1T13 - Petrobras - Relacionamento com Investidor

DIVULGAÇÃO DE
RESULTADOS
1º trimestre de 2013
Teleconferência/Webcast
29 de Abril de 2013
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
2013 em diante são estimativas ou metas.
Aviso aos Investidores Norte-Americanos:
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.
2
Destaques no Trimestre
Elevada geração de caixa
Resultados
» Lucro Líquido de R$ 7.693 milhões, Lucro Operacional de R$ 9.849 milhões e EBITDA de R$ 16.231 milhões.
» Indicador Dívida Líquida/Ebitda encerrou o 1T13 em 2,32x, abaixo da meta de 2,5x.
» Como previsto, produção de óleo no Brasil de 1.910 mbpd (-4% vs. 4T12)
» Produção doméstica de gás natural de 400 mboed (+1% vs. 4T12).
» Produção do pré-sal das Bacias de Santos e Campos atingiu 311 mbpd em 17/abr (Parcela Petrobras: 256 mbpd).
» Início da produção dos FPSOs:
Exploração
& Produção
» Cid. de São Paulo (120 mbpd) em 05/jan. Produção Petrobras (45%) 25/abr: 11,3 mbpd com 1 poço. Pico
esperado em 1S14.
» Cid. de Itajaí (80 mbpd) em 16/fev. Produção Petrobras (100%) 25/abr: 24,1 mbpd com 2 poços. Pico esperado
em 2S13.
» Cid. de Paraty (120 mbpd) já se encontra em processo de ancoragem na locação. Pico esperado em 2S14.
» Até o final do ano está prevista a entrada de outras 4 novas plataformas com capacidade total de 500 mbpd.
» Contratação de 2 novos FPSOs para Lula Alto e Lula Central, no Campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos.
» Novas descobertas: Sul de Tupi e Florim em áreas da Cessão Onerosa; Sagitário no pré-sal da Bacia de Santos e
Mandarim, no pós-sal do campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos.
Abastecimento
» Recorde diário de processamento de óleo nas refinarias em 07/abr: 2.149 milhões de barris.
» No 1T13, 2 reajustes dos preços no diesel, totalizando +10,7%, e 1 na gasolina de +6,6%.
Gás &
Energia
» Atendimento à demanda de gás natural de 88 milhões m3/d.
» Geração de energia de 5.120 MW médios nas usinas termelétricas próprias.
Gestão
» PROCOP: Resultados globais de jan-mar/13 acima do previsto, resultando em economia de R$ 1,3 bilhão.
» PROEF: Ganhos de 34 mbpd na produção de óleo e LGN no 1T13.
33
Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil
Paradas programadas na Bacia de Campos impactaram a produção do trimestre
Conforme previsto, a produção de Óleo e LGN da Petrobras no 1T13 foi menor que a do 4T12: queda de 4%, atingindo 1.910
mbpd. Mantida a meta do ano, cuja produção deve ficar estável em relação a 2012.
Mil bpd
2.300
2012
2013
1T12
Média 2.066
2.250
2.200
4T12
Média 1.980
1T13
Média 1.910
2.150 2.110
2.098
2.100
2.050
2.032
1.993
2.000
1.989
1.961
1.960
1.950
1.968
1.940
1.900
1.965
1.940
1.928
1.920
1.843
1.846
1.850
50
jan-12
fev-12
mar-12
abr-12
mai-12
jun-12
jul-12
ago-12
set-12
out-12
nov-12
dez-12
jan-13
fev-13
mar-13
» Redução de 4% da produção no 1T13 vs 4T12 (-70 mil bpd) em função, principalmente, de:
» Paradas programadas: -23 mbpd
» Finalização de SPAs e TLDs (SS-11, P-34 e Oliva): -36 mbpd
» Declínio natural de produção (10-11% a.a.) e problemas operacionais diversos: -11 mbpd
» A meta de produção para o ano de 2013 está mantida. A produção crescerá de forma sustentada a partir de julho com a
redução das paradas programadas e o ramp-up das novas unidades de produção.
4
PROEF UO-BC: Programa de Aumento da Eficiência Operacional
Produção de óleo e LGN no 1T13: ganho de 14 mbpd
Média 1T13
Produção de Óleo + LGN
(mbpd)
Expectativas para 2013
Eficiência Operacional (%)
Produção de Óleo + LGN
(mbpd)
Eficiência Operacional (%)
+7,4 p.p.
+36 mbpd
+ 14 mbpd
404
Sem
PROEF
+5,9 p.p.
418
69,8
Com
PROEF
Sem
PROEF
431
75,7
76,4
69,0
395
Com
PROEF
Sem
PROEF
Com
PROEF
Sem
PROEF
Com
PROEF
» Desde o início do PROEF em Abril/2012 a eficiência operacional na UO-BC aumentou de 66% para 74% em Março/2013.
» O resultado do PROEF foi menor no 1T13 devido à maior concentração de paradas programadas com o intuito de melhorar a
eficiência operacional futura.
» PROEF UO-BC: Dispêndios totais de US$ 1 bilhão até fev/13. VPL de US$ 542 milhões.
PROEF UO-RIO
» Ganho de 20 mbpd no 1T13 com eficiência média de 91%.
» A expectativa de ganhos com o PROEF UO-RIO para o ano de 2013 é de 26 mbpd.
5
Custo de Extração
Queda na produção afetou Custo Unitário de Extração no 1T13
R$/Barril
61,60
39,03
64,87
38,48
69,47
67,87
67,08
38,68
39,54
37,59
22,57
26,39
30,79
28,33
29,49
1T12
2T12
3T12
4T12
1T13
Custo de Extração
Participações Governamentais
» O custo total de extração foi marginalmente menor, com queda de 1% com relação ao 4T12.
» Contudo, houve uma elevação no custo unitário de extração no 1T13 devido, principalmente, à queda da produção de
petróleo, como consequência do aumento das paradas de manutenção.
» A redução das participações governamentais se deve a menor produção, com destaque para os campos onde há incidência de
participação especial.
6
Despesas com Prospecção e Perfuração: Brasil
18 Poços Baixados em 1T13: Nenhum no Pré-Sal
Despesas com prospecção e perfuração no 1T13 foram inferiores às realizadas no 4T12.
2011
R$ 3.643 MM
2012
81
Poços
R$ 7.058 MM
R$ milhão
3.000
41
Poços
2.500
1.728
2.000
1.000
R$ 1.237 MM
18
Poços
3.294
3.500
1.500
1T13
97
Poços
859
1.238
943
603
1.116
921
21
Poços
16
Poços
500
19
Poços
1.237
18
Poços
0
1T11
2T11
3T11
4T11
1T12
2T12
3T12
4T12
1T13
Geologia, Geofísica, Poços Secos e Não Econômicos
2013
1T13
Evento Gerador da Baixa
 7 Poços Secos
 6 Efetivamente Secos
 1 Acidente Mecânico
 8 Poços Subcomerciais
 3 Projetos Cancelados
Área Exploratória
 4 Marítimos
 4 Pós-sal
 0 Pré-sal
 11 Terrestres
 3 Projetos Cancelados
» Expectativa de despesas de poços secos e/ou
subcomerciais para o ano de 2013 em patamar
inferior ao verificado em 2012.
7
Produção Nacional de Derivados
Recordes de processamento de petróleo: 2.149 mbpd (07-abr), 2.137 (30-mar) e 2.125 (03-mar)
Produção de Derivados
Custo de Refino
(R$/barril)
(mil bpd)
(mil bpd)
+10%
+6%
181
224
141
95
114
140
288
93
86
6,24
6,24
2.000
93%
1.884
350
98
2.083
360
337
90
80
70
50
1.000
1.633
1.722
40
30
20
500
839
785
1.970
100
60
1.534
757
98%
97%
1.500
113
453
441
431
140
2.500
6,98
6,98
197
201
264
6,60
6,60
2.127
2.010
1.942
Carga Processada e Utilização
10
0
0
1T13
1T12
4T12
Diesel
Gasolina
GLP
QAV
OC
Outros
Nafta
1T12
4T12
1T13
1T12
Utilização da Capac.
Nominal (%)
4T12
Petróleo Imp.
1T13
Petróleo Nac.
» Aumento de 6% (117 mbpd) na produção de derivados em relação ao 4T12, especialmente diesel, em função da maior
utilização de destilação, coque e HDT na REVAP e REPAR, e retomada das operações na destilação da REFAP.
» Redução de 11% no Custo de Refino devido aos menores gastos com manutenção de rotina, além do aumento da carga
fresca processada.
8
Vendas de Derivados no Brasil
Crescimento de 7% nas vendas em comparação com o 1T12
Em relação ao 4T12, houve redução de 3% nas vendas de derivados no mercado interno em função, principalmente, da
sazonalidade do Diesel e da Gasolina, parcialmente compensada pelo aumento nas vendas de Nafta e Óleo Combustível.
1T13 x 4T12
Vendas de Derivados – Brasil
» Diesel (-7%): Menor demanda no 1T13 devido à menor atividade industrial
+7%
-3%
2.313
2.168
202
196
191
106
156
106
75
173
Mil bbl/d
e agrícola do período (sazonalidade). Parte da redução foi compensada
2.391
108
105
180
223
pela maior demanda termelétrica.
118
» Gasolina (-5%): Redução devido à sazonalidade das vendas no 4T12
devido ao período de férias.
213
214
610
1T13 x 1T12
580
545
» Diesel (+7%): Crescimento da economia e do consumo das térmicas, além
do aumento na colheita da safra de grãos de verão (milho e soja).
986
864
921
» Gasolina (+6%): Aumento do consumo das famílias e crescimento da frota
de veículos, além da vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol
1T12
4T12
1T13
Diesel
Gasolina
GLP
QAV
OC
Outros*
na maioria dos estados.
Nafta
(*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários.
9
Preço dos Derivados - Brasil vs Internacional
Reajustes de preços nos últimos 10 meses: +21,9% no diesel e +14,9% na gasolina
1T13: 2 reajustes dos preços no diesel, totalizando +10,7%, e 1 na gasolina de +6,6%. Esses aumentos
almejam a convergência para os preços internacionais.
Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**
2012
2011
2013
∆ Câmbio: 10%
260
Câmbio: R$ 2,01/US$
Câmbio: R$ 1,82/US$
240
Preços (R$/bbl)
220
Preço Médio de Venda
Golfo Americano
200
180
160
16/Jul
25/Jun
Reajuste:
Reajustes:
Diesel: 6%
Gasolina: 7,83%
Diesel: 3,94%
01/Nov
Reajustes:
Gasolina: 10%
Diesel: 2%
Preço Médio de Venda Brasil
140
05/Mar
30/Jan Reajuste:
Reajustes: Diesel: 5,0%
Gasolina: 6,6%
Diesel: 5,4%
120
* Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível).
** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima.
mar/13
fev/13
jan/13
dez/12
nov/12
out/12
set/12
ago/12
jul/12
jun/12
mai/12
abr/12
mar/12
fev/12
jan/12
dez/11
nov/11
out/11
set/11
ago/11
jul/11
jun/11
mai/11
abr/11
mar/11
fev/11
jan/11
100
10
Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados
Maior importação de petróleo minimizando a necessidade de derivados importados
A piora no saldo líquido da balança no 1T13 é em função, principalmente, de maiores importações de petróleo devido à
maior carga processada nas refinarias, e da menor produção de óleo.
Exportação
Importação
+13%
-43%
+7%
764
714
+8%
mbpd
497
182
35
1T12
Saldo Líquido
377
406
236
215
112
4T12
29
155
358
36
1T13
806
301
860
484
206
+794%
167
88
151
168
136
139
1T12
4T12
1T13
-189
131
188
52
-50
Petróleo
OC
Outros Derivados
Diesel
Gasolina
Derivados
1T12
+6%
-65
-269
-364
-185
-429
-454
4T12
1T13
» Menores exportações de petróleo devido à menor produção do E&P e aumento da carga processada nas refinarias, o que também
justificou a elevação das importações de petróleo leve, principalmente.
» As importações de gasolina e diesel diminuíram por causa do aumento de sua produção nas refinarias.
» A exportação de derivados aumentou, principalmente a de óleo combustível, devido à menor demanda das térmicas desde o início
de 2013.
11
Oferta e Demanda de Gás Natural
Demanda termelétrica elevada
OFERTA
milhão m³/dia
DEMANDA
+39%
+39%
-1%
Não-Térmico
Térmico
39,9
Abast/E&P
Fertilizantes
-2%
89,4
88,0
38,3
37,0
38,6
40,2
12,1
12,5
10,8
25,5 0,9
1T12
4T12
1T13
1T12
63,1
39,3
11,7
63,5
90,2
88,1
43,6
43,3
30,7
30,7
15,9
14,1
4T12
1T13
Nacional
Bolívia
37,1
GNL
» Demanda termelétrica permaneceu elevada e acima do consumo não-termelétrico no decorrer do 1T13 em função do maior
despacho termelétrico, dada a afluência abaixo da média histórica.
» Menor necessidade na utilização de GNL no 1T13 frente ao 4T12, em decorrência das reduções na demanda não-termelétrica
e do consumo interno.
» A geração termelétrica se manteve acima do patamar de 5 GW.
12
PROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Mar/13
Realização acima do previsto. Pontos de Atenção Endereçados
Meta 2013: R$ 3,8 bilhões
100%
Jan-Mar/13
Redução de Custos Prevista: R$ 646 milhões (17%)
Redução de Custos Realizada: R$ 1.260 milhões (33%)
90%
Execução operacional (%)
100%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Produção Produção
Onshore Offshore
Intervenção
em Poços
Serviços
de Apoio
Comercialização
Refino
Exploração & Produção
Planejado
Realização conforme planejado ou superior
Pontos de atenção que podem comprometer o alcance da meta anual
Risco elevado de não realização da meta anual
Logística de
Óleo e Derivados
Abastecimento
Gestão
TIC
Logística
SMES
Administração
de GN
Adm.
Predial,
e Apoio
Fertilizantes Suprimentos Viagens e
e Estoque Hospedagens
Gás & Energia
Corporativa
& Serviços
Engenharia,
Tecnologia
& Materiais
Transpetro
Lucro Operacional - 4T12 vs 1T13
Melhores preços e queda no CPV
(870)
4T12
Lucro Operacional
Receita de Vendas
210
CPV
Despesas de Vendas,
Gerais e Adm.
9.849
Demais Despesas
1T13
Lucro Operacional
R$ milhões
5.739
3.164
1.606
» Houve uma redução na Receita de Vendas em função, principalmente, dos menores volumes de derivados
comercializados no mercado interno.
» A redução do CPV é explicada pela menor participação de derivados importados no mix de vendas, como
resultado da maior eficiência operacional do Refino e pela queda no consumo de derivados.
» As menores despesas são explicadas pelas menores baixas de poços secos e a ausência de impairment.
14
Lucro Líquido - 4T12 vs 1T13
Estável em relação ao trimestre anterior
4.110
(1.398)
(26)
7.747
R$ milhões
7.693
4T12
Lucro Líquido
Lucro Operacional
Resultado
Financeiro
Participações em
Investimentos
( 2.618)
(122)
Impostos
Lucro Atrib. aos não
Controladores
1T13
Lucro Líquido
» O Lucro Líquido permaneceu estável uma vez que o aumento do Lucro Operacional foi
compensado pelo menor Resultado Financeiro e pela maior tributação sobre o lucro, ocorrida
devido à ausência de benefício fiscal gerado pelo provisionamento de juros sobre capital
próprio de R$ 2,1 bilhões no 4T12.
15
Exploração & Produção - 4T12 vs 1T13
Conforme antecipado, menor produção no período
17.474
(277)
1.388
(1.146)
R$ milhões
(2.976)
15.084
621
4T12
Resultado
Operacional
Efeito Preço na
Receita
Efeito Volume na Efeito Custo Médio Efeito Volume no
Receita
no CPV
CPV
Despesas
Operacionais
1T13
Resultado
Operacional
» O resultado operacional da área de E&P foi impactado negativamente pela menor produção de óleo no
Brasil (-4%).
» O preço do petróleo comercializado foi ligeiramente inferior.
» A redução nas Despesas Operacionais se deve, principalmente, à menor baixa de poços secos.
16
Abastecimento - 4T12 vs 1T13
Melhores preços de venda de derivados
R$ milhões
4T12
Resultado
Operacional
Efeito Preço na
Receita
Efeito Volume na Efeito Custo Médio Efeito Volume no
Receita
no CPV
CPV
Despesas
Operacionais
1T13
Resultado
Operacional
(330)
(6.537)
3.378
1.651
(8.715)
(2.440)
(81)
» A melhora do resultado operacional da área de Abastecimento é explicada pelos aumentos de
preços de diesel e gasolina e pela menor participação de derivados importados no mix de
vendas, efeito do aumento da carga fresca processada nas refinarias e à queda sazonal no
consumo de derivados.
17
Destaques dos Segmentos – Lucro Líquido: 4T12 vs 1T13
Exploração e Produção
R$ 11,5 Bi vs R$ 10,0 Bi
 menor volume de produção de petróleo e LGN no Brasil
 menor baixa de poços secos ou subcomerciais
 menor custo de extração total
Gás & Energia
R$ 0,5 Bi vs R$ 0,9 Bi
 maior receita de geração em função do PLD
 manutenção do patamar de volume disponibilizado de gás
nacional
 maior custo de aquisição de GNL no mercado
internacional, apesar do menor volume consumido
Internacional
Abastecimento
R$ -0,6 Bi vs R$ 0,7 Bi
R$ -5,7 Bi vs R$ -4,2 Bi
 maior volume de vendas, principalmente de derivados (de
182 para 195 mbpd), e de produção de óleo e LGN (de
133 para 143 mbpd)
 impairment de R$ 487 milhões no 4T12, sendo R$ 464
milhões referentes à refinaria de Pasadena, nos EUA
 baixas dos poços secos Ogonga (Bloco 26 Angola),
Kabeljou (Namíbia), Mapalé e Katmandu (Colômbia),
totalizando R$ 243 milhões no 4T12. No 1T13 foram
baixados apenas valores residuais (R$ 3 milhões)
 menores perdas contábeis por provisão de
desvalorização de estoques principalmente nos EUA (R$
52 milhões no 1T13 contra R$ 231 milhões no 4T12)
 elevação dos preços de diesel e de gasolina
 menor participação de derivados importados no mix de
vendas decorrente da menor demanda do mercado
doméstico
 maior produção de derivados com manutenção do perfil
de rendimento (diesel e gasolina)
18
Investimentos
Acompanhamento da Evolução Física e Financeira – Curvas S
Investimentos de R$ 19,8 bilhões no 1T13, 10% superior ao 1T12.
Investimentos: 1T12 x 1T13
Investimentos 1T13 por área de negócio
+10%
18,0
1%
1%
19,8
5%
0%
4%
E&P
Abastecimento
54%
R$ Bilhão
35%
R$ 6,9 bi
35%
Internacional
R$ 10,7 bi
54%
G&E
Corporativo
Distribuição
Biocombustíveis
1T12
1T13
Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 160 projetos (Curvas S):
realização física média de 98,9% e financeira de 97,8%.
19
Endividamento
Endividamento Líquido estável
Endividamento Líquido/EBITDA
Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida
5,0
4,0
24%
28%
24%
31%
28%
1
40%
31%
30%
20%
3,0
2,0
1,0
2,46
1,66
2,77 2
2,42
10%
2,32
1,61
2
0%
-10%
0,0
-20%
4T11
1T12
R$ Bilhões
2T12
31/03/13
3T12
4T12
1T13
31/12/12
Endividamento de Curto Prazo
14,6
15,3
Endividamento de Longo Prazo
182,4
181,0
» O indicador Dívida Líquida/Ebitda recuou para 2,32
Endividamento Total
196,9
196,3
em função da maior geração operacional de caixa no
46,3
48,5
150,7
147,8
74,8
72,3
(-) Disponibilidades ajustadas 3
= Endividamento Líquido
1T13.
US$ Bilhões
Endividamento Líquido
1)
2)
3)
Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)
Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos)
Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias
20
DIVULGAÇÃO DE
RESULTADOS
Informações:
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