Webcast 2T10 IFRS
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1
Teleconferência / Webcast
Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Divulgação de Resultados2º trimestre de 2010 (legislação societária)
17 de agosto de 2010
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 àluz de novas informações ou de seus desdobramentos futuros. Os valores informados para 2010 em diante são estimativas ou metas.
Estas apresentações possuem caráter meramente informativo, não constituindo uma oferta, convite ou solicitação de oferta de subscrição ou compra de quaisquer valores mobiliários no Brasil ou em qualquer outra jurisdição e, portanto, não devem ser utilizadas como base para qualquer decisão de investimento.
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 InvestidoresNorte-Americanos:
AVISO
3
DESTAQUES DO SEGUNDO TRIMESTRE
o Lucro Líquido cresceu 7%, alcançando R$ 8,3 bilhões
o Novas descobertas de óleo leve no pré-sal na Bacia de Campos. Volume recuperável estimado em 485 milhões de boe;
o Início da produção no pré-sal do Espírito Santo em julho;
o Divulgação do Plano de Negócios 2010-14, com investimentos projetados em US$ 224 bilhões;
o Realização e aprovação com ampla maioria em duas Assembléias Gerais Extraordinárias de:
1. Aumento de capital;
2. metodologia de precificação das LFTs a serem utilizadas no aumento de capital.
4
PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS 1S10 VS 1S09:Novos projetos impulsionam aumento da produção
1.958
314
1.998
324 Gás Natural
Petróleo e LGN
1S091S10
Produção Nacional
+2%2.272 2.322
2.272
231
2.322
246 Internacional
Nacional
Produção Total
1S09 1S10
2.503 2.568+3%
o Recorde mensal da produção de óleo no Brasil, de 2.033 mil bpd em abril/2010;
o Crescimento de 6,5% na produção internacional devido ao início na produção do campo de Akpo e aumento da produção de Agbami, na Nigéria.
(Mil bpd)
5
NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO:Expectativa de forte incremento da capacidade futura
28,2100 mil bpdFPSO Espírito Santo
Parque das Conchas (1)
Início de Produção: UTB - 14/jul
Mexilhão - 4T10
35 mil bpd e25 milhões m3Mexilhão e Uruguá-Tambaú
Principais Unidades Responsáveis pelo Aumento de Produção
60,9100 mil bpdFPSO Cidade de Vitória
(Golfinho)
9,7100 mil bpdFPSO Capixaba
Cachalote e Baleia Franca
2T10CapacidadeProjetos
(1) Projeto em parceria, a produção refere-se à participação da Petrobras (35%)
Novas Unidades a entrar em operação
2011180 mil bpdP-57 (Jubarte)
4T10100 mil bpdFPSO Cidade de Angra dos Reis (Piloto de Tupi)
2011100 mil bpdP-56 (Marlim Sul)
Expectativa de InícioCapacidadeProjetos
6
PRODUÇÃO 2010
Guará
Macunaíma
GuaráNorte
FrancoLibra
o Bacia de Campos
o Novas descobertas nos campos de Marlim, Albacora Leste e Caratinga(estimativas de 485 milhões de boe, com potencial de até 740 milhões de boe)
o Início da produção no pré-sal no campo de Baleia Franca, com o FPSO Capixaba com capacidade de 100 mil bpd. Produção de 20 mil ainda este ano.
Petrobras
ANP
o Bacia de Santos
o 6 novos poços a serem perfurados em 2010, totalizando 16 poços neste ano.
o 3 novas sondas* estão previstas para chegar ainda em 2010, além das 10 em operação.
o O FPSO Cidade de Angra dos Reis, a ser instalado no Projeto Piloto de Tupi, jáestá pronto e em navegação. Capacidade de 100 mil bpd de petróleo.
o Carta de intenções para construção do FPSO do Piloto de Tupi Nordeste assinado em Maio com o consórcio SBM/Queiroz Galvão. Capacidade: 120 mil bpd de petróleo.
o Carta de intenções para construção de 8 cascos de FPSO a serem instalados no pré-sal da Bacia de Santos, assinada em Março com a Engevix. Capacidade: 150 mil bpd de petróleo.
Iracema Norte
Piloto de Tupi IG1Tupi
Sudoeste
Piloto de Tupi P1Carioca
NE
* Ocean Valor, Vitoria 10.000 e Sevan Driller.
PoPoçços em intervenos em interven çção**:ão**:
** Intervenção considera perfuração ou completação o u teste.
NOVIDADES DO PRÉ-SALIntensificam-se as atividades reduzindo incertezas
7
4T07 3T08 4T08 3T08 4T09 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10
20
70
120
170
220
PMR EUA
PMR Petrobras
R$/bbl
o Aumento das cotações do óleo no mercado internacional (1S09:US$40,74; 1S10:US$73,35) e redução do desconto entre óleo leve/pesado desde final de 2009 beneficiaram a receita do E&P;
o Estabilidade dos preços no Brasil combinada a maiores preços do Brent e do óleo pesado reduziram margens do refino.
PREÇOS DE REALIZAÇÃO:Preços estáveis
2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10
121115
55
4459
6875 76 78
105
101
48 32 4964 70 73 74
20
40
60
80
100
120
Preço Petróleo Petrobras (média)
Brent (US$/bbl)
Média
2T10
Média
2T09
US$/bbl
152,64128,41
160,79158,72
Média
1T10
157,65
148,75
8
58,8
68,3
78,376,274,6
Brent
CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL:Custos se mantiveram estáveis
R$/barril
38,8641,62 43,04 43,82
US$/barril
o Custo de extração acompanhou a alta das cotações do óleo no mercado internacional;
o Em Reais, custo de extração estável.
43,91
8,72
10,78
9,02
13,84
9,51
15,23
9,40
14,33
9,79
14,71
Lifting Cost Part. Gov.
19,50
22,8624,74 23,73 24,50
2T09 2T101T104T093T09
17,58
21,28
16,84
24,78
16,51
26,53
16,95
26,87
17,54
26,37
Lifting Cost Part. Gov.
2T09 2T101T104T093T09
9
Volume de vendas de derivados no mercado interno cresceu 7% em relação ao 2T09, devido à:
o Aumento de 6,5% na venda de diesel em razão da recuperação da atividade econômica e do aumento da safra de grãos;
o Crescimento de 13% na venda de gasolina. No semestre, o aumento foi puxado por veículos bi-combustíveis (escassez de etanol no 1T10 e da redução do teor de anidro em fev/10);
o Aumento de 15% na venda de QAV (recuperação econômica e demanda do mercado de aviação)
MERCADO DE DERIVADOS E GÁS NATURAL:Expressivo crescimento das vendas no mercado interno
Derivados Gás Natural
753
331
212
473
733
410
203
505
802
374
221
501Outros
GLP
Gasolina
Diesel
1.8981.851
+7%
1.769
2T09
2T101T10
+20%
257 292244
2T09
2T101T10
Mil barris/dia
Gás natural: Maiores vendas ao mercado não-térmico, pela retomada gradativa da atividade industrial, e a maior demanda do mercado térmico (solicitação ONS).
10
558
204
339
281
142
BALANÇA COMERCIAL:Recorde nas exportações de óleo
o Menor exportação líquida em função da maior demanda interna, principalmente por diesel;
o Maior saldo financeiro da Balança Comercial (+US$ 164 milhões) em função de maiores preços de exportação.
1S10
762620524
708
Volume Financeiro (US$ Milhões)
Mil barris/dia
482
226
393
131
184
Petróleo Derivados
1S09
Exportação Importação ExportaçãoLíquida
Exportação Importação ExportaçãoLíquida
1S09 1S10
4.906
6.208
8.904
10.370
Importações Exportações
US$ 1.466
US$ 1.302
11
1T10Lucro
Operacional
Receita Operac. Líquida
CPV Despesas Operacionais
2T10Lucro
Operacional
11.617
3.219 (3.142)
609 12.303
LUCRO OPERACIONAL 2T10 vs 1T10:Maiores volumes e redução das despesas operacionais
o Maiores volumes de venda de derivados e melhores preços de exportação alavancam Receita Operacional;
o Maior CPV em função de maiores volumes vendidos e dos preços de diesel importado;
o Redução de 8% das Despesas Operacionais devido a maiores gastos no 1T10 com a provisão para perda no valor recuperável de ativos de E&P;
o Elevação do lucro operacional em 6%, gerando EBITDA de R$ 16 bilhões no 2T10.
(R$ Milhões)
12
LUCRO LÍQUIDO 2T10 vs 1T10: Manutenção de margens
*(1) Lucro operacional antes do resultado financeir o e da participação em investimentos
1T10Lucro Líquido
Resultado Financeiro
ImpostosParticipação em Invest.
Lucro Operacional (1)
2T10Lucro Líquido
Lucro atribuível aos não
controladores
7.726686 71 (52) (165) 29 8.295
(R$ Milhões)
o Elevação de 7% no Lucro Líquido reflete melhor resultado operacional;
o Itens abaixo do EBITDA estáveis, seguindo o comportamento da taxa de câmbio.
13
o Elevação dos preços de venda do petróleo e do gás natural (óleo: +1%; GN: +37%, em US$/bbl);
o Redução, no 2T10, dos custos exploratórios (- R$ 349 milhões) decorrentes de baixa de poços secos
ou sem viabilidade econômica no 1T10;
o Menores despesas operacionais dada a ausência de despesas operacionais extraordinárias (no 1T10 houve provisão para contingência referente ao ICMS/RJ da P-36, no valor de R$ 449 milhões).
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO 2T10 vs 1T10: Elevação da margem operacional
Efeito Custo Médio no CPV
Efeito Volume no CPV
Despesas Operac.
2T10Lucro Operac.
1T10Lucro Operac.
Efeito Volume na Receita
Efeito Preço na Receita
(R$ Milhões)
11.060 357 (553)(235) 103
840 11.572
14
ABASTECIMENTO 2T10 vs 1T10: Forte incremento dos volumes de vendas
o Elevação do Custo médio do Produto Vendido no 2T10 (+11%) atrelada aos menores custos de estoques no 1T10;
o Contribuiu para o aumento do CPV a elevação dos custos de importação de Diesel dada a parada programada na REPLAN no 2T10;
o Crescimento da demanda atendida pelo aumento das importações com margem positiva;
o Aumento das despesas operacionais devido aos maiores gastos com fretes, paradas programadas de refinarias e pessoal.
(R$ Milhões)
Efeito Custo Médio no CPV
Efeito Volume no CPV
Despesas Operac.
2T10Lucro Operac.
1T10Lucro Operac.
Efeito Volume na Receita
Efeito Preço na Receita
1.870
244(340)
(2.609)
(1.654)161
2.816
15
GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (2T10 vs 1T10)Resultados mantêm-se consistentes
Gás & Energia
Internacional
Distribuição
Lucro Líquido:2T10
R$ 349 milhões1T10
R$ 323 milhões
VS.
Lucro Líquido:2T10
R$ 533 milhões1T10
R$ 447 milhõesVS.
Lucro Líquido: 2T10R$ 268 milhões
1T10R$ 362 milhões
VS.
FPSO Campo de Akpo
o Maior receita com geração de energia
o Aumento da demanda termoelétrica por gás natural, além da redução de despesas operacionais destas unidades
o Aumento de custos de importação/transferência de gás natural, além da redução das margens de comercialização de energia (elevação do custo de aquisição no mercado spot) prejudicaram o resultado
o Maiores volumes vendidos na Nigéria
o Não ocorrência de constituição de provisão para redução ao valor recuperável de ativos realizada no 1T10
o Provisão para redução a valor de mercado dos estoques, nos Estados Unidos e no Japão
o Aumento de 4% no volume de venda, embora tenha ocorrido aumento de despesas (frete e promoção de vendas)
o Equacionamento de débitos tributários (R$ 110 milhões) prejudicou o resultado
8 %
19 %
26%
16
Investimentos 1S10 R$ 38,1 bilhões
5,6
6,1
24,710,1
0,05
1,3
1,1
3,8
INVESTIMENTOS 1S10 vs 1S09:Elevação dos investimentos para atender o mercado brasileiro
Investimentos 1S09R$ 32,5 bilhões
4,2
4,2
2,7
0,2
14,8
6,4
15,7
13,8
2,4
3,40,3
2,5
E&P
Abastecimento
Gas e Energia
Internacional
Distribuição
Outros
25%
18%
1%
25%
12%
19%
Qualidade/Redução do teor de enxofre
Conversão
Novas Refinarias
Ampliação de Frota
Aporte Braskem (R$2,5 bilhões)
Plangás, Manutenção, Infra-estrutura, SMS e outros
InvestimentosAbastecimento
17
DENTRO DA META DE ENDIVIDAMENTO:Manutenção dos indicadores dentro das metas da Cia.
60,8
31/03/2010
1,35X
81,2
27,0
108,2
87,5
20,7
31/03/2010R$ Bilhões 30/06/2010
Endividamento de Curto Prazo 26,0
Endividamento de Longo Prazo 92,4
Endividamento Total 118,4
Disponibilidades 24,2
Endividamento Líquido 94,2
Dívida líquida/EBITDA 1,52X
US$ Bilhões 30/06/2010
Endividamento Total 65,7
28%26% 28%30% 32% 34%
0,95 1,00 1,21 1,35 1,520,95
-1-0,5
00,5
11,5
22,5
33,5
4
4,55
5,56
1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10
-20%
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%Endiv. Líq/Cap. Liq Dívida Líquida/Ebitda
Metas da Cia.:- Alavancagem Líquida entre 25% e 35%
- Índice Dívida Líquida / EBITDA máximo de 2,5x
18
24.21026.95110.297Caixa Final
4.212
(24)
(6.337)
(16.013)
9.676
29.034
1T10
7.2925.937Financiamentos Líquidos
(3.711)(6.398)Dividendos Pagos
(6.379)(8.636)Fluxo de Caixa Líquido
(19.638)(17.750)Investimento
13.2599.114Geração Operacional
26.95119.776Caixa Inicial
2T102T09R$ milhões
o EBITDA estável, com alta liquidez.
1,791,802,07Taxa de câmbio (R$/US$)
Brent (US$/bbl) 58 76 78
EBITDA 17.599 15.076 15.927
DEMONSTRAÇÃO TRIMESTRAL DO FLUXO DE CAIXA:Capacidade de endividamento e fluxo de caixa sustentam investimentos