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  • 1. Divulgação de Resultados 3º trimestre de 2010 (legislação societária) Teleconferência/Webcast Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores 16 de novembro de 2010 1
  • 2. AVISO Estas apresentações podem conter previsões Aviso aos Investidores Norte-Americanos: acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas expectativas dos A SEC somente permite que as companhias administradores da Companhia sobre condições de óleo e gás incluam em seus relatórios futuras da economia, além do setor de atuação, arquivados reservas provadas que a do desempenho e dos resultados financeiros da Companhia tenha comprovado por produção Companhia, dentre outros. Os termos ou testes de formação conclusivos que sejam “antecipa", "acredita", "espera", "prevê", viáveis econômica e legalmente nas "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", condições econômicas e operacionais "deverá", bem como outros termos similares, vigentes. Utilizamos alguns termos nesta visam a identificar tais previsões, as quais, apresentação, tais como descobertas, que as evidentemente, envolvem riscos e incertezas orientações da SEC nos proíbem de usar em previstos ou não pela Companhia e, nossos relatórios arquivados. 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 2010 em diante são estimativas ou metas. 2
  • 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 3
  • 4. DESTAQUES OPERACIONAIS 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 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). 4
  • 5. PRODUÇÃO NACIONAL 9M10 VS 9M09: Elevação nos mercados doméstico e internacional Produção Total (Mil bpd) Produção Nacional +2% 2.513 2.568 +2% 2.279 2.322 234 246 Internacional Nacional 316 327 Gás Natural Petróleo e LGN 2.279 2.322 1.963 1.995 9M 09 9M 10 9M 09 9M 10 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. 5
  • 6. NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO: Expectativa de incremento da capacidade futura Principais Unidades Responsáveis pelo Aumento de Produção Projetos Capacidade 2T10 3T10 FPSO Cidade de Vitória 100 mil bpd 60,9 mil bpd 51 mil bpd (Golfinho) FPSO Capixaba 100 mil bpd 9,7 mil bpd 58 mil bpd Cachalote e Baleia Franca FPSO Espírito Santo 35 mil bpd 28,2 mil bpd 26 mil bpd Parque das Conchas (1) SS-11 (TLD de Tiro) 30 mil bpd 15 mil bpd 17 mil bpd FPSO Frade (2) 30 mil bpd 17 mil bpd 18 mil bpd FPSO Cidade de Santos 35 mil bpd e UTB: 15 mil bpd (Uruguá-Tambaú) e - 25 milhões m3/d Mex.: 1T11 Mexilhão (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%); Total: 185 mil  bpd Novas Unidades Projetos Capacidade Expectativa de Início FPSO Cidade de Angra dos Reis (Tupi) 100 mil bpd Out/2010 TLD Guará 30 mil bpd Dez/2010 P-56 (Marlim Sul) 100 mil bpd Jul/2011 P-57 (Jubarte) 180 mil bpd Dez/2010 6
  • 7. NOVIDADES DO PRÉ-SAL Poços em intervenção**: Bacia de Santos Petrobras o Início da operação do FPSO Cidade de Angra dos Reis em Tupi; ANP ** Perfuração ou completação ou teste. o Aquisição de direito de produzir 5 bilhões boe, em áreas não licitadas do pré-sal; Libra Área Licitada o 5 novos poços a serem concluídos em 2010, totalizando 16 poços neste ano; Cessão Onerosa o 2 novas sondas estão previstas para chegar ainda em 2010, além das 8 em operação; Macunaíma Macunaí Macunaíma Tupi NE o Início do TLD de Guará previsto para o Tupi Oeste Carioca Piloto de fim de novembro (FPSO já no Brasil) NE Tupi IG1 Tupi Tupi Sul Sudoeste o TLD Tupi NE previsto para o 1T11 (FPSO Cidade de São Vicente) 7
  • 8. ABASTECIMENTO Acontecimentos relevantes Inaugurações Revap –Redução da Necessidade de Importações Futuras • 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 Novas Refinarias - Atualização • 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). Abreu e Lima 8
  • 9. LIDERANÇA TECNOLÓGICA E KNOW-HOW DA INDÚSTRIA Expansão do CENPES  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 No parque tecnológico da UFRJ já estão em construção 4  centros de  P&D  de  importantes fornecedores de  Investimentos da Petrobras em equipamentos e serviços: HSE, TI and P&D (2010‐14) • Schlumberger • FMC Technologies US$ 11.4 bilhões • Baker Hughes • Usiminas 29% Outras Companhias com  planos de  desenvolvimento de centros tecnológicos no Brasil: 46% 1.9 • Cameron 0.2 •TenarisConfab • General Electric 0.9 • Vallourec & Mannesman • Halliburton  • IBM • Weatherford 25% • Technip • Wellstream HSE TI P&D 9
  • 10. PREÇOS DE REALIZAÇÃO: Estabilidade dos preços no mercado doméstico US$/bbl 115 120 R$/bbl 101 100 220 Média Média Média 80 75 76 78 77 3T09 2T10 3T10 59 68 170 60 55 152,34 158,60 158,17 44 64 70 73 74 49 72 120 40 152,64 144,47 48 132,87 20 32 70 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 20 1T10 2T10 4T07 1T08 3T10 2T08 3T08 Preço Petróleo Petrobras (média) 4T08 1T09 2T09 3T09 PMR EUA 4T09 1T10 2T10 3T10 Brent (US$/bbl) PMR Petrobras o Preço médio de realização permanece estável. o No comparativo 3T10/2T10, a diferença entre PMR EUA e PMR Petrobras aumentou, devido à menor cotação do petróleo, valorização do Real e estabilidade de preços no Brasil. 10
  • 11. CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL: Acordo Coletivo e paradas para manutenção explicam elevação R$/barril US$/barril 140,2 137,2 76,2 78,3 76,9 74,6 134,5 129,7 127,7 68,3 43,82 43,91 24,74 23,73 24,50 24,67 41,62 43,04 42,72 22,86 26,53 26,87 26,37 24,26 15,23 14,33 14,71 14,07 24,78 13,84 16,84 16,51 16,95 17,54 18,46 9,02 9,51 9,40 9,79 10,60 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 Custo de Extração Part. Gov. Brent (em R$) Custo de Extração Part. Gov. Brent (em US$) No comparativo 3T10/2T10: o Acordo Coletivo de Trabalho (ACT 2010/11) e gastos com materiais (equipamentos para manutenção de plataformas), aliados à queda de 1% na produção, elevaram o custo de extração; o Menores participações governamentais em função da redução no preço do óleo de referência em 4%. 11
  • 12. MERCADO DE DERIVADOS: Atividade econômica impulsiona vendas Produção Vendas Internas Mil barris/dia -1% +11% 1.867 1.807 1.844 1.898 2.033 1.825 Outros 640 637 634 GLP 501 565 507 134 222 221 230 134 128 Gasolina 338 327 374 379 334 342 Diesel 769 802 755 859 702 740 3T09 3T09 2T10 2T10 3T10 3T10 o No comparativo 3T10/3T09, acréscimo de 11% nas vendas de derivados em função de: - Diesel (aumento de 12%): recuperação econômica, aumento da safra agrícola e maior demanda para obras de infra-estrutura; - Gasolina (aumento de 16%): aumento do consumo de gasolina em função da restrição de álcool no início do ano; - Outros (aumento de 9%): principalmente devido a QAV, asfalto e GLP. o No comparativo 3T10/2T10, crescimento na produção de derivados, devido à volta de operação da Replan. 12
  • 13. GÁS E ENERGIA Consolidação dos investimentos Infra-estrutura Flexibilidade Geração Elétrica Gasodutos Fertilizantes Termelétricas Terminais GNL Investimentos em Gás e Energia capacitaram a Petrobras a atender a crescente demanda Geração de Energia Elétrica Brasil Venda de Gás Natural (mil bpd) 7000 +224% (3T10 vs. 2T10) +23% (3T10 vs. 2T10) Brasil: 6.252 MW 6000 360 MW Médio 5000 Gás para a Petrobras 292 Gás para Terceiros 244 4000 3000 2000 1000 3T09 2T10 3T10 0 13 out-09 dez-09 fev-10 abr-10 jun-10 ago-10
  • 14. LUCRO OPERACIONAL 3T10 vs 2T10 1,108 (R$ Milhões) -ACT¨2010/2011: R$ 634 milhões (580) (270) - Barracuda: R$ 486 milhões (1,888) 12,303 - Incentivo Funcionários: R$ 92 milhões 10,673 2T10 Receita Efeito Outros Despesas 3T10 Lucro Operac. Estoque CPV Operacionais Lucro Operacional Líquida (CPV) Operacional 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. 14
  • 15. LUCRO LÍQUIDO 3T10 vs 2T10 (R$ Milhões) 460 (634) 2,598 (523) 8,566 8,295 (1,630) 2T10 Lucro Resultado Participação Lucro atribuível 3T10 (1) Impostos Lucro Líquido Operacional Financeiro em Invest. aos não Lucro Líquido controladores 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. *(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro e da participação em investimentos 15
  • 16. EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO Lucro Operacional 3T10 vs 2T10 (R$ Milhões) 11.572 (930) 1.095 (506) (1.081) 125 10.275 2T10 Efeito Preço Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume Despesas 3T10 Lucro Operac. na Receita Médio no CPV na Receita no CPV Operac. Lucro Operac. 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); 16
  • 17. ABASTECIMENTO Lucro Operacional 3T10 vs 2T10 (R$ Milhões) 474 (365) 2. 497 (211) 1. 714 244 (925) 1T10 Efeito Preço Efeito Custo Efeito Volume Efeito Volume Despesas 2T10 Lucro Operac. na Receita Médio no CPV na Receita no CPV Operac. Lucro Operac. 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). 17
  • 18. GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (3T10 vs 2T10) 3T10 VS. 2T10 Gás & Energia Lucro Operacional: R$ 264 milhões 49 % R$ 522 milhões o Gás Natural: Menor margem unitária compensada parcialmente pelo aumento no volume comercializado META DE ENDIVIDAMENTO: Diminuição das margens despot (PLD) compensado por devido o Energia: à elevação de preço no mercado comercialização de energia maior geração termoelétrica Oferta Pública de Ações melhora indicadores da Cia. 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) Distribuição 3T10 VS. 2T10 Lucro Operacional: 35 % R$ 526 milhões R$ 390 milhões 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 Internacional 3T10 VS. 2T10 Lucro Operacional: R$ 437 milhões R$ 600 milhões 27 % o Gastos exploratórios maiores o Maiores baixas de poços secos ou sem viabilidade econômica (Angola, Nigéria, EUA e Argentina) FPSO Campo de Akpo 18
  • 19. INVESTIMENTOS 9M10 vs 9M09 Investimentos 9M10 Investimentos 9M09 R$ 56,5 bilhões R$ 50,7 bilhões 4,3 6,5 0,5 3,4 0,4 E&P 3,7 0,05 5,6 Abastecimento 5,5 1,1 24,0 Gas e Energia 23,2 1,3 Internacional 4,5 3,8 20,6 Distribuição 6,1 10,1 24,7 Outros 10,6 Investimentos em Abastecimento nos 9M10: R$ 20.582 milhões Qualidade/Reduç ão do teor de enxofre • Expansão da capacidade de refino atendendo ao crescimento Conversão da demanda doméstica; 27% 27% Novas Unidades • Manutenção da integração dos Ampliaç ão de Frota negócios e sinergias 12% 13% operacionais; Aporte na Braskem 19% • Foco na melhoria da qualidade Plangás, Manutenção, Infra-estrutura, 2% SMS, paradas programadas e outros 19
  • 20. EFEITOS DA CAPITALIZAÇÃO R$ 120.249 milhões: Capitalização R$ 115,1 bilhões: Efeito 3T10 R$ 67,8 bilhões: LFTs R$ 67,8 Bi: LFTs R$ 74,8 bilhões para R$ 7,0 Bi: Caixa Cessão Onerosa R$ 47,2 bilhões: Caixa R$ 36.496 milhões: Caixa R$ 45,5 bilhões R$ 10.740 milhões: LFTs* permanecem em Caixa R$ 5,2 bilhões: Efeito 4T10 (GreenShoe) Antes da Capitalização Após Capitalização R$ Bilhões 30/06/2010 30/09/2010 Disponibilidades (Ajustadas pela LFT) 24,2 58,0 Endividamento Líquido 94,2 57,1 Endvidamento Líquido / Capitalização Líquida 34% 16% Dívida líquida/Ebitda 1,52X 0,94X *Valor não caixa contabilizado como Títulos e Valores Mobiliários com vencimento superior a 90 dias. 20
  • 21. Informações: Relações com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br 21 21