1
Teleconferência/Webcast
Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Divulgação de Resultados3º trimestre de 2010
(legislação societária)
16 de novembro de 2010
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 àluz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2010 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:
AVISO
3
DESTAQUES DO RESULTADO
o Lucro Líquido (R$ 24.588 milhões) cresceu 10% nos 9M10 vs. 9M09;
o Investimentos totalizaram R$ 56.500 milhões em 2010, 11% superior aos 9M09;
o Oferta Pública resultou no aumento de capital de R$ 120 bilhões;
o Aquisição do direito de produzir até 5 bilhões boe em áreas não licitadas do pré-sal;
o Capitalização mantém os índices de alavancagem em patamares sustentáveis:
o Alavancagem líquida reduziu de 34% para 16%
o Dívida Líquida/EBITDA passou de 1,52X para 0,94X
4
FPSO Cidade de Angra dos Reis
o Entrada em operação do 1º FPSO comercial em Tupi:
o Estimativa de produção média em 2011 de 50 mil bpd
o Pico de produção estimado para 2012
DESTAQUES OPERACIONAIS
o Nova fronteira exploratória com óleo leve em águas ultraprofundas na Bacia de
Sergipe-Alagoas;
o Inauguração das unidades de coque e hidrotratamento de diesel na Revap,
responsável por 15% do processamento no país;
o Recorde de geração termelétrica a gás natural em setembro (6.252 MWmédio) e de
vendas de gás natural no 3T10 (360mil boed).
5
PRODUÇÃO NACIONAL 9M10 VS 9M09:Elevação nos mercados doméstico e internacional
1.963
316
1.995
327 Gás Natural
Petróleo e LGN
9M099M10
Produção Nacional
+2%2.279 2.322
2.279
234
2.322
246 Internacional
Nacional
Produção Total
9M09 9M10
2.513 2.568+2%
(Mil bpd)
o No ano, crescimento de 2% da produção derivou de:
- Elevação dos volumes produzidos em unidades como FPSO Cidade de Vitória, FPSO Cidade de Santos, FPSO Espírito Santo e FPSO Frade;
- Contribuição dos Testes de Longa Duração (Tiro e Tupi);
- Maior demanda por gás natural no mercado nacional. Em setembro, produção bateu recorde;
o Em relação ao último trimestre, queda de 1% em função de elevação do número de paradas programadas em agosto nas plataformas P-33 e P-35.
6
NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO:Expectativa de incremento da capacidade futura
UTB: 15 mil bpdMex.: 1T11
18 mil bpd
17 mil bpd
26 mil bpd
58 mil bpd
51 mil bpd
3T10
15 mil bpd30 mil bpdSS-11 (TLD de Tiro)
28,2 mil bpd35 mil bpdFPSO Espírito Santo
Parque das Conchas (1)
17 mil bpd30 mil bpdFPSO Frade (2)
Principais Unidades Responsáveis pelo Aumento de Produção
-35 mil bpd e
25 milhões m3/d
FPSO Cidade de Santos (Uruguá-Tambaú) e
Mexilhão
60,9 mil bpd100 mil bpdFPSO Cidade de Vitória
(Golfinho)
9,7 mil bpd100 mil bpdFPSO Capixaba
Cachalote e Baleia Franca
2T10CapacidadeProjetos
(1) Projeto em parceria, capacidade e produção referem-se à participação da Petrobras (35%);(2) Projeto em parceria, capacidade e produção referem-se à participação da Petrobras (30%);
Dez/201030 mil bpdTLD Guará
Out/2010100 mil bpdFPSO Cidade de Angra dos Reis (Tupi)
Novas Unidades
Dez/2010180 mil bpdP-57 (Jubarte)
Jul/2011100 mil bpdP-56 (Marlim Sul)
Expectativa de InícioCapacidadeProjetos
Total: 185 mil bpd
7
MacunaímaMacunaMacunaíímama
Libra
Petrobras
ANP
o Início do TLD de Guará previsto para o fim de novembro (FPSO já no Brasil)
NOVIDADES DO PRÉ-SAL
Tupi NETupiTupi NENE
TupiSudoeste
TupiTupiSudoesteSudoeste
Tupi OesteTupiTupi OesteOesteCarioca
NECarioca Carioca
NENE
Poços em intervenção**:
** Perfuração ou completação ou teste.
Tupi SulTupiTupi SulSul
Piloto de Tupi IG1PilotoPiloto de de TupiTupi IG1IG1
Área Licitada
Cessão Onerosa
Bacia de Santos
7
o Início da operação do FPSO Cidade de Angra dos Reis em Tupi;
o Aquisição de direito de produzir 5 bilhões boe, em áreas não licitadas do pré-sal;
o 5 novos poços a serem concluídos em 2010, totalizando 16 poços neste ano;
o 2 novas sondas estão previstas para chegar ainda em 2010, além das 8 em operação;
o TLD Tupi NE previsto para o 1T11 (FPSO Cidade de São Vicente)
8
• Obras do Comperj e Abreu e Lima em andamento;
• Pré-operação da Unidade de Fios de Poliéster (Petroquímica Suape);
• Contrato dos projetos básicos - Premium I (Maranhão) e II (Ceará).
ABASTECIMENTOAcontecimentos relevantes
• Investimentos de R$ 2,5 bilhões em:
• Unidade de Coque (55%): Derivados de maior valor agregado
• Hidrotratamento de Diesel (45%): Diesel S-50
• Aumento da capacidade de produção de:- GLP - 21 mil bpd
- Nafta - 42 mil bpd
- Diesel - 23 mil bpd
Inaugurações Revap –Redução da Necessidade de Importações Futuras
Novas Refinarias - Atualização
Abreu e Lima
9
1.90.2
0.9
29%
25%
46%
HSE TI P&D
Investimentos da Petrobras emHSE, TI and P&D (2010‐14)
US$ 11.4 bilhões
LIDERANÇA TECNOLÓGICA E KNOW-HOW DA INDÚSTRIA
Parcerias da Petrobras com mais de 120 universidades e centros de pesquisa levam o
Brasil a ter um dos maiores complexos de pesquisa aplicada do mundo
Expansão do CENPES
No parque tecnológico da UFRJ já estão em construção4 centros de P&D de importantes fornecedores de equipamentos e serviços:
Outras Companhias com planos de desenvolvimentode centros tecnológicos no Brasil:
•TenarisConfab
• Vallourec & Mannesman
•Weatherford
•Wellstream
• FMC Technologies
• Usiminas
• Schlumberger
• Baker Hughes
• Cameron• General Electric• Halliburton • IBM• Technip
10
4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10
20
70
120
170
220
PMR EUA
PMR Petrobras
o Preço médio de realização permanece estável.
o No comparativo 3T10/2T10, a diferença entre PMR EUA e PMR Petrobras aumentou, devido àmenor cotação do petróleo, valorização do Real e estabilidade de preços no Brasil.
PREÇOS DE REALIZAÇÃO:Estabilidade dos preços no mercado doméstico
3T084T081T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10
115
55 4459 68 75 76 78 77
101
4832
49 64 70 73 7472
20
40
60
80
100
120
Preço Petróleo Petrobras (média)Brent (US$/bbl)
US$/bbl
R$/bbl
Média3T10
Média3T09
144,47132,87
152,34 158,17
Média2T10
152,64
158,60
11
137,2140,2
134,5129,7
127,7
Brent (em R$)
16,84
24,78
16,51
26,53
16,95
26,87
17,54
26,37
18,46
24,26
3T09 4T09 1T10 2T10 3T10
Custo de Extração Part. Gov.
76,2 78,3 76,974,6
68,3
Brent (em US$)
9,02
13,84
9,51
15,23
9,40
14,33
9,79
14,71
10,60
14,07
3T09 4T09 1T10 2T10 3T10
Custo de Extração Part. Gov.
CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL:Acordo Coletivo e paradas para manutenção explicam elevação
R$/barril
41,62 43,04 43,82
US$/barril
43,9122,86
24,74 23,73 24,5042,72
24,67
No comparativo 3T10/2T10:
o Acordo Coletivo de Trabalho (ACT 2010/11) e gastos com materiais (equipamentos para manutenção de plataformas), aliados à queda de 1% na produção, elevaram o custo de extração;
o Menores participações governamentais em função da redução no preço do óleo de referência em 4%.
12
MERCADO DE DERIVADOS:Atividade econômica impulsiona vendas
Vendas Internas
769
327222
507
802
374
221
501
859
379
230
565
Outros
GLP
Gasolina
Diesel
2.0331.898
+11%
1.825
3T09
3T102T10
Mil barris/dia
o No comparativo 3T10/3T09, acréscimo de 11% nas vendas de derivados em função de:
- Diesel (aumento de 12%): recuperação econômica, aumento da safra agrícola e maior demanda para obras de infra-estrutura;
- Gasolina (aumento de 16%): aumento do consumo de gasolina em função da restrição de álcool no início do ano;
- Outros (aumento de 9%): principalmente devido a QAV, asfalto e GLP.
o No comparativo 3T10/2T10, crescimento na produção de derivados, devido à volta de operação da Replan.
755
338
134
640
702
334134
637
740
342
128
634
Produção
1.8441.807
-1%
3T09
3T102T10
1.867
13
Gasodutos
Fertilizantes
Termelétricas
Terminais GNL
GÁS E ENERGIAConsolidação dos investimentos
Infra-estrutura Flexibilidade Geração Elétrica
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
out-09 dez-09 fev-10 abr-10 jun-10 ago-10
MW M
édio
Brasil: 6.252 MW
Gás para a Petrobras
Gás para Terceiros
Geração de Energia Elétrica Brasil+224% (3T10 vs. 2T10)
Investimentos em Gás e Energia capacitaram a Petrobras a atender a crescente demanda
292
360
244
3T09 3T102T10
Venda de Gás Natural (mil bpd)+23% (3T10 vs. 2T10)
14
2T10Lucro
Operacional
ReceitaOperac. Líquida
Outros CPV
Despesas Operacionais
3T10Lucro
Operacional
12,303
1,108(580) (270)
(1,888)
10,673
o Elevação da Receita Operacional em razão da recuperação do volume de vendas de derivados no mercado doméstico;
o Efeito custo médio dos estoques explica elevação de R$ 580 milhões no CPV;
o Aumento das Despesas Operacionais em função da estruturação financeira com o projeto de Barracuda, do Acordo Coletivo de Trabalho 2010/2011 e do incentivo a empregados para compras de ação (Oferta Pública);
o Redução do lucro operacional em 13%, gerando EBITDA de R$ 14,7 bilhões no 3T10.
(R$ Milhões)
LUCRO OPERACIONAL 3T10 vs 2T10
-ACT¨2010/2011: R$ 634 milhões- Barracuda: R$ 486 milhões- Incentivo Funcionários: R$ 92 milhões
Efeito Estoque(CPV)
15
8,295 (1,630)
2,598460 (634)
(523)8,566
LUCRO LÍQUIDO 3T10 vs 2T10
*(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos
2T10Lucro Líquido
Resultado Financeiro
ImpostosParticipação em Invest.
Lucro Operacional (1)
3T10Lucro Líquido
Lucro atribuível aos não
controladores
(R$ Milhões)
o Melhor resultado financeiro (R$ 2.598 milhões), em função do ganho cambial sobre a dívida líquida;
o Aumento da despesa de impostos em função do melhor resultado líquido;
o Elevação de 3% do lucro líquido.
16
11.572 (930)
125
1.095 (506)(1.081)
10.275
Redução do lucro operacional devido à:
o Menores preços de venda no mercado interno do petróleo e do gás natural (óleo:-2%; GN:-25%, em US$/bbl);
o Efeito volume positivo dada a realização de maior volume de estoques no 3T10;
o Maiores despesas operacionais devido à estruturação financeira com o projeto Barracuda (R$ 486 MM) e ACT2010/11 (R$ 225 MM);
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃOLucro Operacional 3T10 vs 2T10
Efeito Custo Médio no CPV
Efeito Volume no CPV
Despesas Operac.
3T10Lucro Operac.
2T10Lucro Operac.
Efeito Volume na Receita
Efeito Preço na Receita
(R$ Milhões)
17
244 (925)
2.497
474 (365)
(211)1.714
ABASTECIMENTOLucro Operacional 3T10 vs 2T10
Efeito Custo Médio no CPV
Efeito Volume no CPV
Despesas Operac.
2T10Lucro Operac.
1T10Lucro Operac.
Efeito Volume na Receita
Efeito Preço na Receita
o Maiores volumes de venda em função da demanda doméstica crescente;
o Redução do preço de aquisição, em R$, no 3T10 e maiores custos de importação no 2T10, explicam efeito positivo sobre o custo;
o Efeito positivo no CPV devido à menores custos de aquisição/transferência de petróleo e de importação de derivados;
o Efeito negativo no CPV devido a paradas programadas para manutenção (R$ 139 MM);
o Maiores despesas operacionais em decorrência do abono salarial do ACT 2010/11 (R$ 136 MM).
(R$ Milhões)
18
GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO(3T10 vs 2T10)
Inte
rnaci
on
al
Dis
trib
uiç
ão
Lucro Operacional:3T10
R$ 437 milhões2T10
R$ 600 milhõesVS.
Lucro Operacional: 3T10R$ 526 milhões
2T10R$ 390 milhões
VS.
FPSO Campo de Akpo
35 %
27 %
o Gastos exploratórios maiores
o Maiores baixas de poços secos ou sem viabilidade econômica (Angola, Nigéria, EUA e Argentina)
o Incremento de 10% no volume de vendas no período
o Beneficiado pela não ocorrência de equacionamento de débitos tributários, conforme ocorreu no trimestre anterior
META DE ENDIVIDAMENTO:Oferta Pública de Ações melhora indicadores da Cia.
Gás
& E
nerg
ia Lucro Operacional:3T10
R$ 264 milhões2T10
R$ 522 milhões
VS. 49 %
o Gás Natural: Menor margem unitária compensada parcialmente pelo aumento no volume comercializado
o Energia: Diminuição das margens de comercialização de energia devido à elevação de preço no mercado spot (PLD) compensado por maior geração termoelétrica
o Itens extraordinários reduziram o lucro operacional: ICMS (-R$ 90 milhões); GTL (-R$ 50 milhões); ACT (- R$ 30 milhões); disponibilidade de termoelétricas ( + R$ 45 milhões)
19
Investimentos 9M10 R$ 56,5 bilhões
5,6
6,1
24,710,1
0,05
1,3
1,1
3,8
INVESTIMENTOS 9M10 vs 9M09
Investimentos 9M09R$ 50,7 bilhões
23,2
10,6
4,5
5,5
0,4
6,5
24,03,7
0,5 4,3
20,6
3,4 E&P
Abastecimento
Gas e Energia
Internacional
Distribuição
Outros
27%
12%
2%
27%
13%
19%
Qualidade/Redução do teor de enxofre
Conversão
Novas Unidades
Ampliação de Frota
Aporte na Braskem
Plangás, Manutenção, Infra-estrutura,SMS, paradas programadas e outros
Investimentos em Abastecimento nos 9M10: R$ 20.582 milhões
• Expansão da capacidade de refino atendendo ao crescimento da demanda doméstica;
• Manutenção da integração dos negócios e sinergias operacionais;
• Foco na melhoria da qualidade
20
R$ 120.249 milhões: Capitalização
R$ 115,1 bilhões: Efeito 3T10
R$ 5,2 bilhões: Efeito 4T10 (GreenShoe)
R$ 67,8 bilhões: LFTs
R$ 47,2 bilhões: Caixa
R$ 10.740 milhões: LFTs*
R$ 36.496 milhões: Caixa
*Valor não caixa contabilizado como Títulos e Valores Mobiliários com vencimento superior a 90 dias.
34%Endvidamento Líquido / Capitalização Líquida
1,52X
94,2
24,2
30/06/2010R$ Bilhões
Disponibilidades (Ajustadas pela LFT)
Endividamento Líquido
Dívida líquida/Ebitda 0,94X
16%
57,1
58,0
30/09/2010
Antes da Capitalização Após Capitalização
EFEITOS DA CAPITALIZAÇÃO
R$ 74,8 bilhões para Cessão Onerosa
R$ 67,8 Bi: LFTs
R$ 7,0 Bi: Caixa
R$ 45,5 bilhões permanecem em
Caixa