resultados financeiros do 1º trimestre
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1
ALMIR GUILHERME BARBASSA Diretor Financeiro e de Relações com Investidores
11 de maio de 2009
Conferência com a ImprensaDIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS
1o trimestre de 2009(Legislação Societária)
2
As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia. 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 ou incertezas previstos ou não pela
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.
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados de
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.
Investidores Norte-Americanos:
AVISO
3
PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL – 1T09 VS 1T08
1.816 1.952
304309
1T08 1T09
Petróleo e LGN Gás Natural
Mil
bpd
2.261+7%2.120
Produção Nacional Média de Óleo e Gás
Recorde de produção diária de petróleo no Brasil alcançado em 04/05/2009 2.059.063 barris
3
• O aumento da produção em 7% foi devido a:
• incremento na produção das plataformas P-52 e P-54 (Roncador);
• entrada em operação da P-51 (Marlim Sul), da P-53 ( Marlim Leste) e da FPSO Cidade de Niterói (Marlim Leste).
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STATUS DAS UNIDADES MAIS RECENTES
P-51P-53 FPSO Cidade de Niterói
* Média mensal
99
12
34
53
MÉDIA 1T09(mil bpd)
9 produtores (óleo) e 1 produtor (gás)
2 produtores1º poço = 33 kbpd
26/02/2009100FPSO Cidade de Niterói / /Marlim Leste
-
24/01/2009
30/11/2008
DATA PRIMEIRO
ÓLEO
-
10 produtores e 9 injetores
13 produtores e 8 injetores
Nº DE POÇOS PREVISTOS
-
2 produtores e 2 injetores
6 produtores
Nº DE POÇOS INTERLIGADOS
460
180
180
CAPACIDADE(mil bpd)
Total
P-51 / Marlim Sul
P-53 / Marlim Leste
PLATAFORMA/CAMPO
GRANDES PROJETOS A ENTRAR EM OPERAÇÃO EM 2009
MANATIexpansão
5
PARQUE DAS CONCHAS
3T09
2T09
DATA DA ENTRADA EM OPERAÇÃO
35%
30%
PARTICIPAÇÃO DA PETROBRAS
100 mil bpd
100 mil bpd
CAPACIDADE
Parque das Conchas²
Frade¹
CAMPO
FRADE
FPSO FradeFPSO Espírito Santo
¹ Operado pela Chevron² Operado pela Shell
6
PERFURARPOÇO P1
Lâmina d’água: 2.200m
ETAPA 1POÇO 3-RJS-646
6 MESES
6 “ PRODUÇÃO4” SERVIÇO
UEH6“ PRODUÇÃO
4” SERVIÇOUEH
ETAPA 3POÇO 3-RJS-646
3 MESES
RELOCAÇÃO DA LINHA
ETAPA 2POÇO P16 MESES
Teste de Longa Duração:
• Capacidade: 30.000 bpd
• Duração: 15 meses
• API: 28-30 o
FPSO BW Cidade de São Vicente
1º Óleo: 01/05/2009
6
DESAFIOS E OBJETIVOS: DESENVOLVIMENTO DE TUPI
Principais Informações a serem coletadas no TLD:• comportamento dos reservatórios em produção de longo prazo;• movimentação ou drenagem de fluídos durante a produção; • escoamento submarino; • geometria dos poços definitivos (verticais, horizontais e/ou desviados).
• Revestimento de poço especial e risers flexíveis para suportar fluidos agressivos e alta pressão;
• Recuperação suplementar com injeção alternada de água e gás;*
• Reinjeção do CO2 associado aos fluidos produzidos no reservatório;*
• Árvores de natal molhadas em profundidades nunca antes utilizadas no Brasil;*
• Aquisição sísmica de alta resolução em algumas áreas para identificar reservatórios;
• Completação de poços em ambiente com alta pressão.
(*) previstos para o Projeto Piloto em 2010
7
10.220
42.595
(6.595)
(25.780)
46.835
(5.703)
11.616
(29.516)
Lucro Operacional (1)
DespesasOperacionais
CPV
Receita OperacionalLíquida
1T09 1T08
9%
12%
13%
R$
milh
ões
DEMONSTRATIVO DE RESULTADO – 1T09 VS 1T08
• Receita Operacional Líquida com queda em função do menor volume de vendas no mercado interno e menor preço das commodities no mercado internaciona l;
• Menor Custo do Produto Vendido reflexo da queda da participação governamental e menores custos com importação de óleos e derivados em função da reduçã o do preço do petróleo (US$ 97/bbl no 1T08 contra US$ 44/bbl no 1T09);
• Elevação das despesas operacionais, em função do au mento da baixa de poços secos; geologia e geofísica no Brasil; despesas com fretes denominad os em Dólares; aumento do efetivo e reajuste salari al; e provisão para desvalorização dos estoques.
16%
(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos
8
Lucro Líquido afetado por:
• maior Despesa Financeira devido às maiores perdas c ambiais sobre recursos aplicados no exterior;
• redução na Participação em Investimentos Relevantes (R$ 391 milhões).
Compensado pelo menor pagamento de Imposto de Renda e Contribuição Social, devido ao menor lucro para efeito de imposto de renda no 1T09.
R$
milh
ões
DEMONSTRATIVO DE RESULTADO – 1T09 VS 1T08
7.239
(2.842)
5.816
(342)
(849)
(230)
(236)
(3.931)
1T09 1T08
260%
28%
20%
Despesas Financeiras Líquidas
Participação dos Acionistas não Controladores
Lucro Líquido
Imposto de Renda/Contribuição Social
49%
9
10.220
42.595
(6.595)
(25.780)
52.136
(9.852)
4.703
(37.581)
Lucro Operacional (1)
DespesasOperacionais
CPV
Receita OperacionalLíquida
1T09 4T08
18%
117%
31%
R$
milh
ões
DEMONSTRATIVO DE RESULTADO – 1T09 VS 4T08
• Menor Receita Operacional Líquida em função do menor volume de vendas (sazonalidade e atividade econômica) e do menor preço das commoditi es no mercado internacional;
• Menor Custo do Produto Vendido reflete queda da par ticipação governamental e menores custos com importação de óleos e derivados (Brent médio: U S$ 55/bbl no 4T08 contra US$ 44/bbl no 1T09);
• Redução das despesas operacionais em função da não- ocorrência de provisões para perda no valor recuperável de ativos de E&P e de ajustes no v alor dos estoques ocorridas no 4T08; menores custos exploratórios; e menores despesas com vendas , gerais e administrativas.
33%
(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos
10
Lucro Líquido afetado por:
• Redução do resultado financeiro (R$ 3.254 milhões) decorrente da perda cambial sobre a utilização de recursos no exterior entre o 4T08 e o 1T09;
• Maior imposto de renda em função da ausência de ben efício fiscal pelo provisionamento de JCP como ocorrido no 4T08 e maior lucro operacional ;
• Aumento das participações de acionistas não control adores (R$ 2.290 milhões) devido aoresultado negativo das SPEs no 4T08, decorrente do e feito cambial em suas dívidas.
R$
milh
ões
DEMONSTRATIVO DE RESULTADO – 1T09 VS 4T08
6.189
1.948
2.405
(2.842)
5.816
(342)
(849)
(1.761)
1T09 4T08
135%
61%
6%
Participação dos Acionistas não Controladores
Lucro Líquido
118%
Receitas/ Despesas Financeiras Líquidas
Imposto de Renda/Contribuição Social
11
15,16 16,34 17,61 19,09 17,91
28,0434,80 36,79
22,3916,33
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1T08 2T08 3T08 4T08 1T09
Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)
R$/barril
43,2051,14
54,40
41,48
34,24
CUSTO DE EXTRAÇÃO NO BRASIL
• O Custo de Extração com Participações Governamentai s, em Reais e Dólar, vem apresentando queda desde o 3T08, acompanhando a trajetória do preço de petróleo.
8,66 9,88 10,21 8,24 7,82
16,1621,20 20,06
9,87 6,87
96,90
121,37114,78
44,4054,91
0
10
20
30
40
50
60
70
80
1T08 2T08 3T08 4T08 1T09
0
20
40
60
80
100
120
140
Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent
US$/barril
24,8231,08 30,27
18,1114,69
12
• O preço médio de realização dos derivados manteve-s e estável quando comparado ao mesmo período do ano anterior;
• Preços no mercado internacional seguem voláteis:• Desde 31/03/2009, o Brent já acumula alta de 21% (08 /05/2009).• Desde 31/03/2009, a Gasolina USGC já acumula alta de 24% (08/05/2009).
PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR R
$/bb
l
0
50
100
150
200
250
dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09
PMR EUA PMR Petrobras
161,89
176,48
163,59
123,72
Média4T08
Média1T09
Média1T08
181,83
163,07
13
BALANÇA COMERCIAL
1T09 (mil barris/dia)1T08 (mil barris/dia)
13
5.2 9 5
2 .3 75
4 .52 0
2 .2 2 5
1TRI 08 1TRI 09
Importações Exportações
Volume Financeiro (US$ Milhões)
- US$ 150� Aumento de 44% nas exportações de petróleo,
impulsionado pelo aumento da produção
doméstica;
� Redução de 81% do déficit financeiro;
� Investimentos focados na captura de margem,
através do aumento da capacidade de refino do
óleo produzido no Brasil.
- US$ 775
314 352
259 228
Exportação Importação ExportaçãoLíquida
573 580
- 7
451 426
215140
Exportação Importação ExportaçãoLíquida
666566
100
14
INVESTIMENTOS PREVISTOS POR SEGMENTO DE NEGÓCIO
Investimento no 1T09 – R$ 14,4 bilhões
18%
3%
2%
1%
3%
13%
14%
46%
E&P
Abastecimento
Gás e Energia
Internacional
Corporativo
Distribuição
SPC
1,4
1,3 4,7
0,3
1,8
20%
2%
2%1%
10%
7%
8%
50%1,5
2,8
0,10,4
0,4
7,1
1,0
1,1
0,4
0,10,2
Investimento no 1T08 – R$ 10,2 bilhões
14.183 13.423
1T08 1T09
EBITDA
• Manutenção da forte geração de caixa possibilita o incremento dos investimentos da Companhia
Emp. em Negociação
15
R$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008* %
Endividamento de Curto Prazo ¹
15.609 13.859 13%
Endividamento de Longo Prazo
54.698 50.854 8%
Endividamento Total 70.307 64.713 9%
Disponibilidades 19.532 15.889 23%
Endividamento Líquido ² 50.775 48.824 4%
Estrutura de Capital 49% 50% -1 pp
ESTRUTURA DE CAPITAL
• Aumento do volume de captações no 1T08 para financ iar o programa de investimentos.
• Captação no mercado internacional (Bonds) de US$ 1, 5 bilhão em fevereiro de 2009.
• Aumento do endividamento ocorreu com a manutenção d a robustez dos índices de investimento e liquidez da Companhia .
26%
19%
19%18%
19%
17%
21%
26%
21%
31/3/2007 30/9/2007 31/3/2008 30/9/2008 31/03/2009*
End. Líq./Cap. Líq.
US$ milhões 31/03/2009 * 31/12/2008* %
Endividamento Total 30.368 27.691 10%
*Após ajustes da Lei 11.638/07² Endividamento Total - Disponibilidades
¹ O montante de dívida de curto prazo é conseqüência da maturação do endividamento de longo prazo. A estratégia de endividamento da companhia é buscar financiamentos condizentes com o prazo de retorno de seus projetos.
16
Petr4 vs. Ibovespa (até 04.05.09)
Evolução das ações e recibos em 2009
143,00
92,42708090
100110120130140150160
31/12 6/1 12
/116
/122
/128
/1 3/2 9/2 13/2
19/2
25/2 3/3 9/3 13/3
19/3
25/3
31/3 6/4 10/4
16/4
22/4
28/4 4/5
Nin
d= 1
00 e
m 3
1.12
.08 PBR US$ Amex Oil
129,33
125,94
9095
100105110115120125130135140
31/12 6/1
12/1 16/1 22/1 28/1 3/2 9/213/2 19/2 25/2 3/3 9/313/3 19/3 25/3 31/3 6/410/4 16/4 22/4 28/4 4/5
Nin
d= 1
00 e
m 3
1.12
.08 PETR4 R$ IBOVESPA
Fonte: Bloomberg
PBR vs. AmexOil (até 04.05.09)
17
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