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Divulgação dos resultados financeiros referentes ao 1o. trimestre de 2011 - IFRS
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1
17 de Maio de 2011
Teleconferência/Webcast
Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Divulgação de Resultados1º trimestre de 2011 (legislação societária)
2
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:
3
PRINCIPAIS DESTAQUES NO TRIMESTRE
o Lucro líquido recorde;
o Início de novos Testes de Longa Duração (TLDs) no Pré-sal
das Bacias de Campos e Santos: TLDs de Brava, Tracajá e de
Lula Nordeste;
o Descobertas nos reservatórios no Pré-Sal na Bacia de Santos,
tais como Carioca Nordeste e Macunaíma;
o Início das operações do gasoduto entre o Piloto de Lula e a
plataforma de Mexilhão e do gasoduto entre Caraguatatuba
e Taubaté (Gastau);
o Novas unidades de hidrotratamento de diesel e nafta nas
refinarias RPBC, REGAP e REVAP;
o Emissão de títulos no valor de US$ 6 bilhões com
vencimentos de 5, 10 e 30 anos.
4
PRINCIPAIS INDICADORES
1T11 4T10∆%
1T11 X 4T101T10
EBITDA (R$/milhões) 16.093 14.584 10% 15.076
LUCRO OPERACIONAL¹
(R$/milhões)12.536 10.773 16% 11.617
LUCRO LÍQUIDO² (R$/milhões) 10.985 10.602 4% 7.726
PMR (R$/bbl) 163,58 158,89 3% 157,39
PMR (U$/bbl) 98,15 93.66 5% 87,29
Brent (US$/bbl) 104,97 86,48 21% 76,24
Dólar médio de venda (R$) 1,67 1,70 -2% 1,80
Produção (mil bbl/dia) 2.627 2.628 - 2.547
¹ Lucro antes do Resultado Financeiro, das Participações e Impostos
² Lucro Líquido atribuível aos acionistas da Petrobras
5
245 242
2.3852.302
PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS – 1T11 VS 1T10
341
2.0441.985
317
2.3022.627
1T2010 1T2011
2.547 2.385
(mil
bp
d)
1T2010 1T2011
Produção Total (média diária) Produção Doméstica (média diária)
Brasil
Internacional
Óleo e LGN
Gás Natural
4%
-1%
+3%
3%
8%
+4%
o Aumento da produção em função do ramp-up das unidades instaladas em 2010 na Bacia de Campos, doPiloto de Lula e dos TLDs de Tiro, Sidon e Guará;
o Início de produção de novos poços em Akpo e Agbami (Nigéria) compensaram parcialmente o declínio depoços maduros na Argentina e Colômbia;
o O investimento na infraestrutura e nas unidades de produção de GN proporcionaram um aumento de 8% naoferta no período 1T11 VS 1T10.
6
‘
ATUALIZAÇÃO DAS ATIVIDADES NO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS
o Aprovação do afretamento de 2 FPSOs destinadosaos projetos de Guará-Norte e Cernambi;
o Descoberta em Carioca (BM-S-9), denominadaCarioca Nordeste;
o Descoberta em Parati (BM-S-10), denominadaMacunaíma;
o 8 novos poços com a perfuração concluída em2011, totalizando 28 poços no Polo Pré-sal naBacia de Santos;
o Revisão do PLANSAL;
o Início do TLD de Lula Nordeste;
o Reinício do TLD de Guará;
o A frota atual de sondas na área (6) irá aumentaraté o fim do ano (11).
7
PLANSALCONTÍNUA OTIMIZAÇÃO DOS PROJETOS DESDE O PRIMEIRO PLANO DIRETOR (PLANSAL) ELABORADO EM 2008
8
Resultados obtidos nos TLDs
o Produção constante
o Bom comportamento dos reservatórios
o Boa comunicação lateral
o Sem problemas de garantia de escoamento
o Restrição por limitação de queima de gás
TESTES DE LONGA DURAÇÃO NO PRÉ-SAL
Já foram realizados 6 Testes de Longa Duração, sendo que 4 destes continuam em andamento.
9
OTIMIZAÇÃO EM POÇOS NO PRÉ-SAL DE SANTOS
o Desde o início das atividades no pré-sal da Bacia de Santos, o tempo de perfuração apresenta tendência deredução, levando a uma redução de Capex.
* Poços ordenados por tempo de perfuração.
10
20
70
120
170
220
1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11
PMR EUA PMR Petrobras
R$/bbl
o A volatilidade do preço do petróleo no trimestre (Brent foi de US$ 86,48 no 4T10 para US$ 104,97 no 1T11) afetada,principalmente, por fatores geopolíticos no norte da África e Oriente Médio.
PREÇOS DE REALIZAÇÃO
94
747370
32
49
6472
80
105
86
7778
44
5968
75 76
20
40
60
80
100
120
1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11
Preço Petróleo Petrobras (média) Brent (US$/bbl)
US$/bbl
Média 1T2011PMR Petrobras: 163,58PMR EUA: 180,54
Média 2010PMR Petrobras: 158,26PMR EUA: 150,67
11
175,30
147,02
134,51
137,23140,16
CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL
16,95
26,87
17,54
26,37
18,46
24,26
17,34
26,13
19,00
31,66
1T10 2T10 3T10 4T10 1T11
50,66
43,82 43,9142,72
43,47
104,97
86,48
76,8678,30
76,24
9,40
14,33
9,79
14,71
10,6
14,07
10,29
15,29
11,38
19,10
1T10 2T10 3T10 4T10 1T11
30,48
23,7324,50 24,67 25,58
o No comparativo 1T11 vs. 4T10:
o O indicador aumentou em função de maiores gastos com intervenções em poços e manutenção preventiva;
o Maiores participações governamentais devido ao acréscimo do preço de referência do petróleo.
R$/barril US$/barril
Custo de ExtraçãoBrent Part. Governam.
12
733 841 796
410414 439
203219
505578 525
208
1T10 4T10 1T11
Derivados Gás Natural
VENDA DE DERIVADOS E GÁS NATURAL NO MERCADO INTERNO
Mil
bar
ris/
dia
1.8512.052 1.968
Diesel
Gasolina
GLP
Outros
o A venda de derivados no mercado interno cresceu 6% no comparativo entre 1T11 vs 1T10, em razão doaquecimento da economia brasileira e pelo aumento da renda;
o Destaque para o aumento de 18% das vendas de QAV entre o 1T10 e o 1T11;
o Na comparação entre 1T10 vs 1T11, a venda de gás natural teve um aumento de 13%, principalmente emfunção do crescimento industrial.
Mil
bar
ris/
dia
227 238 245
46125
30
1T10 4T10 1T11
257
363
291Térmico
Não térmico
13
RESULTADOS OPERACIONAIS - REFINO BRASIL
Mil barris/dia Mil barris/dia %
Carga Fresca Processada Produção de Derivados FUT e Óleo Nacional na Carga
(*) O FUT atingiu 92,1% em março/2011
(*)
682 727
7392
353390
239244
418424
0
300
600
900
1.200
1.500
1.800
2.100
1T10 1T11
Diesel QAV
Gasolina Óleo Combustível
Outros
6,5%
6,4%
1.7651.877
1.3971.520
341
332
1.738
1.852
-
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2.000
1T10 1T11
Carga Fresca Processada de Petróleo Importado
Carga Fresca Processada de Petróleo Nacional
86,2
89,8
80,482,1
60
65
70
75
80
85
90
95
100
1T10 1T11
Fator de Utilização do Refino - Brasil
Petróleo Nacional na Carga FrescaProcessada - Brasil
o Maior carga processada no 1T11 em função de paradas programadas no 1T10. Revamps e obras de expansão ao longodo ano 2010 também contribuíram para a maior carga processada no 1T11.
14
LUCRO OPERACIONAL 1T11 vs 4T10 (CONSOLIDADO)
o Variação positiva no CPV devido ao efeito positivo dos estoques formados a menores preços no 4T10 (R$1,2 bilhão);
o Redução de despesas por menores custos exploratórios (+ R$ 425 milhões) e menores despesas de vendasgerais e administrativas (+210 milhões).
4T10Lucro Operacional
Receitade Vendas
CPV Despesas 1T11Lucro Operacional
Outras despesas
10.77312.536
3081.016 (188)627
(R$ Milhões)
15
1T11Lucro
Líquido
4T10Lucro
Líquido
Impostos Lucro atribuível aos não Control.
Resultado Financeiro
Participação em Invest.
Lucro Operacional
LUCRO LÍQUIDO 1T11 vs 4T10 (CONSOLIDADO)
o Maior imposto de renda em função do menor benefício fiscal no 1T11 (R$ 754 milhões).
10.602
1.763 96 (1.189)(112)(175) 10.985
(R$ Milhões)
16
o Efeito volume negativo em função das menores vendas/transferências de óleo para o abastecimento;
o Maiores custos de extração e com participações governamentais elevaram o CPV;
o Depreciação, depleção, abandono e amortização (redução de R$ 1,01 por barril) compensaramparcialmente o aumento do custo de extração.
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃOLucro Operacional 1T11 vs 4T10
Efeito Custo Médio no CPV
Efeito Volume no CPV
Despesas Operac.
1T11Lucro Operac.
4T10Lucro Operac.
Efeito Volume na Receita
Efeito Preço na Receita
(R$ Milhões)
(815)(507)(786) 388 14.142
3.983
11.879
17
ABASTECIMENTOLucro Operacional 1T11 vs 4T10
Efeito Volume na Receita
Efeito Volume no CPV
Despesas Operac.
1T11Lucro Operac.
4T10Lucro Operac.
Efeito Custo Médio no CPV
Efeito Preço na Receita
o Efeito preço positivo em função das maiores cotações de petróleo e derivados, especialmente sobre asexportações;
o Realização de estoques de óleo e derivados formados a preços menores no 4T10 impediu um aumento maiordo CPV.
(R$ Milhões)
1.508
2.676
1.466 43
(4.690)
(1.497)
(494)
18
GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO(1T11 vs 4T10)
Gás &
En
erg
iaIn
tern
acio
nal
Dis
trib
uiç
ão
VS.
FPSO Campo de Akpo
o Maiores preços médios de comercialização do gás natural, simultaneamenteà redução dos custos de aquisição/transferência do gás nacional;
o Menores volumes de importação e consumo de GNL;
o Ganhos nas margens de comercialização de energia elétrica (redução docusto médio de aquisição no mercado spot).
o Maior lucro decorrente do maior preço das commodities;
o Menores despesas exploratórias e baixas de poços no trimestre tambémcontribuíram para o melhor resultado.
o Aumento de 6% nas margens de comercialização e redução com despesascomerciais com serviços;
o O aumento acima foi compensado pela redução de 7% no volume vendido noperíodo.
41 %Lucro Operacional: R$ 745 R$ 529
1T11 4T10
VS.
Lucro Operacional: R$ 903 R$ 272
1T11 4T10
VS.
Lucro Operacional: R$ 559 R$ 443
1T11 4T10
232 %
26 %
(R$ Milhões)
19
INVESTIMENTOS 1T2011 vs 1T2010
R$ 17,8 bilhões
1T2010 R$ 15,9 bilhões
1T2011
E&P*7,2
G&E* - 1,0
Abast*6,0
Inter - 0,9
Outros* 0,8
(R$ bilhões)
E&P*7,9
G&E* - 2,4
Abast*5,4
Inter - 1,5
Outros 0,6
(R$ bilhões)
*Inclui Projetos desenvolvidos por SPEs
o E&P: Redução do investimento em função da menor atividade exploratória no comparativo 1T11/1T10;
o Abastecimento: Continuidade de investimentos para a melhoria de qualidade dos derivados (37%),expansão do parque de refino (33%) e outros (30%);
o G&E: fase complementar de investimentos, dado o montante investido nos anos anteriores eminfraestrutura.
20
o No comparativo trimestral, o maiorendividamento de longo prazo daCompanhia é explicado pela emissãode US$ 6 bilhões em Bonds;
o Nível de alavancagem manteve-seestável no comparativo com otrimestre anterior.
ENDIVIDAMENTO
R$ Bilhões 31/03/11 31/12/10
Endividamento de Curto Prazo 16,6 15,7
Endividamento de Longo Prazo 112,4 102,2
Endividamento Total 129,0 117,9
Disponibilidades 43,3 30,3
Títulos federais (vencimento superior a 90 dias)
19,6 25,5
Disponibilidades ajustadas 62,9 55,8
Endividamento Líquido 66,1 62,1
Dívida líquida/Ebitda 1,03X 1,03X
US$ Bilhões 31/03/11 31/12/10
Endividamento Líquido 40,6 37,3
17%17%16%32%
34%
1.35 1.031.030.941.52
-1-0.5
00.5
11.5
22.5
33.5
44.5
55.5
6
1T10 2T10 3T10 4T10 1T11
-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%40%
Endiv. Líq/Cap. Liq Dívida Líquida/Ebitda