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Teleconferência / WebcastDIVULGAÇÃO DOS RESULTADOS
2o trimestre de 2009(Legislação Societária)
Almir Guilherme BarbassaDiretor Financeiro e de Relações com Investidores18 de Agosto de 2009
Reservatório do Pré‐sal
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
2
1.835 1.958
312 314
Petróleo e LGN Gás Natural
Mil
bpd
+6%
3
2.147 2.272
Mil
bpd
+1%2.261 2.283
1.952 1.964
309 319
Petróleo e LGN Gás Natural
1T09 2T091S08 1S09
1T09 VS 2T09
EXPRESSIVO CRESCIMENTO DE PRODUÇÃO
1S08 VS 1S09
Produção Doméstica Média de Óleo e Gás
• A variação de + 6% na produção devido a:• aumento na produção das plataformas P-52 e P-54 (Roncador);• entrada em operação da P-51 (Marlim Sul), P-53 (Marlim Leste) e FPSO Cidade de Niterói;
• Manutenção da meta de 2.050 mil bpd com desvio de 2,5% para cima ou para baixo;
• A produção de gás natural foi restringida em função da menor demanda.
INTENSIFICAÇÃO DOS TRABALHOS NO PRÉ-SAL DE SANTOS
Poços perfurados
Em perfuração
Teste de formação
Teste de Longa Duração
• 3 novos poços em perfuração –IRACEMA e TUPI NORDESTE no BMS-11 e ABARÉ no BMS-9;
• 2 Testes de Formação – IAR A E GUARÁ;
• 2 novas sondas para o cluster ainda esse ano;
• 6 novas sondas em 2010;
• Contratação dos Pilotos para 2013-14 e dos cascos dos 8 FPSOsdefinitivos até o final do ano.
4
5
RECUPERAÇÃO DOS PREÇOS DE PETRÓLEO
48,68
32,23
100,58105,46
86,1376,75
64,4257,04
47,95
54,9144,40
58,79
114,78121,37
68,7674,87
88,6996,9
2T07 3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09
Preço médio de venda Brent (média)
Média 1T09
Média 2T09
• Aumento no preço médio do Brent bem como a redução do spread leve-pesado contribuíram positivamente para melhoria das margens e da receita do segmento de E&P.
(US$ por barril)
EFICIÊNCIA NO GERENCIAMENTO DE CUSTOS
A elevação do preço internacional do óleo associado à apreciação do Real causaram pequeno aumento do Lifting Cost unitário, em dólares. Em Reais, manteve-se estável em relação ao trimestre anterior.
R$/barril
16,34 17,61 19,09 17,91 17,58
34,80 36,79 22,39 16,33 21,28
2T08 3T08 4T08 1T09 2T09
Lifting Cost Part. Gov.
51,14 54,4041,48
34,24 38,86
9,88 10,21 8,24 8,7221,20 20,06
9,87 10,787,826,87
44,4058,7954,91
114,78121,37
2T08 3T08 4T08 1T09 2T09
Lifting Cost Part. Gov. Brent
31,08 30,2718,11 14,69 19,50
US$/barril
6
7
US$/bbl R$/bbl
1T09 2T09 1T09 2T092T082T08
0
20
40
60
80
100
120
140
160
dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08 set/08 dez/08 mar/09 jun/09
PMR EUA PMR Petrobras
65,7977,34
53,0970,53
132,49107,46
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 jun/09
PMR EUA PMR Petrobras
122,82
163,59 160,79135,56
219,26178,03
BEM-SUCEDIDA POLÍTICA DE PREÇOS DE LONGO PRAZO
Política de preços mostrou-se adequada no longo prazo;
Recuperação do preço do petróleo em conjunto com a redução do preço diesel e da gasolina, em junho/09, fizeram com que as curvas de preço internacional e doméstica se reaproximassem;
Mercado interno beneficiado por preço estável no longo prazo.
OTIMIZAÇÃO DO PARQUE DE REFINO
Mil
barr
is/d
iaCarga Fresca Processada
1.398 1.390
385 363
1.783 1.753
1S/2008 1S/2009Carga Fresca Processada de Petróleo ImportadoCarga Fresca Processada de Petróleo Nacional
* Outros: Coque, Asfalto, Propeno, Lubrificante, outros gases liquefeitos e outros derivados.
Produção de Derivados
346 333
146 136144 137
288 237
70 73
141 147
710677
1.811 1.775Diesel Gasolina GLPNafta OC
1S/2008 1S/2009
4,9%
-2,0%
Outros*QAV
Mil
barr
is/d
ia
• Contínuo aprimoramento do parque de refino melhorando as margens e a balança comercial;
• Aumento da participação do diesel na produção total, resultado do Programa de Maximização de Diesel. No semestre a produção nacional de diesel superou a demanda do mercado.
40%37%
8
715
302303 288
217195 212
152152 165
7576 76
89170
128218
754 658
9597
2T08 1T09 2T09
Outros*Óleo CombustívelQAVNaftaGLPGasolinaDiesel
Mil
barr
is/d
ia
IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO DE PETRÓLEO E DERIVADOS
Crescimento do volume de vendas de diesel acompanhou a recuperação do PIB e a sazonalidade deste trimestre;Pequena redução na venda de gasolina devido ao aumento da demanda por álcool;Substituição de óleo combustível por gás natural, que apresentou menores preços e maior volume ofertado.
EXPANSÃO DO VOLUME DE VENDAS NO MERCADO DOMÉSTICO
1.7631.765
* Outros: Coque, Asfalto, Propeno, Lubrificante, outros gases liquefeitos e outros derivados.
1.609
Gás Natural
235215
315
2T08 1T09 2T09
Mil
boed
Derivados
9
1S09 (mil barris/dia)1S08 (mil barris/dia)
10
12.067
4.906
11.500
6.208
1S08 1S09
Importações Exportações
Volume Financeiro (US$ Milhões)
+ US$ 1.302- US$ 567
369 396
252 198
Exportação Importação ExportaçãoLíquida
482393
226
131
Exportação Importação ExportaçãoLíquida
621 594
27184
524
708
• Exportação líquida e superávit financeiro resultantes do aumento da produção, aprimoramentos no parque de refino e redução da demanda interna.
MELHORA EXPRESSIVA NA BALANÇA COMERCIAL
SÓLIDO DESEMPENHO OPERACIONAL NO TRIMESTRE
1º Tri - 2009Lucro Operacional
ReceitaOperacional Líq.
CPVDespesas
Operacionais
• Maior Receita Operacional Líquida em função do maior volume de vendas e da elevação dos preços das commodities no mercado internacional;• Menor Custo do Produto Vendido devido a realização de estoques formados a preços mais baixos no trimestre anterior e menores volumes de importação;• Redução das Despesas Operacionais em função dos menores gastos com baixa de poços secos, reduções dos preços de fretes e das despesas gerais e administrativas e não incidência de impairments.
2º Tri - 2009Lucro Operacional
10.220
500
2.0101.166 13.896
EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 2T09)
12
CRESCIMENTO DO LUCRO LÍQUIDO
744
5.816
3.676 645
7.734
(1.535)(1.612)
1º Tri – 2009Lucro Líq.
Resultado Financeiro Impostos Part. Acion.
Não Control.
• Maior Despesa Financeira devido à variação cambial sobre utilização de recursos no exterior via Controladas e hedge comercial;• Redução do IR/CSSL devido ao benefício fiscal decorrente do provisionamento de JCP no 2T09;• Efeito negativo na Participação dos Acionistas não Controladores decorrente dos resultados das SPEs, em razão do efeito cambial sobre suas dívidas.
Part. Invest. Relevantes
Lucro Operacional
2º Tri – 2009Lucro Líq.
EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO (R$ MILHÕES - 1T09 VS 2T09)
13
1º Tri - 2009Lucro Operac.
Efeito Preço na Receita
Efeito Volume na Receita
Despesas Operacionais
2º Tri – 2009Lucro Operac.
Efeito Custo médio no CPV
Efeito Volume no CPV
3.693
4.239714 (400) (451) 451 8.246
• Elevação do lucro operacional em mais de 100% foi explicada, principalmente, pela elevação dos preços de realização do óleo;
• Maior produção e elevação do preço do óleo no mercado internacional aumentaram os custos de extração com participação governamental e explicam elevação do CPV.
EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO- EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 2T09)
EXPRESSIVO AUMENTO DO LUCRO OPERACIONAL DO E&P
14
CONTÍNUA RECUPERAÇÃO DO RESULTADO OPERACIONAL DO ABASTECIMENTO
1º Tri - 2009Lucro Operac.
2º Tri - 2009Lucro Operac
Efeito Preço na Receita
Efeito Volume na Receita
Despesas Operacionais
Efeito Custo médio no CPV
Efeito Volume no CPV
7.115894
866 (404) (607)50 7.914
• Aumento da demanda doméstica acompanhada por estabilidade do PMR, em Reais, propiciouefeito positivo na receita;
• Realização de estoques formados a preços mais baixos no trimestre anterior impactou positivamenteo CPV.
ABASTECIMENTO- EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL (R$ MILHÕES - 1T09 VS 2T09)
15
GÁS & ENERGIA, INTERNACIONAL e DISTRIBUIÇÃO (1T09 VS 2T09)G
ás &
Ene
rgia
Inte
rnac
iona
lD
istr
ibui
ção
• Ampliação da oferta de gás natural;
• Eliminação de penalidades contratuais relativas ao suprimento de gás natural.
• Elevação do preço do petróleo;• Aumento da produção de óleo na Nigéria (Akpo iniciou produção em março) e de gás na Bolívia em função da maior demanda das térmicas.
Resultado Operacional:1T09
(R$ 99 milhões)VS.
Resultado Operacional:1T09
R$ 25 milhõesVS.
Resultado Operacional:1T09
R$ 386 milhõesVS.
• Redução dos custos resultando em aumento de 9% nas margens de comercialização;
• Aumento de 5% no volume vendido pela maior demanda.
2T09R$ 576 milhões
2T09R$ 224 milhões
2T09R$ 466 milhões
16
EFETIVA IMPLANTAÇÃO DOS INVESTIMENTOS PREVISTOS
18%
3%
2%1%
4%
13%
12%
47%
E&P
Abastecimento
Gás e Energia
Internacional
Corporativo
Distribuição
SPE
2,5
2,8 9,7
0,5
3,7
1,1
0,20,4
Investimento no 1S08 – R$ 20,9 bilhões
32.814 30.936
1S08 1S09
EBITDA em R$ milhões
• Estabilidade na geração de caixa possibilita o incremento dos investimentos da Companhia
Emp. em Negociação
Investimento no 1S09 – R$ 32,5 bilhões
1,5
2,8d
0,10,4
0,4
7,1
1,0
1,1
20%
2%2%
1%
8%
13%
8%
45%14,8
6,4
2,7
4,2
0,20,8
2,60,7
17
AMPLO ACESSO A FONTES DE FINANCIAMENTO
Emissão de
Títulos15 de março de 20198,125%US$ 1,5 bilhõesGlobal Notes11 de Fevereiro
6,875%
Rendimento ao Investidor VencimentoValorTipo de TítuloData de Conclusão
15 de março de 2019US$ 1,25 bilhõesGlobal Notes09 de Julho
Mercado de Capitais
Bancos de Desenvolvimento/Agências de Fomento à Exportação (1)
(1) Valores ainda não desembolsados até 31/07/09(2) R$ 25 bilhões convertidos pela taxa de câmbio em 30/07/09
US$ 6,5 bilhões, adquiridos no 1 º semestre, para serem trocados por emissões de títulos , com prazo de até 2 anos
Empréstimo Ponte
19 anos e 8 mesesUS$ 13,3 bilhões (2)BNDES30 de Julho
10 anosUS$ 10 bilhõesChina Development Bank19 de Maio
5 - 10 anosUS$ 2 bilhõesUS EximBank29 de Abril
PrazoValorBanco CredorData
18
R$ milhões 30/6/2009 31/3/2009
Endividamento de Curto Prazo 13.086 15.609
Endividamento de Longo Prazo 55.782 54.698
Endividamento Total 68.868 70.307
Disponibilidades 10.072 19.532
Endividamento Líquido 58.796 50.775
Estrutura de Capital 49% 49%
MANUTENÇÃO DA ROBUSTEZ FINANCEIRA
28%
21%21%19%17% 18% 19%
26%26%
30/6/2007 31/12/2007 30/6/2008 31/12/2008 30/6/2009
End. Líq./Cap. Líq.US$ milhões 30/6/2009 31/3/2009
Endividamento Total 35.288 30.368
• Alavancagem financeira dentro da meta estabelecida no PN e suportando o aumento dos investimentos ocorridos no trimestre;
• Redução das disponibilidades dado o elevado volume de investimentos no trimestre (R$18.329 milhões) e pagamento de juros sobre capital próprio no valor de R$ 6.398 milhões.
19
Para mais informações favor contatar:Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Relacionamento com Investidores
E-mail: [email protected]. República do Chile, 65 – 22o andar
20031-912 – Rio de Janeiro, RJ(55-21) 3224-1510 / 3224-9947
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