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Webcast sobre os Resultados do 2º trimestre de 2013, 12 de agosto de 2013

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    Webcast 2T13 Webcast 2T13 Presentation Transcript

    • 1 DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 2º trimestre de 2013 Teleconferência/Webcast 12 de Agosto de 2013
    • 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 à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2013 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 1.957 1.764 1.792 1.677 1.6911.855 240233188140115109 +1% 2T13 1.931 1T13 1.910 4T122T12 1.9802.066 1T12 1.904 3T12 1.970 Produção de Óleo e LGN (mbpd) » Produção de Óleo e LGN 1,1% superior ao 1T13 (+21 mbpd): • Perdas com paradas programadas e problemas operacionais: +18 mbpd. • Entrada de novos poços/novos sistemas parcialmente compensada pelo declínio natural da produção: +3 mbpd. » Produção de GN de 61,8 milhões m³/dia ou 389 mboed (-3% vs. 1T13). » Produção esperada para o 3T13 em linha com a do 2T13. Produção no Pré-Sal (mbpd) » 9 unidades de produção em operação no pré-sal, sendo que 4 entraram em operação após o 2T12: Cidade de Anchieta (Baleia Azul, Set/12), Cidade de São Paulo (Sapinhoá, Jan/13), Cidade de São Vicente (TLD Sapinhoá Norte, Fev/13) e o Cidade de Paraty (Lula NE, Jun/13). Entrada de Unidades de Produção (Brasil) Desde o 2T12 entraram em operação 4 novos sistemas definitivos com capacidade total de 420 mbpd, sendo 312 mbpd da Petrobras Capacidade 120 mbpd 45% Petrobras Capacidade 80 mbpd 100% Petrobras Capacidade 120 mbpd 65% Petrobras Recorde Pré-Sal (Petrobras+Parceiros): 326 mbpd em 22/06/13 Outros camposPré-Sal 2012 = 1 2013 = 4 até junho Nº de Poços Interligados 9 7 5 9 34 2T13 7 4 1T13 8 4 4T123T122T121T12 Sistemas AntigosNovos Sitemas » 15 poços interligados no 1S13. » Interligações de 36 poços planejadas para o 2S13, adicionando aproximadamente 440 mbpd de potencial de produção. Capacidade 140 mbpd 62,5% Petrobras * 291 1T13 277 4T12 218 3T12 176 2T12 146 1T12 135 2X 2T13 Produção Pré-Sal (Petrobras + Parceiros)Recordes * P-63 saiu em 18/jun do Estaleiro Quip/Honório Bicalho e seguirá para a locação definitiva em 23/ago. Recorde 326 mbpd Produção de Óleo e LGN no Brasil Produção do trimestre em linha com o previsto. Novo Recorde do Pré-Sal: 326 mbpd. FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá) Jan/13 FPSO Cid. Anchieta (Baleia Azul) Set/12 FPSO Cid. Itajaí (Baúna) Fev/13 FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE) Jun/13 P-63* (Papa-Terra) Jun/13 - saída estaleiro Capacidade 100 mbpd 100% Petrobras » 4 novos sistemas definitivos iniciam a produção até o final do ano: P-63, P-58, P-55 e P-61/TAD. * Novos sistemas: FPSOs Cid. São Paulo, Cid. São Vicente, Cid. Itajaí e Cid. Paraty.
    • 4 Desempenho Operacional no Brasil – E&P PROEF 2T13: ganhos na produção de óleo de 62 mbpd, 15 mbpd na UO-BC e 47 mbpd na UO-RIO Despesas com Prospecção e Perfuração (R$ milhões) 1.1461.2371.728 1.116 3.294 921 3T12 1T13 -63% 2T134T122T121T12 Política Exploratória (2S12) » Migração de sondas da Exploração para o Desenvolvimento da Produção (DP). » Saída de locações de maior risco exploratório. » 2T13: 13 poços baixados, nenhum do Pré-Sal (41 poços no 2T12, 2 no Pré-Sal). Nº de Descobertas 3 4 3 4 121 7 4 5 1T132T12 4T12 1 8 5 4 3T12 4 2T13 4 1T12 Pós-Sal Pré-sal/Cessão Onerosa » 1S13: Índice de Sucesso Exploratório da Petrobras foi de 70% (64% em 2012) e de 100% apenas no Pré-Sal (82% em 2012). » Descoberta de óleo de boa qualidade no Entorno de Iara (Cessão Onerosa), anunciada em 07/mai. » Gráfico apresenta as 30 descobertas mais relevantes divulgadas ao mercado, todas offshore, salvo Igarapé Chibata (Amazonas). 55 descobertas nos últimos 18 meses, sendo 16 no Pré-Sal. Eficiência Operacional (%) Produção de Óleo + LGN (mbpd) Eficiência Operacional (%) Produção de Óleo + LGN (mbpd) +47 mbpd 887840 +2,4 p.p. 92,890,4 389374 +15 mbpd 66,1 74,3 +8,2 p.p. PROEF UO-BC: 2T13 PROEF UO-RIO: 2T13 » Produção adicional de 15 mbpd. » Foco na recuperação de poços e sistemas submarinos. » VPL de US$ 626 milhões. » Dispêndios totais de US$ 1,2 bilhão até jun/13. » Produção adicional de 47 mbpd. » Foco na gestão, melhoria de integridade e otimização da utilização de recursos. » VPL de US$ 596 milhões. » Dispêndios totais de US$ 3,2 milhões até jun/13.
    • 5 39,03 38,68 39,54 37,59 36,6338,48 1.9101.9802.066 1.9041.970 1.931 1T12 26,39 61,60 22,57 2T13 67,08 67,88 31,25 1T132T12 28,33 3T12 30,79 64,87 67,87 4T12 69,47 29,49 3T13 4T13 P-63 P-55 P-58 P-61 TAD Capacidade: 500 mbpd Custo de Extração Novas unidades ainda em ramp up de produção no 2T13: 138 mbpd x 312 mbdp de capacidadeCustodeExtração R$/Barril » Custo de novas unidades com impacto integral no período sem a contrapartida da produção (ramp up gradual). » Impacto no custo de pessoal decorrentes da revisão atuarial dos planos de pensão e saúde. » Desvalorização cambial de 3% (2T13 vs. 1T13) impactou os custos em Reais. » Principais alavancas do PROCOP que contribuíram para a otimização do Custo de Extração: custo de intervenções onshore; consumo de químicos no processo de produção; e otimização do uso dos recursos de manutenção. » A redução das participações governamentais se deve ao menor preço médio de referência, vinculado às cotações internacionais. Brent, em reais, 6% menor que no 1T13. » Lucro Líquido da área de E&P: R$ 8,9 bilhões no 2T13 x R$ 10,0 bilhões no 1T13. Produção de Óleo e LGNCusto de ExtraçãoParticipações Governamentais Cid. Anchieta Set/12 Cid. Itajaí Fev/13 Cid. São Paulo Jan/13 Custo de Extração, Produção de Óleo e Entrada de Novas Unidades de Produção ProduçãodeÓleoeLGN mbpd Capacidade:¹ 100 mbpd 2T13: 93 mbpd Capacidade¹: 54 mbpd 2T13: 11 mbpd Capacidade¹: 80 mbpd 2T13: 31 mbpd Capacidade¹: 78 mbpd 2T13: 3 mbpd ¹ Capacidade de processamento equivalente à participação da Petrobras. Cid. Paraty Jun/13
    • 6 39,03 38,68 39,54 37,59 36,6338,48 1.9311.9101.9801.9041.9702.066 67,87 28,33 3T12 69,47 30,79 2T12 64,87 26,39 1T12 61,60 22,57 4T133T132T13 67,88 4T12 1T13 67,08 29,49 31,25 P-63 P-55 P-58 P-61 TAD Capacidade¹: 448 mbpd Produção 2013 Crescimento mais intenso no 4T13 devido à entrada de 4 novos sistemas de produçãoCustodeExtração R$/Barril Produção de Óleo e LGNCusto de ExtraçãoParticipações Governamentais ¹ Capacidade de processamento equivalente à participação da Petrobras. Cid. Paraty Jun/13 » Crescimento Sustentado da Produção no 2º semestre: • Ramp up dos sistemas que iniciaram operação no 1º semestre. • Entrada em operação das unidades P-55, P-58, P-63, P-61/TAD (Tender Assisted Drilling) no 4º trimestre. • Interligação, ao longo do 2º semestre, de 36 poços offshore com aproximadamente 440 mbpd de potencial de produção. Cid. Itajaí Fev/13 Cid. São Paulo Jan/13 Custo de Extração, Produção de Óleo e Entrada de Novas Unidades de Produção Capacidade¹: 54 mbpd 2T13: 11 mbpd Capacidade¹: 80 mbpd 2T13: 31 mbpd Capacidade¹: 78 mbpd 2T13: 3 mbpd Cid. Anchieta Set/12 Capacidade:¹ 100 mbpd 2T13: 93 mbpd Exemplo Ilustrativo
    • 7 Desempenho Operacional no Brasil – Abastecimento Produção de derivados, defasagem de preços, importação de derivados e exportação de óleo Vendas de Derivados no Brasil (mbpd) Produção de Derivados no Brasil (mbpd) » Foco no aumento da produção de derivados que tragam maior retorno, com destaque para a gasolina (+48 mbpd) e o diesel (+16 mbpd), em detrimento de outros como a Nafta (-25 mbpd) e o Óleo Combustível (-43 mbpd). » Produção de derivados 196 mbpd acima do 1T12, comparável à capacidade de refino do Trem 1 do COMPERJ (165 mbpd). » Maximização da produção de diesel planejada para o 2S13. 757 785 802 785 839 855 754 782 785 784 835 782 +1% 2T13 2.138 501 1T13 2.127 453 4T12 2.010 441 3T12 2.026 439 2T12 2.008 441 1T12 1.942 431 +6% Diesel Gasolina Outros Carga Processada (mil bbl/dia) e Fator de Utilização (%) Custo do Refino (R$/bbl) 436360337385351350 +99%+98%+97%+98%+95%+93% 2T13 2.102 1.666 1T13 2.083 1.722 4T12 1.970 1.633 3T12 1.974 1.589 2T12 1.936 1.585 1T12 1.884 1.534 Óleo Nac. + LGNÓleo Imp.FUT » Recorde diário de processamento de petróleo: 2.200 mbpd (29 e 30/jun). » FUT de 99% no 2T13: esforço contínuo de maior utilização das refinarias contribuiu para o aumento da carga fresca processada. 984 986 978921914864 +3%+6% 2T13 2.372 583 811 1T13 2.313 580 812 4T12 2.391 610 795 3T12 2.350 569 797 2T12 2.237 557 766 1T12 2.168 545 759 Gasolina Diesel Outros » Crescimento de 3% nas vendas no mercado interno com destaque para o diesel (+6% vs. 1T13). » Diesel: +57 mbpd frente ao 1T13 devido à elevação sazonal das atividades industrial e agrícola. » Gasolina: +3 mbpd frente ao 1T13 decorrentes do aumento da frota de veículos leves no Brasil. 6,376,246,987,076,256,60 2T13 +2% 1T134T123T12 +2% 2T121T12 » 2T13 x 1T13: aumento do custo unitário do refino devido à revisão atuarial dos planos de pensão e saúde, parcialmente compensado pela elevação da carga fresca processada (+1%) e pelos resultados do PROCOP. » Principais alavancas do PROCOP que contribuíram para a otimização do Custo de Refino: padronização do escopo de manutenção do refino; e aumento da produtividade energética. +11% +2% +6% +196 mbpd
    • 8 Comparação entre Preço Doméstico e Internacional No 2T13, a defasagem dos preços dos derivados foi a menor desde jan/2012 Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano** A queda da defasagem no 2T13 foi fruto dos reajustes do diesel (30/jan, 06/mar) e da gasolina (30/jan) e da queda dos preços internacionais. A depreciação do Real na segunda metade do trimestre prejudicou a convergência aos preços internacionais. Importação de DieselImportação de Gasolina Preços(R$/bbl) * Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível). ** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima. VolumesImportados(Milbbl/d) 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 100 120 140 160 180 200 220 240 260 jun/12 jan/12 out/12 ago/12 mai/12 jul/12 set/12 abr/12 mar/12 fev/12 jun/13 mai/13 abr/13 mar/13 fev/13 jan/13 dez/12 nov/12 Preço Médio de Venda Brasil 25/Jun Reajustes 16/Jul 20132012 Reajustes 30/Jan +5,4% diesel +6,6% gasolina 06/Mar +5% diesel 2T13 x 2T12 Gasolina: -31 mbpd Diesel: -127 mbpd • Aumentos dos Preços de Venda • Queda dos Preços Internacionais • Redução das Importações Preço Médio de Vendas Golfo Americano Perdas de Resultado
    • 9 Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados Aumento da produção nacional melhora o saldo da balança do 2T13 frente ao 1T13 Melhora no saldo líquido da balança no 2T13 em função da menor importação de derivados (-115 mbpd) decorrente do aumento na produção nacional de Gasolina (+48 mbpd) e Diesel (+16 mbpd). » Queda de 31% na importação de derivados (2T13 vs. 1T13), apesar da elevação das vendas (+3%), puxada pela redução no diesel e na gasolina (-66%): » Menor importação de Gasolina (-75%) devido ao aumento da produção nacional e à elevação do teor de etanol na mistura. » Menor importação de Diesel (-64%) devido ao aumento da produção nacional associada à redução de estoque formado no 1T13. » Redução das exportações de petróleo pesado para formação de estoques com petróleo doméstico. » Menor importação de petróleo leve devido a utilização de estoques formados em período anterior. » Projeção de maior patamar de importações de diesel e gasolina no segundo semestre em função do aumento sazonal das vendas e da menor produção doméstica devido a paradas programadas. » Lucro Líquido da área de Abastecimento: -R$ 2,5 bilhões no 2T13 x -R$ 4,2 bilhões no 1T13. Saldo Líquido Exportação Importação mbpd 68 188195 13 5244 383731 341 2T13 359 2T12 215 554 172 159 162 1T13 406 155 -12% -18% 2T13 708 180 447 1T13 860 136 484 2T12 724 144 351 DieselGasolinaOutros DerivadosOCPetróleo -35% -2% +105% -180 -64 -185 10 2T13 -349 -285 1T13 -454 -269 2T12 -170 -23% Importação de Diesel e Gasolina (mbpd) 195 188 68 13 -66% 2T13 81 1T13 240 52 -66% 2T12 239 44
    • 10 Desempenho Operacional no Brasil – Gás e Energia Balanço de oferta e demanda de gás natural, fertilizantes e geração de energia Geração de Energia (GWmed)Produção de Fertilizantes (mil ton) » Fator de Utilização de 82%, maior patamar médio desde o 1T12. » Incorporação da Fábrica de Fertilizantes do Paraná (FAFEN-PR) em 01/Jun/13, com capacidade de produção de Amônia (1.303 toneladas/dia) e de Ureia (1.975 toneladas/dia). » Produção do 2T13 não contempla FAFEN-PR. +43% +38% 2T13 419 231 188 1T13 304 166 138 4T12 405 221 184 3T12 417 225 192 2T12 293 156 137 1T12 455 252 203 FUT 87% 57% 80% 78% 60% 82% 1,1 2T12 4,1 2,6 1,3 1T12 1,9 0,9 0,8 -12% 2T13 8,2 4,2 2,1 0,3 1,6 1T13 9,3 4,6 2,3 0,6 1,9 4T12 8,8 4,9 1,8 0,4 1,7 3T12 3,4 2,0 Atend. ONS 98% 99% 99%99% 98% 99% » Fornecimento de gás natural e óleo para geração de 8,2 GW médios de energia elétrica, 14% da carga do Sistema Interligado Nacional (SIN). » Redução de 12% na geração de energia frente ao 1T13 em função da melhoria do nível dos reservatórios das hidrelétricas. » Geração de energia elétrica da Petrobras atingiu 4,5 GW médios. FUT = Fator de Utilização Uréia Amonia 18,314,116,07,39,50,9 90,3 30,8 43,5 3T12 71,5 24,6 39,6 2T12 74,5 27,2 37,8 1T12 63,5 +21% +2% 2T13 90,1 30,4 41,4 1T13 88,1 30,7 43,3 4T12 25,5 37,0 12,110,812,412,211,712,1 +20% +2% 2T13 89,4 38,0 39,3 1T13 87,7 39,9 37,0 4T12 89,3 40,3 2T12 74,2 23,0 39,5 1T12 63,1 11,7 39,3 38,3 3T12 71,0 18,6 38,6 Oferta de Gás Natural (milhão m³/dia)Demanda de Gás Natural (milhão m³/dia) GNL Bolívia Nacional Abast/E&P Fertilizantes Termelétrico Não-Termelétrico +6% » Demanda não-termelétrica aumentou 6% no 2T13 em função da retomada do consumo industrial. » Redução de 5% na demanda termelétrica frente ao 1T13 em função do menor patamar de geração de energia elétrica a GN (-7%). » Oferta Total de Gás Natural alcançou 90 milhões m³/dia » Menor oferta de GN Nacional (2T13 x 1T13) devido a paradas programadas para manutenção nos campos de Manati, Mexilhão, Uruguá e Lula levou à maior importação de GNL. » Lucro Líquido da área de Gás e Energia: R$ 0,6 bilhão no 2T13 x R$ 0,9 bilhão no 1T13.
    • 11 PROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Jan a Jun/13 Realização de R$ 2,9 bilhões, 78% da meta anual de otimização de custos operacionais Meta 2013: R$ 3,8 bilhões 160% 150% 140% 130% 120% 110% 100% 10% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 0% 90% Execuçãooperacional(%) Jan-Jun/13 Redução de Custos Prevista: R$ 1,6 bilhão (43%) Redução de Custos Realizada: R$ 2,9 bilhões (78%) 100% Exploração & Produção Abastecimento Engenharia, Tecnologia & Materiais Corporativa & Serviços Transpetro Gás & Energia Produção Onshore Administração e Apoio Adm. Predial, Viagens e Hospedagens Produção Offshore Serviços de Apoio Intervenção em Poços Refino Logística de Óleo e Derivados Comercialização Suprimentos e Estoque TIC Gestão SMESLogística de GN Fertilizantes Planejado Realização conforme planejado ou superior Risco elevado de não realização da meta anual Pontos de atenção que podem comprometer o alcance da meta anual Incorporação de metas adicionais, incluindo também as subsidiárias Liquigás, BR e PBIO, trarão economia adicional de R$ 151 milhões em 2013 e de R$ 1,9 bilhão até 2016.
    • 12 Destaques do Resultado Financeiro do 2º Trimestre » Elevado Lucro Operacional com expressivo aumento da Geração de Caixa. » PRODESIN: Venda de 50% dos ativos na África, gerando ganho de R$ 1,9 bilhão, com aumento de caixa no valor de R$ 3,4 bilhões. » Até o 2T13, desinvestimentos realizados totalizam US$ 1,8 bilhão. » Lucro Líquido da área Internacional: R$ 2,0 bilhões no 2T13 x R$ 0,7 bilhão no 1T13. » Captação líquida total de US$ 15,1 bilhões, com destaque para a operação de US$ 11 bilhões em global notes (mai/13). » Extensão da contabilidade de hedge para proteção de exportações futuras: » Perdas cambiais de R$ 8,0 bilhões, relativas a aproximadamente 70% do endividamento líquido exposto a variação cambial (final 2T13), foram contabilizadas no Patrimônio Líquido. » Transferência para o resultado na medida em que as exportações forem realizadas. Lucro LíquidoLucro Operacional EBITDA -19% +561% +13% +110% +11% +71% R$milhões R$milhões R$milhões
    • 13 Lucro Operacional - 1T13 vs 2T13 Aumento de preços dos derivados e da demanda no mercado interno R$milhões » Houve aumento na Receita de Vendas devido ao efeito integral dos reajustes nos preços do diesel e gasolina realizados ao longo do 1T13 e pelo aumento da demanda no mercado interno. » O aumento do CPV é explicado pelo maior volume de vendas no mercado interno, pelo maior processamento de óleo importado e pelas maiores importações de GNL. » A melhora na linha de Demais Despesas/Receitas refere-se, principalmente, à venda de ativos na África.
    • 14 Lucro Líquido - 1T13 vs 2T13 Inferior em relação ao trimestre anterior devido ao Resultado Financeiro R$milhões » O Lucro Líquido diminuiu devido ao efeito da depreciação cambial sobre o endividamento líquido, parcialmente compensado pelo aumento no Lucro Operacional. » O Resultado Financeiro já contempla a menor exposição cambial decorrente da extensão da contabilidade de hedge para exportações futuras. » A redução dos Impostos reflete o menor lucro do período.
    • 15 Investimentos: Realização Física em Linha com a Financeira Acompanhamento da Evolução Física e Financeira – Curvas S Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 155 projetos (Curvas S): Realização física média de 98,4% e financeira de 97,7%. R$Bilhão Investimentos: 1S12 x 1S13 Investimentos de R$ 44,1 bilhões no 1S13, 14% superior ao 1S12. Quando calculados em Dólares, Investimentos cresceram 5%. 44,1 38,7 +14% 1S131S12 Investimentos 1S13 por área de negócio 54% R$ 10,7 bi35% R$ 6,9 bi 1% 1% 0% 5% 6% G&E Internacional Distribuição Biocombustíveis Corporativo Abastecimento E&P
    • 16 1) Endiividamento Líquido / (EBITDA ajustado 1S13 x 2) 2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido) 3) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos) 4) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias Endividamento Captações realizadas a custos competitivos para financiamento do PNG 2013-17 R$ Bilhões 31/06/13 31/03/13 Endividamento de Curto Prazo 18,2 14,6 Endividamento de Longo Prazo 230,8 182,4 Endividamento Total 249,0 196,9 (-) Disponibilidades ajustadas 3 72,8 46,3 = Endividamento Líquido 176,3 150,7 US$ Bilhões Endividamento Líquido 79,6 74,8 1,61 2,46 2,42 2,77 2,32 2,57 24% 28% 28% 31% 31% 34% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13 Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida2 3 3 » Captação líquida total de US$ 15,1 bilhões no 2T13. » Terminamos o 2T13 com R$ 72,8 bilhões (US$ 32,8 bilhões) de disponibilidades. 3 1
    • 17 DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS Informações: Relacionamento com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br