atrasos na entrada de produção de alguns projetos;
4
Δ +33 mil bpd
P-34Jubarte
60.000 bpdDezembro 06
Jan-Set 2006 Jan-Set 2007
1.7631.796
Novos Sistemas
Δ +203 mil bpd
Sistemas Existentes*
Δ -170 mil bpd
PRODUÇÃO NACIONAL DE ÓLEO E LGN: PROJETOS EM 2006 E 2007 FPSO – Cidade do Rio de Janeiro
Espadarte100.000 bpdJaneiro 07
FPSO - CapixabaGolfinho
100.000 bpdMaio 06
P-50Albacora Leste
180.000 bpdAbril 06
* Declínio Natural e Paradas de Produção
203Total Novos Sistemas
2828-FPSO-Cidade do Rio de Janeiro (Espadarte)
4040-P-34 (Jubarte)
183820FPSO-Capixaba (Golfinho)
11714831P-50 (Albacora Leste)
Variação9M07 (mil bpd)9M06 (mil bpd)Unidade
5
PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO PARA O 4T07PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO PARA O 4T07
Golfinho Módulo 2
FPSO Cidade de Vitória
• Capacidade: 100 mil bpd
• Poços:• 4 Produtores• 3 Injetores
• Plataforma ancorada
• Primeiro óleo: Nov. 2007
• 2 Poços em 2007
• Pico de Produção: 1S08
Roncador Módulo 1A Fase 2
P-52
• Capacidade: 180 mil bpd• Poços:
• 18 Produtores• 11 Injetores
• 2 manifolds de gás lift• 1 riser rígido auto sustentado• Plataforma ancorada• Primeiro óleo: Nov 2007• 2 Poços em 2007• Pico de Produção: 2S08
Roncador Módulo 2
P-54
• Capacidade: 180 mil bpd
• Poços:•11 Produtores• 6 Injetores
• Plataforma sendo ancorada no campo de Roncador
• Primeiro óleo: Dez. 2007
• 1 Poço em 2007
• Pico de Produção: 2S08
6
PRINCIPAIS PROJETOS DE ÓLEO PARA 2008
Marlim Sul Módulo 2
• Capacidade: 180 mil bpd
• Poços:• 10 Produtores• 9 Injetores
• Primeiro óleo: Jun. 2008
P-51
Marlim Leste
• Capacidade: 180 mil bpd
• Poços:• 14 Produtores• 7 Injetores
• Primeiro óleo: Dez. 2008
P-53
Jabuti
• Capacidade: 100 mil bpd
• Poços:• 8 Produtores
• Primeiro óleo: Dez. 2008
FPSO Cidade de Niterói
1.8002.000
2007E 2008E
11,1%
Mil
bpd
• Novos projetos adicionarão 460 mil barris/dia de capacidade;• Estes projetos, somados aos que entrarão em operação ao final de 2007, contribuirão para alcançar a
meta de 2 milhões de barris/dia em 2008.
7
Peroá Fase 2Capacidade Instalada Fase 1: • 3 milhões m3/d de gás• 3 poços produtores em operação
Capacidade a ser adicionada Fase 2:• 5 milhões m3/d de gás• 3 novos poços produtores
• Primeiro gás da Fase 2: Nov. 2007Plataforma de Peroá
PRINCIPAIS PROJETOS DE GÁS PARA O 4T07 E 2008
Camarupim
• Capacidade: 10 milhões m3/d de gás
• Poços:• 3 Produtores
• Primeiro gás: Dez. 2008
FPSO Cidade de São Mateus
8
REFINO NO BRASIL E VENDAS NO MERCADO INTERNO
%Mil barris/dia
• Forte incremento no volume de vendas em decorrência do crescimento econômico e sazonalidade. O incremento da produção nacional, no entanto, não foi suficiente para fazer frente a tal demanda, fazendo-se necessário aumento da importação de derivados.
1.7531.696
1.7461.711
1.646
1.7091.7651.781 1.796 1.806
899085
8991
787879 7778
1. 5 0 0
1. 6 5 0
1. 8 0 0
1. 9 5 0
3 T0 6 4 T0 6 1T0 7 2 T0 7 3 T0 75 0
6 0
7 0
8 0
9 0
Produção N acional de D er ivados V o lume de V endas de D erivado s
U t i l ização C apacidade N ominal - B rasil ( %) Part icipação ó leo nacional na C arga Processada ( %)
9
Abastecimento - Projetos de Conversão (Unidades de Coque)
Objetivo:
• Aumento da produção de derivados leves em detrimento da produção de óleo combustível
• Permitir o processamento de petróleo pesado da Bacia de Campos sem produção adicional de óleo combustível
• Aumento da rentabilidade
REDUCFase: Em execução
Partida: 2008
Capacidade: 31,5 mil bpd
REVAPFase: Em execução
Partida: 2009
Capacidade: 31,5 mil bpd
REPARFase: Em execução
Partida: 2010
Capacidade: 31,5 mil bpd
• Novos projetos de coque permitirão a produção adicional de cerca de 47 mil barris/dia de diesel, diminuindo a produção de óleo combustível (menor valor agregado) em aproximadamente 61 mil barris/dia.
8.000 bbl/dREVAP – Coque
14.000 bbl/dREPAR - Coque
9.000 bbl/dREDUC – Coque
IncrementoProjeto
Aumento de Processamento de Petróleo Nacional em virtude dos projetos de Coque
(média no período de 2008-2020)
10
Direcionadores dos resultados das empresas – Margens
• Comparado ao 2T07, o movimento das margens de refino mostrou forte queda. Esse movimento foi uma tendência mundial;
• Houve expressiva elevação de preços de petróleo, melhorando o resultado do E&P. Tal elevação, no entanto, juntamente com a estabilidade dos preços de derivados (em Reais), fez com que as margens de refino experimentassem acentuada queda.
Fonte: Petrobras
Med 3T06
$8,5/bbl
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
Mar-06 Jun-06 Set-06 Dez-07 Mar-07 Jun-07
WTI Cracking USGC
Set-07
Med3T07
$8,8/bbl
Med2T07
$14,9/bbl
74,9
68,8
57,859,7
48,7
47,8
57,0
64,4
4T06 1T07 2T07 3T07
Brent (média) Preço médio de venda
-41%$11,8
$10,5
US$
/bar
ril
11
20
40
60
80
100
dez/05 mar/06 jun/06 set/06 dez/06 mar/07 jun/07 set/07PM R B rasil ( U S$/ b b l)Preço M éd io B rent ( U S$/ b b l)PM R EU A ( U S$/ bb l c/ vo l. vend . no B rasil)
82,4
68,7
78,2
2T07Média
3T06Média
72,3
69,5
81,1
PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO - PMR
85,6
74,9
81,1
3T07Média
• A Petrobras continua monitorando as tendências de preços do mercado internacional para manter sua política de alinhamento no médio / longo prazo.
12
6.800
11.535
14.190
24.489
41.798
5.528
10.272
13.061
27.264
44.469
Lucro Líquido
Lucro Operacional
EBITDA
CPV
Receita Líquida
2T07 3T07
R$
milh
ões
DEMONSTRATIVO DE RESULTADO 3T07 VS 2T07
-18,7%
6,4%
-10,9%
-8,0%
11,3%
• Receita líquida superior a do trimestre anterior em decorrência, principalmente, dos maiores volumes vendidos de derivados;
• Custo negativamente afetado pelos maiores gastos com importações de óleo e derivados; • Os resultados operacional e líquido sofreram impacto não só da redução das margens de
refino mas também das despesas mais elevadas (slide seguinte).
13
1.239
452
391
1.498
1.443
1.404
1.147
453
1.555
1.635
Outras
Plano de Pensão eSaúde
Custos Exploratórios
Gerais e Admin.
Despesas de Vendas
2T07 3T07
ANÁLISE DAS DESPESAS OPERACIONAIS 3T07 VS 2T07
R$
milh
ões
13,3%
15,9%
3,8%
13,3%
153,8%
• As despesas operacionais foram particularmente afetadas pelo aumento de gastos com Plano de Pensão (Petros). Tal despesa (R$ 695 milhões) foi decorrência dos compromissos relacionados ao Acordo do Plano Petros e não é recorrente;
• O aumento com despesas de vendas foi resultado do expressivo crescimento do volume de vendas.
14
CUSTOS DE EXTRAÇÃO COM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL
• Participação Governamental e custos de extração altamente correlacionados ao preço do Brent.
15,46 15,20 14,45 14,66
22,2918,92 20,58
23,26
0
10
20
30
40
4T06 1T07 2T07 3T07
Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)
7,24 7,20 7,33 7,65
10,35 9,04 10,6212,48
74,968,8
57,859,7
0
10
20
30
4T06 1T07 2T07 3T070
20
40
60
80
Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent
US$
/bar
ril
R$/
barr
il
20,1317,95
16,2517,59
37,9235,3034,12
37,75
15
EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (3T07 VS 2T07)Exploração & Produção – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões
1.7971.789 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)
10.024
1.527637
44 11.436420
986
2T07 Lucro Oper. Efeito Preço naReceita
Efeito Volume naReceita
Efeito CustoMédio no CPV
Efeito Volume noCPV
DespesasOperac.
3T07 Lucro Oper.
• O melhor resultado do segmento de E&P é decorrência dos preços de petróleo mais elevados e do ligeiro aumento da produção.
16
EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (3T07 VS 2T07)Abastecimento – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões
3.358338
1.936
7 1.893
776
916
2T07 LucroOper.
Efeito Preçona Receita
Efeito Volumena Receita
Efeito CustoMedio no CPV
Efeito Volumeno CPV
DespesasOperac.
3T07 LucroOper.
• Apesar da elevação do volume de vendas o resultado do segmento de Abastecimento foi diretamente afetado pelas margens mais apertadas de refino. Houve forte elevação dos preços de aquisição de óleo e derivados assim como dos volumes importados e o PMR, em Reais, ficou estável no período.
17
6.800
2.671 2.775
1.159
184 389 214 5.528
2T07 LL Receita CPV Desp. Oper. Desp. Fin. Enão Oper.
Impostos Part. acion. nãocontrol. e eq.
Patr.
3T07 LL
1.7971.789
EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ milhões (3T07 VS 2T07)
Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)
• Apesar da elevada receita operacional líquida do período, puxada pelo crescimento econômico e pela sazonalidade, o elevado custo do segmento de abastecimento levando ao estreitamento das margens, juntamente com o aumento das despesas com plano de pensão Petros, implicaram num resultado líquido inferior ao do trimestre passado.
18
INVESTIMENTOS
• Em 30.09.2007, os investimentos totais alcançaram R$ 30.606 milhões, representando um aumento de 35% sobre os recursos aplicados em 30.09.2006.
2007 % 2006 % %• Investimentos Diretos 26.060 87 20.264 90 29 Exploração e produção 14.295 48 11.404 51 25 Abastecimento 4.607 15 2.800 13 65 Gás e Energia 1.057 4 1.203 5 (12) Internacional 4.867 16 3.923 17 24 Distribuição 702 2 477 2 47 Corporativo 532 2 457 2 16 • Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 4.205 14 2.072 9 103 • Empreendimentos em Negociação 341 1 300 1 14 • Projetos Estruturados - - 1 - - Exploração e produção - - 1 - (100) Total de investimentos 30.606 100 22.637 100 35
R$ milhõesPeríodo Jan-Set
19
19%17%
18%17%
18%
24%
20%
16%
Dec-05 Mar-06 Jun-06 Sep-06 Dec-06 Mar-07 Jun-07 Sep-07
End. Líq./Cap. Líq.
ESTRUTURA DE CAPITAL
Índices de Endividamento da Petrobras
R$ milhões 30/09/2007 30/06/2007Endividamento de Curto Prazo (1) 10.519 10.720
Endividamento de Longo Prazo (1) 28.230 29.100
Endividamento Total 38.749 39.820
Caixa e Aplic. Financeiras 14.216 17.854
Endividamento Líquido (2) 24.533 21.966
(1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 1.631 milhões em 30.09.2007 e R$ 1.980 milhões em 30.06.2007).(2) Endividamento Total – Disponibilidades
• O endividamento líquido em 30.09.2007 foi 12% superior a 30.06.2007, principalmente em decorrência da redução das disponibilidades aplicadas em títulos de longo prazo (R$ 2.909 milhões), para contrapor a passivos com a Petros registrados no balanço.
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RETORNO AOS ACIONISTAS
Retorno Total dos Acionistas
15,8%
7,5%
6,0%
6,0%
5,8%
95,7%
36,1%
85,7%
44,5%
79,2%
30,2% 31,5%39,5%
22,8%28,0%
85,2%91,5%
50,5%43,6%
111,5%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
2003 2004 2005 2006 9M 07
Valorização das ações Dividendos Amex Oil Index (*)
Fonte: Bloomberg (PBR) * inclui dividendos para fim de comparação
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