Webcast 2T12
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DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 2º trimestre de 2012 (legislação societária) Teleconferência/Webcast
06 de Agosto de 2012
AVISO
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 2012 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:
DESTAQUES OPERACIONAIS
P-56
» Divulgação do PNG 2012-2016 de US$ 236,5 bilhões, dos quais US$ 208,7 bilhões relativos a projetos em
implantação e US$ 27,8 bilhões para projetos em avaliação (pressuposto de retorno e financiabilidade)
» Aumento nos preços do diesel (10%) e da gasolina (8%)
P-55
» Avanços nas contratações e no desenvolvimento da
indústria local:
» Contratos de construção de 12 sondas nos
estaleiros Brasfels (6) e Jurong Aracruz (6) pela
Sete Brasil
» Definição de novo parceiro tecnológico no Estaleiro
Atlântico Sul
» Contratos para a construção e integração dos
primeiros módulos topside de 8 FPSOs para
projetos do Pré-sal
» Recebimento de 4 sondas estrangeiras no 2T12
Deck mating da P-55 concluído no Polo Naval do
Rio Grande. Manobra envolveu estrutura de 17 mil
toneladas, a maior já feita no mundo
» Recorde no processamento de petróleo nas refinarias (2,01 milhões bpd)
3
RESULTADO 2T12
P-56
• Desvalorização cambial (impacto sobre endividamento e custos dolarizados)
• Defasagem de preços dos derivados vendidos no Brasil
• Queda na produção (paradas operacionais e Frade) e elevação dos custos de extração (início do PROEF*)
• Baixas de poços secos/subcomerciais devido a atividades exploratórias, principalmente entre 2009 e 2012, em
novas fronteiras
• Maiores importações de GNL devido à elevação do consumo de gás natural pelas usinas termelétricas
Principais Fatores que Influenciaram o Resultado Negativo
» Prejuízo de R$ 1,3 bilhão no 2T12 vs lucro líquido de R$ 9,2 bilhões no 1T12
» EBITDA de R$ 10,6 bilhões no 2T12 vs R$16,5 bilhões no 1T12
É menos provável que tais fatores se repitam em conjunto e com a mesma intensidade
nos trimestres seguintes
4 *PROEF – Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Unidade de Operações da Bacia de Campos
VARIAÇÃO CAMBIAL
Fonte: Banco Central - PTAX
» A maior desvalorização do Real ao final do 2T12 acarretou Resultado Financeiro Líquido negativo de R$ 6,4 bilhões
» A desvalorização média do Real ao longo do 2T12 afetou negativamente os principais itens de custo da Cia (extração de
petróleo e participações governamentais, importação de petróleo, derivados, GNL e logística de derivados)
» Porém, recentemente tem-se observado relativa estabilidade da cotação do dólar (contenção da escalada)
5
R$/US$
1,60
0,00
jul-12 jun-12 mai-12 abr-12 mar-12
2,30
2,20
2,10
1,70
1,80
1,90
2,00
1,72
1,79 1,84
1,79
fev-12 jan-12 dez-11 nov-11 out-11 set-11 ago-11 jul-11 jun-11 mai-11 abr-11 mar-11 fev-11 jan-11
2,03 2,05
1,98
1,85
1,79
1,66 1,67 1,68
1,77 1,74
1,60
1,56 1,59
1,61 1,59
2012 2011
2T11
Média 1,60
1T12
Média 1,77
2T12
Média 1,96
PREÇOS DOMÉSTICO E INTERNACIONAL
Importação de Diesel Importação de Gasolina PMR Brasil PMR USGC (c/ volumes vendidos no Brasil)
Volum
es Importados (M
il bbl / d) P
reço
Méd
io d
e V
enda
(R
$/bb
l)
2011
6
2012
» A formação dos estoques vendidos no 2T12 deu-se no período de maior defasagem de preços (mar-mai/12)
» Redução da defasagem no final do período, em função da queda dos preços internacionais junto com os reajustes de preços
de diesel e gasolina
abr-11 mar-11 fev-11 jan-11 jun-12 mai-12 abr-12 mar-12 fev-12 jan-12 dez-11 nov-11 out-11 set-11 ago-11 jul-11 jun-11 mai-11
Preço Médio de Venda Brasil
Preço Médio de Venda Golfo Americano
Período de Formação dos
Estoques do 2T12
100
120
140
160
180
200
220
240
260
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
PRODUÇÃO DE ÓLEO E LGN (BRASIL)
2T11
Média: 2.018
1T12
Média: 2.066 2T12
Média: 1.970
2.001
1.968
2.002
1.963
2.047
2.003 2.020
2.003
2.040
2.069
2.050
2.000
1.950
50
1.993
2.098
1.989
1.961
2.200
2.150
2.100
1.960
2.061
2.110
2.084
2012 2011 mil bpd
7
» Redução de 5% da produção no 2T12 vs 1T12 (- 96 mil bpd) em função, principalmente, de:
» Paradas operacionais (-54 mil bpd), queda da eficiência operacional (-18 mil bpd) e interrupção de Frade (-15 mil bpd)
» Declínio do potencial dos sistemas antigos tem se mantido dentro do esperado
» No 2S12 entrada em operação de 2 novos sistemas:
» FPSO Cidade de Anchieta (Baleia Azul), capacidade de 100 mil bpd, em agosto
» FPSO Cidade de Itajaí (Baúna e Piracaba), capacidade de 80 mil bpd, em outubro
» Manutenção da meta de produção para 2012 (estável em relação a 2011, +/-2%)
» Recuperação da produção somente no 4T12 (paradas programadas continuam no 3T12)
8 Confidencial
BALEIA AZUL (FPSO ANCHIETA):
CURVA S DE ACOMPANHAMENTO FÍSICO DO PROJETO COMPLETO
Justif. 1 - Desvio de Prazo: Desvio de 01 mês para o início da operação (1º
óleo) por conta de atraso nas obras de adaptação do FPSO Cidade de
Anchieta.
Justif. 2 - Desvio de Realização Física Acumulado: Avanço físico acumulado
abaixo da linha de base do EVTE por conta de atraso na campanha de construção
de poços do projeto e fabricação dos dutos flexíveis.
8
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
nov-
08de
z-08
jan-
09fe
v-09
mar
-09
abr-
09m
ai-0
9
jun-
09ju
l-09
ago-
09se
t-09
out-
09
nov-
09de
z-09
jan-
10fe
v-10
mar
-10
abr-
10m
ai-1
0
jun-
10ju
l-10
ago-
10se
t-10
out-
10no
v-10
dez-
10
jan-
11fe
v-11
mar
-11
abr-
11
mai
-11
jun-
11
jul-1
1ag
o-11
set-
11
out-
11no
v-11
dez-
11ja
n-12
fev-
12m
ar-1
2ab
r-12
mai
-12
jun-
12
jul-1
2ag
o-12
set-
12ou
t-12
nov-
12
dez-
12ja
n-13
fev-
13m
ar-1
3
abr-
13m
ai-1
3ju
n-13
jul-1
3ag
o-13
% A
cum
ulad
o
Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado
4
Justif. 1
Justif. 2
1
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO 1 - Conclusão da Completação Mecânica do FPSO: (jun/12)
2 - Chegada do FPSO no Brasil (ago/12)
3 - Obtenção da LO (ago/12)
4 - Início da produção de óleo (ago/12)
5 - Início da exportação de gás (out/12)
6 - Início da injeção de água (dez/12)
Previsto: 84,7%
Acumulado até 30/06/2012:
Realizado: 78,2%
2 Entrada em Operação
Projetada: Ago/12
Entrada em Operação
Prevista (EVTE): Jul/12
9 Confidencial
Justif. 1 - Desvio de Prazo: O atraso de 3 meses na entrada em operação
deve-se a postergação da data de chegada da UEP na Locação ocasionada
pela baixa performance das obras no estaleiro Jurong em Cingapura, em
especial de completação mecânica e comissionamento dos sistemas da UEP.
Justif. 2 - Desvio de Realização Física Acumulado: Atraso de 12,48% na realização
física até 30/jun/12 devido a atrasos na construção do FPSO (0,21%), atraso na
completação de poços de Baúna (7,81%), postergação recebimento materiais de
interligação (1,55%), postergação da pré-ancoragem e desembolso taxa de
mobilização UEP (2,93%) e levantamento ambiental não previsto 0,02%.
BAÚNA E PIRACABA (FPSO ITAJAÍ):
CURVA S DE ACOMPANHAMENTO FÍSICO DO PROJETO COMPLETO
9
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
set-
09
nov-
09
jan-
10
mar
-10
mai
-10
jul-1
0
set-
10
nov-
10
jan-
11
mar
-11
mai
-11
jul-1
1
set-
11
nov-
11
jan-
12
mar
-12
mai
-12
jul-1
2
set-
12
nov-
12
jan-
13
mar
-13
mai
-13
jul-1
3
set-
13
nov-
13
jan-
14
mar
-14
mai
-14
jul-1
4
set-
14
nov-
14
jan-
15
% A
cum
ulad
o
Linha de Base Linha Base - PNG 12-16 Realizado Projetado
3
5
Justif. 1
Justif. 2
MARCOS DE IMPLANTAÇÃO
1 - Obtenção da LP (jul/12)
2 - Obtenção da LI (ago/12)
3- Chegada do FPSO na Locação (set/12)
4 - Obtenção da LO (set/12)
5 - Conclusão do Projeto (ago/14)
Entrada em Operação
Projetada: Out/12
Entrada em Operação
Prevista (EVTE): Jul/12
2
Previsto: 55,6%
Acumulado até 30/06/2012:
Realizado: 43,1% 1
CUSTO DE EXTRAÇÃO
10
20,93 22,31 22,47 22,70 26,63
34,21 31,80 37,57 39,03
38,48
2T11 3T11 4T11 1T12 2T12
Custo de Extração Part. Governam.
10
» Gastos com intervenções em poços e engenharia
submarina subiram 35%, de R$ 1.024 milhões no 1T12
para R$ 1.385 milhões no 2T12, principalmente pelo maior
número de unidades e de dias das sondas alocadas às
atividades de manutenção (de 443 para 760 dias na Bacia
de Campos)
» Essa elevação de atividades e dispêndios deve-se ao
PROEF. A recuperação da eficiência operacional da UO-BC
se verificará a partir do 4T12
» Participação Governamental: redução da parcela devido à
menor produção de blocos que pagam maiores alíquotas
de participações especiais
65,11
54,11
61,73 55,14
60,04
(R$/Barril)
BAIXA DE POÇOS SECOS DE ATIVIDADES
EXPLORATÓRIAS
473174
561 572 577274 229
415 528 615204
896536
2.737
-500
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
2T12 1T12 4T11 3T11 2T11 1T11 4T10 3T10 2T10 1T10 4T09 3T09 2T09 1T09
Poços secos/abandonados e não econômicos (subcomerciais)
R$ milhão
Baixa de Poços Secos
» Foram baixados 41 poços no 2T12, cuja perfuração ocorreu principalmente entre 2009 e 2012, a maioria em áreas de nova
fronteira:
» Atividades em novas fronteiras implicam em Índice de Sucesso menor do que o alcançado com o Pré-Sal nos últimos
anos, maiores custos de logística e, consequentemente, maior lançamento de custos associados à baixa de poços
secos/subcomerciais
11
POÇOS BAIXADOS 2T12
41 poços
» Por evento gerador da baixa
21 secos, 8 subcomerciais, 9 projetos cancelados,
2 abandonados e 1 acidente mecânico
» Por área exploratória
13 no Pós-Sal, 15 Terrestres, 2 no Pré-Sal e
11 projetos cancelados ou abandonados
Custo total: R$ 2,7 bilhões
• 5 poços representam R$ 1,539 bilhão
(57%)
12
Ceará
(Nova descoberta)
Confidencial
VENDAS DE DERIVADOS - BRASIL
969 970 1.021
481 545 557
227 214 228
441 439431
2T11 1T12 2T12
2.118 2.237 2.168
Diesel + QAV Gasolina GLP Outros
mil
barr
is/d
ia
» Crescimento de 6% na venda de derivados no
comparativo 2T12/2T11:
» Aumento de 16% no volume de gasolina devido à
elevação da frota e preços mais atraentes em
relação ao etanol
» Aumento de 5% do volume de diesel devido a
atividade de varejo
» Crescimento de 3% no comparativo 2T12/1T12,
conforme sazonalidade do consumo:
» Volume incremental suprido pelas importações,
principalmente de diesel, afetou negativamente
as margens do Abastecimento
13
+3%
+6%
BALANÇA COMERCIAL
(mil
barr
is/d
ia)
» Menor produção de petróleo nacional levou à queda das exportações de petróleo no 2T12
» O maior volume de óleo nacional processado no parque de refino também contribuiu para a menor exportação
» Crescimento do consumo doméstico (diesel principalmente) demandou maior importação de derivados com margens negativas
Exportações Importações
14
Saldo da Balança
480 497
351
554
203
714
217 223
703
347358 341
724
383
764
406 374
721
2T12 1T12 2T11 2T12 1T12 2T11
2T12 1T12 2T11
-170
-50 -18
Derivados Óleo
MAIOR DEMANDA TERMELÉTRICA - IMPORTAÇÃO DE GNL
milhão m³/dia
8,111,6
15,5
26,523,8
18,6
0
10
20
30
40
50
60
jan/11 fev/11 mar/11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12
Não Térmico
Térmico
Refinarias e Fafens
2012 2011 2T11
Média: 64,0 1T12
Média: 67,2
2T12
Média: 79,4
Demanda
9,00,71,626,2
42,644,4
GNL
Bolívia
Nacional
2T12
80,7
27,2
1T12
+16%
69,4
2T11
66,0
25,7
38,7
milhão m³/dia
Oferta
15
» Maior consumo termelétrico (+96% em relação ao 1T12) em razão
da menor afluência verificada no 2T12
» Aumento da oferta de gás nacional e importado no 2T12, com
destaque para o GNL, para suprir o crescimento da demanda
termelétrica
» Aumento do PLD resultou em impacto negativo nas margens de
comercialização de energia
» Redução da demanda térmica no final do 2T12 com o retorno dos
reservatórios hidrelétricos
PRODUÇÃO INTERNACIONAL
16
» Destaque para o ramp up da produção de Cascade, nos EUA
» Menor volume de vendas na Nigéria devido à menor participação no campo de Akpo, pelo término da recuperação de
custos passados
» Menor preço das commodities no 2T12 ocasionou uma maior provisão para redução a valor de mercado dos
estoques nos EUA e Japão (R$ 509 milhões)
» Provisão referente ao acordo da Refinaria de Pasadena (R$ 140 milhões)
mil boe/dia
Mar-12
246
237
Jul-12 Jun-12
230
Fev-12
80
Dez-11
242
238
Ago-11 Out-11
249
Set-11
237
Jul-11 Mai-12
233
Nov-11
246
Mar-11
241
Jun-11
236
Jan-11
226
Abr-11
219 232
Fev-11
238
Mai/11
231
240
250
260
Jan-12
270
230
244
Abr-12
239
242
Até 11 de julho
*
2012 2011
2T11
Média 227
1T12
Média 239
2T12
Média 240
Até 19 de julho
Produção de Petróleo e Gás Natural
RESULTADOS FINANCEIROS
LUCRO OPERACIONAL 2T12 VS 1T12
1T12
Lucro Operacional
Receita
de Vendas
CPV Despesas de
vendas, gerais e
adm.
2T12
Lucro Operacional
Demais
despesas
11.771
1.913
(6.142)(292)
(1.968)5.282
(R$ milhões)
18
» Redução do lucro operacional
» Aumento na receita, devido ao crescimento da demanda no mercado interno (4%) e ao efeito da depreciação cambial
sobre os preços das exportações
» Aumento do CPV em função do maior volume de vendas no mercado doméstico, realização de estoques formados a
custos mais elevados e efeito cambial sobre custos dolarizados
» Crescimento das despesas exploratórias (+238% no comparativo 2T12/1T12) devido a baixas de poços secos e
subcomerciais – exploração em novas fronteiras
LUCRO LÍQUIDO 2T12 VS 1T12
9.214
(6.489)
(6.872)(562)
2.624 739
(1.346)
1T12
Lucro Líquido
Lucro
Operacional
Resultado
Financeiro
Participações
em
Investimentos
Impostos Lucro Atrib. aos
não Control.
2T12
Lucro Líquido
(R$ milhões)
19
» Prejuízo
» Redução do lucro operacional
» Despesa financeira de R$ 6,4 bilhões em função da depreciação cambial (11%) sobre o endividamento
EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO 2T12 VS 1T12
18.846 1.213 (1.442) (902) 621 (2.164)
16.172
1T12 Resultado
Operacional
Efeito preçona receita
Efeito volume na receita
Efeito custo médio no CPV
Efeito Volume no CPV
Despesas Operacionais
2T12 Resultado
Operacional
Evolução do Lucro Operacional (R$ milhões)
20
» Maiores preços de venda do petróleo nacional devido à depreciação cambial
» Menor produção de petróleo
» Aumento dos custos com manutenção e intervenções de poços parcialmente compensados pela redução de participações
governamentais
» Crescimento das despesas com geologia, geofísica e baixa de poços secos ou sem viabilidade econômica
ABASTECIMENTO 2T12 VS 1T12
Evolução do Lucro Operacional
(7.101)
487
(272)
(3.285)
53 150
(9.968)
1T12Resultado
Operacional
Efeito Preço na Receita
Efeito Volume na Receita
Efeito Custo Médio no CPV
Efeito Volumeno CPV
Despesas Operacionais
2T12Resultado
Operacional
(R$ milhões)
21
» Aumento dos preços médios de venda somente no final do trimestre
» Menores exportações de óleo e derivados – produção direcionada para atender o mercado interno
» Elevação dos custos com aquisição/ transferência de petróleo e realização de estoques formados a custos mais elevados
Confidencial
PRODUÇÃO NACIONAL DE DERIVADOS
832 852 878
394 431 441
165 165 175
503519 541
2T11 1T12 2T12
mil
bpd
1.894 1.967 2.035
Diesel + QAV Gasolina GLP Outros
22
» Aumento da produção de derivados em razão da maior carga fresca processada possibilitada pela maior disponibilidade
operacional e maior utilização das unidades de conversão e qualidade
» Parque de refino com maiores taxas de utilização, com recorde de processamento mensal em junho (98,7%)
» Custo do refino em reais apresentou pequena elevação devido a maiores gastos com paradas de manutenção sem impacto
na carga. O indicador em dólares caiu 8%
2T12
1.927
1.576
1T12
1.884
1.534
2T11
1.837
1.484
Petróleo Nac. Petróleo Imp. Fator de Utilização
Carga Processada e
Fator de Utilização
Car
ga p
roce
ssad
a (m
il bp
d)
Fat
or d
e ut
iliza
ção
(%)
Produção de derivados *
8,78
7,547,68
2T11 1T12 2T12
Custo de Refino
(R$/bbl)
+2%
* Inclui produção de GLP pelo E&P
1,071,41 1,66 1,61
2,4617%
22% 24% 24%28%
-20%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
-0,5
0,5
1,5
2,5
3,5
4,5
5,5
2T11 3T11 4T11 1T12
Dívida Líq./EBITDA Endiv. Líq./Cap.Líq.
1) Endividamento Líquido / ((EBITDA 1T12 + EBITDA 2T12) x 2)
2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)
3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias 23
ENDIVIDAMENTO
R$ Bilhões 30/06/12 31/03/12
Endividamento de Curto Prazo 17,7 18,0
Endividamento de Longo Prazo 161,5 146,1
Endividamento Total 179,2 164,1
(-) Disponibilidades ajustadas3 45,9 57,9
= Endividamento Líquido 133,2 106,2
US$ Bilhões 30/06/12 31/03/12
Endividamento Líquido 65,9 58,3
2T12
» Fraco resultado do trimestre não reflete a
expectativa para os demais trimestres
» Desinvestimentos continuam como planejado
» Nenhuma alteração nas estimativas e metas de
alavancagem divulgadas no PNG 2012-2016
1 2
INVESTIMENTOS
1S2011 1S2012
R$ 32,0 bilhões
(U$ 19,6 bilhões)
R$ 38,7 bilhões
(US$ 20,7 bilhões)
38%
6%
1% 1% 2%
6%
34%
5%
1% 0% 2%
5%
E&P Abastecimento G&E Internacional Distribuição Biocombustível Corporativo
24
“Para finalizar, reitero a minha sólida convicção na posição
privilegiada da Petrobras na indústria de óleo e gás: nossas
reservas, nosso pessoal qualificado, nossos investimentos em P&D,
assim como nosso histórico de superação de desafios nos permitem
levar nossa Companhia a patamares de excelência que trarão
retornos consistentes para nossos acionistas.”
Presidente Maria das Graças Silva Foster