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Webcast sobre os Resultados do 3º trimestre de 2013, 28 de outubro de 2013.

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    Webcast 3T13 Webcast 3T13 Presentation Transcript

    • DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 3º trimestre de 2013 Teleconferência/Webcast 28 de Outubro de 2013 1
    • 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
    • Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Conforme antecipado, produção do 3T13 em linha com a do 2T13 2012 2013 FPSO Cid. São Paulo 3T12 Média 1.904 Mil bpd (Sapinhoá) 5/Jan 2T13 Média 1.931 3T13 Média 1.924 2.300 2.250 FPSO Cidade de Itajaí (Baúna) 2.200 2.150 2.100 2.050 2.000 1.950 1.900 2.110 FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE) 6/Jun 16/Fev FPSO Cid. De Anchieta 2.098 (Baleia Azul) 10/set 2.032 1.993 1.961 1.989 1.960 1.968 1.940 1.928 1.940 1.843 1.965 1.979 1.920 1.924 1.892 1.846 1.979 1.908 1.888 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 abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13 » Produção no mesmo patamar do realizado no 2T13. » No mês de setembro, a produção foi 3,7% superior ao verificado nos mês de agosto, decorrência da menor intensidade das paradas programadas e incorporação de novos poços produtores. » Custo de extração aumentou 9,7% (de R$ 31,25/boe no 2T13 para R$ 34,28/boe no 3T13) decorrente da variação cambial, do Acordo Coletivo de Trabalho, da entrada em produção do FPSO Rio das Ostras (TLD Espadarte) e do maior tempo de operação do FPSO Cid.de Paraty. » Lucro Líquido da área de E&P: R$ 11,6 bilhões no 3T13 x R$ 8,9 bilhões no 2T13, em função, principalmente, dos maiores preços do petróleo. 3
    • Produção 2013 – Óleo e LGN no Brasil Conclusão de 6 novas unidades no 4T13 2012 2013 FPSO Cid. São Paulo 3T12 Média 1.904 Mil bpd (Sapinhoá) 5/Jan 2T13 Média 1.931 3T13 Média 1.924 4T13 P-63 (Papa-Terra) 2.300 2.250 FPSO Cidade de Itajaí (Baúna) 2.200 2.150 2.100 2.050 2.000 1.950 1.900 (Piloto de Lula NE) 6/Jun 16/Fev 2.110 P-58 (Parque das Baleias) FPSO Cid. Paraty FPSO Cid. De Anchieta 2.098 (Baleia Azul) P-55 (Roncador) 10/set 2.032 1.993 1.961 1.989 1.960 1.968 1.940 1.928 1.940 1.843 1.965 1.979 1.920 1.924 1.892 1.846 1.979 1.908 P-61 (Papa-Terra) 1.888 1.850 TAD (Papa-Terra) P-62 (Roncador) 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 abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13 » A produção do 2º semestre de 2013 ficará abaixo do previsto pelas seguintes razões:  P-63 / Papa-Terra: Identificação tardia de corais ocasionou alteração do arranjo submarino;  FPSO Cidade de São Paulo / Sapinhoá: atraso da empresa Subsea 7 na fabricação, entrega e instalação dos Sistemas de Coleta Desacoplado (boiões); e  Limitação de navios PLSVs em decorrência da dificuldade de contratação no Brasil entre 2010 e 2011, impactando o ritmo de interligação de poços. » Os reservatórios dos campos em produção vem desempenhando melhor que o previsto. O declínio natural observado durante os últimos 12 meses foi abaixo do intervalo esperado de 10-11%. » A conclusão de 6 novas unidades no 4T13 contribuirá para o crescimento sustentado da produção em 2014. 4
    • PROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional Ganho de 65 mbpd no 3T13, eficiência de 75% na UO-BC e de 92% na UO-RIO UO-BC: 3T13 Produção de Óleo + LGN (mbpd) UO-RIO: 3T13 Eficiência Operacional (%) Produção de Óleo + LGN (mbpd) Eficiência Operacional (%) +8,0 p.p. 357 Sem PROEF +1,2 p.p. +32 mbpd +33mbpd 390 66,9 Com PROEF Sem PROEF 74,9 840 Com PROEF 872 91,2 92,4 Sem PROEF Com PROEF Sem PROEF Com PROEF  Dispêndios totais de US$ 1,338 bilhão até ago/13.  Dispêndios totais de US$ 3,2 milhões até ago/13.  VPL de US$ 662 milhões; foco na recuperação de poços e sistemas submarinos.  VPL de US$ 804 milhões; foco na gestão, melhoria de integridade e otimização na utilização de recursos.  Ganho de 33 mbpd no trimestre.  Ganho de 32 mbpd no trimestre. 5
    • Resultado do Leilão de Libra Desenvolvimento com parceiros que possuem reconhecida experiência, habilidades e robustez financeira Parcela do Óleo-Lucro para a União no valor mínimo estabelecido no Edital: 41,65%. CONSÓRCIO Albacora Petrobras (40%) Shell Brasil (20%) Total (20%) CNPC (10%) CNOOC (10%) Roncador Marlim Leste Marlim Libra Área Aproximada 1.549 km² Limites Estaduais Batimetria Bacia Sedimentar Área do Pré-Sal Polígono do Prospecto de Libra Petrobras + Parceiros Pré-Sal Petrobras + Parceiros Pós-Sal Petrobras Pré-Sal Petrobras Pós-Sal Gasodutos - Rota 1 Gasodutos – Rota 2 Gasodutos – Rota 3 Gasodutos 6 6
    • Produção Nacional de Derivados Recorde mensal de processamento em Jul/13 e na produção de Diesel e Gasolina em Ago/13 Produção de Derivados Carga Processada e Utilização Custo de Refino (mil bpd) (R$/barril) (mil bpd) +5% 0% 144 146 100 88 501 +2,1% 92 108 439 802 855 3T12 +1,1% 2T13 134 QAV GLP OC Nafta Gasolina 2.102 2.072 436 382 1.666 1.690 2T13 3T13 97% 1.974 94 74 364 +5% 7,07 +17% 7,45 6,37 512 864 3T13 Outros 96% 3T12 2.128 211 239 99% 1.611 2.026 213 228 2.138 203 245 Diesel Utilização da Capac. Nominal Petróleo Imp. 3T12 2T13 3T13 Petróleo Nac. » Produção de derivados estável em relação ao 2T13, com maior produção de diesel e gasolina. » Apesar da menor carga fresca processada, devido ao impacto das paradas na REDUC, REVAP e REGAP no 3T13, processamos maior volume de petróleo nacional. » Custo de Refino em reais aumentou em função, principalmente, do aumento dos gastos com pessoal referentes ao Acordo Coletivo de Trabalho. 7
    • Vendas de Derivados no Brasil Crescimento de 2% no 3T13 em relação ao 2T13. Consumo recorde de Diesel Vendas de Derivados – Brasil 3T13 x 2T13 +3% +2% Mil bbl/d Outros * OC QAV Nafta GLP Gasolina 2.350 2.372 2.422 212 201 210 169 78 106 170 232 569 583 103 104 984 978 2T13 172 71 108 243 233 3T12 Diesel  Diesel: (+5%): Sazonalidade do consumo de óleo diesel, mais alta no 3º trimestre por causa do plantio da safra de grãos de verão e da atividade industrial. +1% +5% 587 1.031 3T13 (*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários.  Gasolina: (+1%): Aumento da frota de veículos leves no Brasil.  Óleo Combustível: (-31%): emergenciais frente ao 2T13. Menores entregas para térmicas 3T13 x 3T12  Diesel: (+5%): Maior consumo devido o crescimento da economia (especialmente varejo) e aumento da safra de cana-de-açúcar e da safrinha de milho.  Gasolina: (+3%): Crescimento da frota de veículos flex associado à vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol em diversos estados levaram ao aumento no consumo do derivado. 8
    • Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados Maior importação de diesel contribuiu para a redução do saldo líquido da balança comercial Exportação Importação Saldo Líquido +0% -27% +17% 822 +12% mbpd 551 148 28 3T12 402 162 159 206 2T13 Petróleo 334 385 359 375 OC 38 827 708 166 447 190 84 29 3T13 Outros Derivados 163 180 3T12 2T13 Diesel Gasolina 68 13 +55% 238 28 +22% 227 3T13 3T12 -262 -9 -271 3T12 -127 2T13 -284 -349 2T13 3T13 -64 -297 -425 3T13 3T13 x 2T13 » Maior importação de Diesel para atendimento do crescimento sazonal do plantio e da atividade industrial. » Maior exportação de petróleo devido à maior disponibilidade gerada pelo consumo de estoque formado no 2T13 associado à ocorrência de paradas programadas em refinarias no 3T13. » Lucro Líquido da área de Abastecimento: -R$ 5,5 bilhões no 3T13 x -R$ 2,5 bilhões no 2T13, em função da maior defasagem dos preços associada ao maior volume de importação de derivados, principalmente diesel, e do maior preço de aquisição de petróleo. 9
    • Comparação entre Preço Doméstico e Internacional Desvalorização cambial e elevação do Brent aumentaram a defasagem dos preços no 3T13 Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano** 1.100 Preço Médio de Vendas Golfo Americano 1.000 900 800 Perdas de Resultado 210 700 06/Mar 600 30/Jan 180 Preço Médio de Venda Brasil 16/Jul 25/Jun 500 Reajustes 400 Reajustes 150 300 200 120 Volumes Importados (Mil bbl / d) Preços (R$/bbl) 240 100 0 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 fev/13 mar/13 abr/13 mai/13 jun/13 Câmbio (R$/US$) Brent (US$/bbl) +13% +0,3% +8% +11% 2,29 2,03 3T12 2T13 102 3T13 3T12 2T13 Importação de Diesel » Aumento da defasagem no 3T13, 110 110 2,07 Importação de Gasolina jul/13 ago/13 set/13 decorrente da depreciação do Real frente ao Dólar (11%) combinado com o aumento do preço do petróleo internacional 3T13 * 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. (+8%, em Dólares). 10
    • Oferta e Demanda de Gás Natural Redução do mercado termelétrico no 3T13 frente ao 2T13 OFERTA DEMANDA milhão m³/dia +18% +18% -6% 89,4 71,0 Não-Termelétrico 40,3 Termelétrico 39,3 18,6 39,3 39,9 Abast/E&P Fertilizantes 11,7 12,2 3T12 -7% 90,1 83,6 71,5 41,4 39,6 37,0 38,0 38,6 32,1 40,2 12,1 3T13 40,9 39,6 Nacional 30,4 11,9 2T13 84,1 24,6 7,3 3T12 30,3 Bolívia 18,3 12,8 GNL 2T13 3T13 » Demanda termelétrica recuou 16%, no comparativo 3T13 vs 2T13, em função da maior afluência nos reservatórios hidrelétricos. A geração termelétrica a GN permaneceu em patamar elevado de 5,7 GWmed no 3T13. » Redução da necessidade de GNL. » Lucro Líquido da área de Gás e Energia: -R$ 0,2 bilhão no 3T13 x R$ 0,6 bilhão no 2T13, principalmente em função do menor volume de geração e do menor preço de energia. 11
    • PROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Jan a Set/13 Realização de R$ 4,8 bilhões, 122% da meta anual de otimização de custos operacionais Meta 2013: R$ 3,9 bilhões Jan-Set/13 Redução de Custos Prevista: R$ 2,8 bilhão (70%) Redução de Custos Realizada: R$ 4,8 bilhões (122%) 280% 260% Execução operacional (%) 240% 220% 200% 180% 160% 140% 120% 100% 100% 80% 60% 40% 20% 0% Produção Produção Onshore Offshore Intervenção Serviços em Poços de Apoio Exploração & Produção Planejado Realização conforme planejado ou superior Comercialização Refino Logística de Óleo e Derivados Abastecimento Logística de GN Administração Fertilizantes e Apoio TIC Cenpes Gestão BR SMES Adm. Predial, PBio Viagens e Suprimentos Hospedagens Liquigás e Estoque Corporativa & Serviços Gás & Energia Pontos de atenção que podem comprometer o alcance da meta anual Risco elevado de não realização da meta anual Engenharia, Tecnologia & Materiais BR, PBio e Liquigás Transpetro 12
    • Destaques do Resultado Financeiro do 3T13 Lucro Operacional EBITDA -36% -39% -9% 3T12 11.107 14.375 18.091 5.494 2T13 3T13 3T12 2T13 -45% R$ milhão -28% R$ milhão R$ milhão -51% 8.600 Lucro Líquido 13.091 3T13 5.567 6.201 3.395 3T12 2T13 3T13 » Lucro Operacional menor no 3T13 em função de: » maiores volumes de importação de diesel, em um quadro de câmbio mais desvalorizado e preços internacionais de petróleo e derivados mais elevados; » maiores despesas com poços secos e subcomerciais; » provisionamento dos gastos com pessoal decorrente da proposta do Acordo Coletivo de Trabalho 2013; » menores ganhos na venda de ativos. » Menor Resultado Operacional levou a uma menor geração de caixa (EBITDA). » Lucro Líquido 45% inferior devido ao menor Lucro Operacional, parcialmente compensado pelo melhor Resultado Financeiro. 13
    • Lucro Operacional - 2T13 vs 3T13 Resultado impactado pelo aumento das importações de derivados, especialmente diesel 4.073 (6.196) 11.107 (2.967) R$ milhões (523) 5.494 2T13 Receita de Vendas Lucro Operacional CPV Despesas de Vendas, Demais Gerais e Adm. Despesas/Receitas 3T13 Lucro Operacional » Aumento na Receita de Vendas devido à maior demanda interna (+1%) e maior volume de petróleo exportado (+27%). » CPV 11% superior ao 2T13, em função principalmente da maior participação dos derivados importados no mix de vendas, especialmente diesel, associado à depreciação cambial (+11%) e à elevação do Brent (+8%). » Demais Despesas/Receitas afetadas pelo provisionamento dos gastos com pessoal (Acordo Coletivo de Trabalho), maiores gastos com baixa de poços secos e subcomerciais e menores ganhos com vendas de ativos. 14
    • Lucro Líquido - 2T13 vs 3T13 Inferior em relação ao trimestre anterior devido ao Resultado Operacional 6.201 (5.613) R$ milhões 842 2.531 2T13 Lucro Líquido Lucro Operacional Resultado Financeiro 103 Participações em Investimentos (669) 3.395 Impostos Lucro Atrib. aos 3T13 não Controladores Lucro Líquido » Queda de 45% no Lucro Líquido em função do menor Lucro Operacional, parcialmente compensado pelo melhor Resultado Financeiro. » Resultado Financeiro beneficiado pela menor depreciação cambial sobre o endividamento líquido. » A redução dos Impostos reflete o menor lucro no período. 15
    • Investimentos e Acompanhamento Físico e Financeiro R$ 25,1 bi no 3T13 e R$ 69,3 bi em 2013 Investimentos acumulados de R$ 69,3 bi de janeiro a setembro de 2013, 16% superiores à 2012. Em dólares, investimentos aumentaram 5%. Investimentos Investimentos 9M13 por área de negócio 1% 1% +16% 69,3 5% 6% 59,8 R$ Bilhão 54% 35% R$ 6,9 bi 32% 9M12 R$ 10,7 bi 55% 9M13 Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 165 projetos (Curvas S): Realizados 97,7% do avanço físico e 97,8% do avanço financeiro planejados. 16
    • Endividamento Aumento do Endividamento Líquido no trimestre Endividamento Líquido/EBITDA 1 5,0 4,0 28% 31% Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida 31% 34% 36% 40% 30% 20% 3,0 2,0 2 2,42 3,05 2,77 2,32 2,57 10% 0% 1,0 -10% 0,0 -20% 3T12 R$ Bilhões 4T12 1T13 30/09/13 2T13 3T13 30/06/13 Endividamento de Curto Prazo 18,2 18,2 Endividamento de Longo Prazo 232,7 230,8 Endividamento Total 250,9 249,0 57,9 72,8 193,0 176,3 86,5 79,6 (-) Disponibilidades ajustadas 3 = Endividamento Líquido » Aumento no Endividamento Líquido no 3T13 em função de menor geração operacional (R$ 14,4 bi) e uso de caixa (R$ 19,6 bi) para a execução dos investimentos. US$ Bilhões Endividamento Líquido 1) 2) 3) Endividamento Líquido / (EBITDA ajustado 9M13/3 x 4). EBITDA ajustado= EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias 17
    • DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS Informações: Relacionamento com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br 18