Webcast - 4º trimestre de 2012

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Webcast - 4º trimestre de 2012

  1. 1. DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS4º trimestre de 2012 e exercício de 2012 Teleconferência/Webcast 05 de Fevereiro de 2013
  2. 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", Aviso aos Investidores Norte-Americanos: "acredita", "espera", "prevê", "pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos A SEC somente permite que as companhias de óleo similares, visam a identificar tais previsões, as quais, e gás incluam em seus relatórios arquivados reservas evidentemente, envolvem riscos e incertezas previstos ou provadas que a Companhia tenha comprovado por não pela Companhia e, consequentemente, não são produção ou testes de formação conclusivos que garantias de resultados futuros da Companhia. Portanto, sejam viáveis econômica e legalmente nas condições os resultados futuros das operações da Companhia econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não deve alguns termos nesta apresentação, tais como se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. descobertas, que as orientações da SEC nos A Companhia não se obriga a atualizar as apresentações proíbem de usar em nossos relatórios arquivados. e previsões à luz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2013 em diante são estimativas ou metas. 2
  3. 3. Destaques de 2012 • Lucro Operacional: R$ 32.397 milhões Resultado • Lucro Líquido: R$ 21.182 milhões • Melhora no planejamento com alcance da meta em 2012 (2.022 mbpd ± 2%): 1.980 mbpd • Início do FPSO Cid. Anchieta (Baleia Azul) em setembro: produção de 78 mbpd em dezembro • Adiamento da entrada do FPSO Cid. Itajaí (Baúna e Piracaba): fev/13 • Parcela da produção do Pré-sal (Petrobras): de 5% em 2011 (100,3 mbpd) para 6,9% em 2012 (136,4 mbpd)Exploração e • Recorde diário de produção do Pré-sal: 213,9 mbpd em 27/dez (Petrobras) Produção 245,6 mbpd em 31/dez (Petrobras com parceiros) • Recebimento de 15 sondas para águas profundas, totalizando 40 unidades • Reservas Provadas (Brasil e Exterior): 16,44 bilhões boe (critério SPE/ANP) • Índice de Reposição de Reservas (Brasil e Exterior): 103,3% • Reserva/Produção (Brasil e Exterior): 18,6 anos • Três aumentos de preço de diesel e dois de gasolina nos últimos oito meses: reajuste de 10,2% no diesel e 7,8% na gasolina em 2012 e novo aumento de 5,4% no diesel e 6,6% na gasolina em 30/jan/13Abastecimento • Produção de derivados: 1.997 mbpd (+5% em relação a 2011) • Volume de venda de derivados no país: 2.285 mbpd (+7% em relação a 2011) • Recorde diário de processamento de óleo nas refinarias: 2.101 mbpd (de 09 a 12/ago) • Demanda de gás natural: 74,5 milhões m³/d (89,4 milhões m³/d no 4T12)Gás e Energia • Recorde diário de geração de energia: 5.883 MW em 26/nov (Petrobras) • Recorde diário de entrega de gás nacional: 49,6 milhões de m3/d em 11/out • PROEF: aumento da eficiência operacional na Bacia de Campos (UO-BC e UO-RIO) • PROCOP: meta de redução de custos de R$ 32 bilhões entre 2013 e 2016 Gestão • PRODESIN: reestruturação com foco nas negociações. Execução da 1ª transação (BS-4: Atlanta e Oliva) • Projetos de Investimento: 104,8% de realização das metas físicas previstas nas Curvas S de Desempenho 3
  4. 4. Produção no Brasil 2012: Alcance da meta prevista no PNG 2012-16 • Redução de 2% na produção de óleo e LGN em função de: interrupção no campo de Frade devido à exsudação (-14 mbpd), paradas programadas com duração superior ao esperado (-6 mbpd) e problemas operacionais com interrupções não previstas (-68 mbpd). • Aumento da produção de gás natural em 5,6% com entrada de novos poços (Canapu e Lula) e início da exportação de GN do FPSO Cid. de Anchieta. 2.700 2011 2012 2.600 Média 2.377 mboed Média 2.355 mboed 2.491 2.500 2.456 GN = de 355 mil boed para 375 mil boed 2.441 2.400 2.346 2.350 2.359 2.339 2.333 2.305 2.315 2.306 2011 2012mboed 2.300 355 mboed 2.222 375 mboed de Gás Natural de Gás Natural 2.200 2.110 2.098 2.100 2.032 1.993 1.989 2.000 1.961 1.960 1.968 2011 1.940 1.928 1.940 Média 2.022 mbpd 1.900 2012 1.843 Média 1.980 mbpd 1.800 jan-12 fev-12 mar-12 abr-12 mai-12 jun-12 jul-12 ago-12 set-12 out-12 nov-12 dez-12 Produção de Óleo e LGN Produção Total (Óleo, LGN e Gás Natural)  Produção não operada pela Petrobras: 46 mbpd em 2011 vs 23 mbpd em 2012  Produção operada pela Petrobras e repassada para terceiros: 26 mbpd em 2011 vs 38 mbpd em 2012 4
  5. 5. PROEF UO-BC: Programa de Aumento da Eficiência Operacional A produção média da UO-BC foi de 459 mbpd em 2012, recuperação de 25 mbpd devido ao PROEF. A Eficiência Operacional aumentou 11 p.p., de 67% em abril para 78% em dezembro. Dispêndios totais de US$ 831 milhões, VPL US$ 519 milhões. Plataformas: 29 sem PROEF 550 Produção 2012: 459 mbpd com PROEF Produção de Óleo + LGN (mbpd) Com PROEF evitou-se uma redução de 47 mbpd 499 495 Início PROEF +25 mbpd 500 Produção de Óleo 2012 (mbpd) UO-BC 469 468 465 461 459 454 448 445 450 + 31 mbpd 437 434 434 + 50 + 29 + 57 + 34 437 437 + 32 + 22 + 47 425 400 414 411 408 412 Queda seria de 101 mbpd sem PROEF 405 398 350 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 Sem PROEF Com PROEF Eficiência Operacional 2012 (%) Início PROEF UO-BC +11p.p. 80Eficiência Operacional (%) 75 +1.9 p.p. 70 65 78 69.8 71.7 73 74 75 76 74 60 71 70 69 71 67 67 55 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 Sem PROEF Com PROEF 5
  6. 6. Atividade Exploratória Reservas Provadas alcançaram 16,4 Bi boe. No Brasil, IRR acima de 100% pelo 21º ano consecutivo. Destaque das descobertas em novas fronteiras exploratórias. Reservas Provadas 2012 Descobertas no Brasil 2012 / Bacias Campos Santos Sergipe - Alagoas 16,4 Bi boe Pré-sal Pós-sal Pós-sal 16% Baúna e Piracaba Barra, Moita Bonita, Pão de Açúcar Pré-sal Farfan, Muriú, Cumbe 4% 96% Franco NW, Carioca Sela, Carioca Norte, 84% Espírito Santo Nordeste de Tupi, Solimões / Ceará Carcará, Iara Oeste, Pós-sal Pós-sal Dolomita Sul, Sul de Brasil Gás Natural Guará, Franco SW e Igarapé Chibata / Tambuatá e Grana Internacional Óleo + LGN Júpiter Nordeste Pecém Padano Índice de Sucesso (Onshore e Offshore) Destaques Brasil85% Pré-sal: 82%  IRR Brasil: 103% / R/P =19,3 anos80%  IRR Brasil acima de 100% pelo 21º ano consecutivo75%70% 64%  Poços perfurados offshore: Pós-sal (38) + Pré-sal (19)65% 58% 59%  Custo da descoberta em 2012 foi US$1,96/bbl60%55%  R$ 11,6 bilhões investidos em exploração em 201250% 2010 2011 2012 6
  7. 7. Produção de Derivados: Foco na Produção de Diesel e Gasolina Aumento de 82 mbpd na carga processada com maior uso de petróleo nacional e manutenção do perfil de produção. O aumento da produção de diesel e gasolina em 2012 minimizou a necessidade de importação. Carga Processada e Principais Unidades Produção de Derivados Implementadas em 2012 Utilização da Capacidade (Refinarias / Unidades) 2.500 96% 100 +5% 92% RECAP – HDS de Nafta Craqueada 90 1.997 REPAR – HDT de Diesel 1.896 2.000 1.944 80 196 1.862 Outros RLAM – HDT de Diesel 183 Carga processada (mbbl/dia) 351 70 238 340 Fator de utilização (%) OC 234 REPAR – HDT de Nafta de Coque 93mbbl/dia QAV 93 1.500 60 Nafta 106 109 143 50 REVAP – HDS de Nafta Craqueada GLP 137 Gasolina 395 +11% 438 1.000 40 REFAP – HDS de Nafta Craqueada +5% 1.523 1.594 1.594 1.527 30 REPAR – Reforma 500 20 Diesel 745 +5% 782 REPAR – Coque 10 REPAR – HDS de Nafta Craqueada 0 0 2011 2012 2011 2012 REPLAN – HDS de Nafta Craqueada Utilização da Óleo Imp. Óleo Nac. Capacidade (%) 7
  8. 8. Vendas de Derivados no Brasil 2012 Aumento de 81 mbpd na venda de gasolina e 57 mbpd na de diesel em função do crescimento econômico, especialmente do varejo. Vendas de Derivados no Brasil +7% O volume de vendas de derivados no mercado interno 2.285 foi 7% superior ao de 2011: 2.131 199 Outros 188 84  Gasolina (+17%): expressivo crescimento da frota de OC 82 106 QAV 101 165 veículos flex associado à vantagem do preço da Nafta 167 224 gasolina em relação ao etanol; GLP 224 mbbl/d +17%  Diesel (+6%): crescimento da atividade de varejo e 570 Gasolina 489 maior consumo em termelétricas na região norte;  QAV (+5%): crescimento do setor de aviação. +6% Diesel 880 937 2011 2012 8
  9. 9. Preço dos Derivados - Brasil vs Internacional • Os reajustes de preços não foram suficientes para eliminar a diferença entre preços internos e internacionais em virtude da elevação do preço do óleo e, especialmente, pela variação cambial. • A Companhia continuará perseguindo a paridade de preços, que constitui uma das premissas do Plano de Negócios e Gestão. Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano** 2011 2012 2013 ∆ Câmbio: 14% ∆ Brent: 6% 260 Câmbio: R$ 1,99/US$ Brent: US$ 115,94/bbl 240 Câmbio: R$ 1,75/US$ 220 Preço Médio de Venda Brent: US$ 108,91/bbl Golfo AmericanoPreços (R$/bbl) 200 180 30/Jan 16/Jul Reajustes: 25/Jun 160 Reajustes: Reajuste: Gasolina: 6,6% 01/Nov Preço Médio de Venda Brasil Reajustes: Gasolina: 7,83% Diesel: 6% Diesel: 5,4% 140 Diesel: 3,94% Gasolina: 10% Diesel: 2% 120 100 * jan/13 jul/11 jul/12 jan/11 set/12 fev/11 jun/11 set/11 jan/12 fev/12 jun/12 fev/13 mai/11 out/11 mai/12 out/12 * abr/11 nov/11 dez/11 mar/12 abr/12 nov/12 dez/12 mar-11 ago/11 ago/12 * Projeção * Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível). ** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima. 9
  10. 10. Exportação e Importação de Petróleo e Derivados Crescimento do mercado superou o aumento da produção, levando à maior importação de gasolina e diesel. Maior carga nacional processada e menor produção de petróleo impactaram a exportação de petróleo em 2012. Exportação Importação Saldo Líquido +4% 749 779 -13% 631 548 346 362 428 364mbpd +16% 164 190 43 87 +96% 160 153 +102% 43 31 180 156 66 18 -184 -249 Petróleo OC Outros Derivados Diesel Gasolina Derivados -118 -231 2011 2012 2011 2012 2011 2012 10
  11. 11. Oferta e Demanda de Gás Natural Crescimento de 22% na demanda de gás natural em 2012 (74,5 MM m³/d), com destaque para o segmento termelétrico (+119%). Essa demanda foi atendida, principalmente, pela maior oferta nacional e pelo aumento da importação de GNL. O crescimento na produção de gás no Brasil reduziu a demanda de importação de GNL. DEMANDA 2011 vs 2012 3T12 vs 4T12 +26% +22% 89,4 74,5 milhão m³/dia 61,1 71,0 Não-Térmico 38,3 39,3 39,9 Térmico 40,3 23,0 Abast/E&P 38,6 10,5 18,7 12,1 Fertilizantes 10,8 12,1 12,4 2011 2012 3T12 4T12 OFERTA 2011 vs 2012 3T12 vs 4T12 +26% +22% 74,9 90,1 71,6 milhão m³/dia 61,2 Nacional 43,5 39,5 39,6 33,5 Bolívia 30,8 27,0 24,6 1,6 26,1 8,4 GNL 7,4 16,0 2011 2012 4T12 3T12 11
  12. 12. Investimentos em 2012 Investimentos de R$ 84 bilhões, representando 16% de crescimento sobre o realizado em 2011. Investimento Anual Investimento por Área Principais Projetos 1,6% 2% 0,4% +16% 5%  E&P: Projetos de Desenvolvimento da Produção de 84,1 6% Baleia Azul (Cid. de Anchieta), Sapinhoá (Cid. de São 72,5 Paulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 e P-62) e 51% Papa-Terra (P-61 e P-63).R$ bilhão 34%  Abastecimento: Refinaria Abreu e Lima e Comperj.  G&E: UFN-3, Terminal de Regaseificação da Bahia e UPGN Cabiúnas.  Internacional: Projetos de Desenvolvimento da E&P Corporativo Produção de Cascade e Saint-Malo. 2011 2012 Abastecimento Distribuição Internacional Biocombustíveis G&E Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S): realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%. 12
  13. 13. Resultado Líquido dos Segmentos - 2011 vs 2012 Exploração e Produção Abastecimento R$ 40,6 Bi vs R$ 45,4 Bi - R$ 9,9 Bi vs - R$ 22,9 Bi ↑  Elevação dos preços de realização em função da . ↑ Reajuste de da utilização das refinarias dede 10,2% no el. .  Aumento 7,8% no preço da gasolina e 92% para 96% desvalorização cambial de 17%. ↑ Ddddddddddddd7,8% no preço da gasolina e de 10,2% no  Reajuste de fflfdldljfdjdfjlkfjfjgjfg dsfkjldfldfjdlkfjdflj ↓  Crescimento das participações governamentais em +15%. . dslfkdfjldfjj diesel. ↑  Depreciação cambial ampliou derivados em +7%. Crescimento das vendas de a defasagem em relação a ↓  Aumento do custo de extração em +28%. . ↓  Crescimento cambial amplioude defasagem em relação aos Depreciação das vendas a derivados em +7%. ↓  Maiores baixas de poços secos. . dfdgffdglkfdgl preços internacionais. ↓ Maiores importações de de gasolina (+102%) de de diesel  Maiores importações gasolina (+102%) e e diesel (+16%). (+16%). ↓  Crescimento dos custos de aquisição do óleo em +21%. Crescimento dos custos de aquisição do óleo em Reais em +21%.Aumento do Gás & Energia Internacional R$ 3,1 Bi vs R$ 1,6 Bi R$ 1,9 Bi vs R$ 1,3 Bi↑ Aumento da oferta de gásgás nacional em +18%.  Aumento da oferta de nacional em +18%. ↓  Reavaliação de ativos gerando perdas de R$ 487 milhões Reavaliação de ativos gerando perdas de R$ 487 milhões em 2012. em 2012.↔Aumento do do despacho termelétrico, associado ao aumento  Aumento despacho termelétrico, associado aumento dopreço da energia (PLD), atendido pela pela maior importação do preço da energia (PLD), atendido ↓  Parada programada para manutenção no campo de Akpo, na Parada programada para manutenção no campo de Akpo, na de GNL e gás boliviano.NL e gás boliviano. Nigéria. Nigéria.↓ Reconhecimento de créditos fiscais no valor líquido líquido 928  Reconhecimento de créditos fiscais no valor de R$ de ↓  Início da produção nos Campos de Cascade Chinook, em Início da produção nos Campos de Cascade e e Chinook, em R$ 928 milhões em 2011 (fato não recorrente). milhões em 2011 águas profundas nono Golfo do México, com aumento do custo águas profundas Golfo do México, com aumento do custo dede extração, em função dos custos iniciais de produção. extração, em função dos custos iniciais de produção. 13
  14. 14. Lucro Operacional 2011 vs 2012(R$ milhões) 37.203 45.403 (43.533) (1.849) 32.397 (4.827) 2011 Receita CPV Despesas de Outras 2012 Lucro Operacional de Vendas vendas, gerais e despesas Lucro Operacional administrativas  Maior receita refletindo o crescimento da demanda e os preços mais elevados das exportações e das vendas de derivados.  Elevação do CPV em função do maior volume de vendas, suprido por importações e pelo efeito da depreciação cambial sobre as importações e participações governamentais.  Aumento das despesas gerais e administrativas devido principalmente aos maiores gastos com pessoal.  Aumento de outras despesas operacionais em função das maiores baixas de poços secos ou subcomerciais. 14
  15. 15. Lucro Líquido 2011 vs 2012(R$ milhões) 33.313 4.447 20 21.182 (13.006) 555 (3.845) (302) 2011 Lucro Resultado Participação Participação Imposto de Lucro Atrib. 2012 Lucro Líquido Operacional Financeiro em nos Renda e CSLL aos não Lucro Líquido Investimentos Lucros Controladores Menor resultado operacional devido ao aumento na demanda por derivados atendida em grande parte por importações e preços de realização abaixo dos internacionais. Redução do resultado financeiro pelo efeito da depreciação do Real e maior endividamento líquido denominado em dólar. Redução do imposto de renda a pagar devido ao menor resultado de 2012. 15
  16. 16. Lucro Operacional 3T12 vs 4T12(R$ milhões) 8.864 (388) 98 (1.136) 6.120 (1.318) 3T12 Receita CPV Despesas de Outras 4T12 Lucro Operacional de Vendas vendas, gerais e despesas Lucro Operacional administrativas Receita: maiores preços e aumento da demanda compensados pela redução das exportações (receita de exportações em andamento ainda não reconhecidas). Aumento do CPV devido ao aumento do volume de vendas ter sido suprido em grande parte por importações. Crescimento das outras despesas em função das maiores baixas de poços secos ou subcomerciais e perda na recuperação de ativos da área internacional. 16
  17. 17. Lucro Líquido 3T12 vs 4T12(R$ milhões) 1.646 48 7.747 3.357 5.567 (10) (117) (2.744) 3T12 Lucro Resultado Participação Participação Imposto de Lucro Atrib. 4T12Lucro Líquido Operacional Financeiro em nos Renda e CSLL aos não Lucro Líquido Investimentos Lucros Controladores Aumento do resultado financeiro devido à venda de NTN-B e pelos rendimentos sobre depósitos judiciais. Redução do imposto de renda em função do benefício fiscal decorrente do provisionamento de juros sobre capital próprio. 17
  18. 18. Endividamento Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida 1 5,0 40% 28% 28% 30% 4,0 24% 24% 30% 20% 3,0 2 10% 2,77 2,0 2,46 2,42 0% 1,0 1,66 1,61 -10% 0,0 -20% 4T11 1T12 2T12 3T12 4T12 R$ Bilhões 31/12/12 31/12/11 Endividamento de Curto Prazo 15,3 19,0  Menor geração de caixa operacional e Endividamento de Longo Prazo 181,0 136,6 crescimento do CAPEX levaram ao crescimento do endividamento líquido. Endividamento Total 196,3 155,6 (-) Disponibilidades ajustadas 3 48,5 52,5  A depreciação cambial (9%)4 também impactou = Endividamento Líquido 147,8 103,0 a dívida líquida. US$ Bilhões Endividamento Líquido 72,3 54,91) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)2) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos)3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias4) Dólar final de venda 18
  19. 19. Dividendos Dividendos Propostos PN = R$ 0,96 / ação e R$ 1,92 / ADR ON = R$ 0,47 / ação e R$ 0,94 / ADR Nota: 1 ADR = 2 ações Regras Gerais  Companhias com duas classes de ações têm dever de pagamento mínimo de dividendos  Valor mínimo a ser distribuído (PN + ON) de 25% do Lucro Líquido Ajustado  Cálculo de pagamento de dividendos para acionistas preferencialistas. Prioridade no recebimento, prevalecendo sempre o maior dos critérios abaixo:  25% do Lucro Líquido Ajustado  3% do valor do Patrimônio Líquido da ação  5% do Capital Social representado por essa classe 19
  20. 20. Perspectivas para 2013 Gestão Produção de Óleo no Brasil  PROCOP: implementação do Programa, com obtenção  Produção média no mesmo patamar de 2012. dos primeiros resultados em 2013.  Menor patamar de produção no 1S13 está associado à  PROEF: Continuação dos trabalhos de recuperação da concentração de paradas programadas e à menor eficiência operacional. contribuição de novos sistemas. No 2S13 a situação se inverte, com o ramp-up de produção dos campos de  PRODESIN: intensificação do Programa de Sapinhoá, Baúna e Piracaba, Lula NE, Papa-Terra P-63 e Desinvestimentos. Roncador P-55, dando sustentação para o aumento da produção previsto para 2014. Investimentos Capacidade Total / Entrada em 6 Novas Plataformas em 2013 Parcela Petrobras  Orçamento de capital: R$ 97,7 bilhões, sendo 53% para Operação (mbpd) o E&P e 33% para o Abastecimento. Piloto de Sapinhoá Jan-13 120 / 54 FPSO Cid. São Paulo Refino e Mercado de Derivados Baúna e Piracaba Fev-13 80 / 80 FPSO Cid. Itajaí  Crescimento de 4% do mercado de derivados, menor Piloto de Lula NE Mai-13 120 / 78 que o verificado em 2012 (8%). FPSO Cid. Paraty  Produção do parque de refino no mesmo patamar de Papa Terra Jul-13 140 / 87,5* 2012, apesar do maior número de paradas P-63 programadas. Roncador Mod. III Set-13 180 / 180  Maior produção de diesel (5%), em detrimento dos P-55 demais derivados. * Utilização da Papa Terra Dez-13  Maior participação do óleo nacional na carga fresca capacidade de P-61 processamento da P-63 processada (84%, contra 82% em 2012).  Início do TLD de Franco (Cessão Onerosa).  Início do TLD de Sapinhoá Norte. 20
  21. 21. DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS FIM4º trimestre de 2012 e exercício de 2012 Teleconferência/Webcast 05 de Fevereiro de 2013

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