webcast 3t13
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1
DIVULGAÇÃO DE
RESULTADOS
3º trimestre de 2013
Teleconferência/Webcast
28 de Outubro de 2013
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
2013 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:
Aviso
3
Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Conforme antecipado, produção do 3T13 em linha com a do 2T13
» Produção no mesmo patamar do realizado no 2T13.
» No mês de setembro, a produção foi 3,7% superior ao verificado nos mês de agosto, decorrência da menor intensidade das paradas
programadas e incorporação de novos poços produtores.
» Custo de extração aumentou 9,7% (de R$ 31,25/boe no 2T13 para R$ 34,28/boe no 3T13) decorrente da variação cambial, do Acordo Coletivo
de Trabalho, da entrada em produção do FPSO Rio das Ostras (TLD Espadarte) e do maior tempo de operação do FPSO Cid.de Paraty.
» Lucro Líquido da área de E&P: R$ 11,6 bilhões no 3T13 x R$ 8,9 bilhões no 2T13, em função, principalmente, dos maiores preços
do petróleo.
2.300
2.250
2.200
2.150
2.100
2.050
2.000
1.950
1.900
1.850
50
1.924
mar-13
1.846
1.920
jan-13
1.965
dez-12
2.032
fev-13 nov-12
1.928
jun-12
1.940 1.940
1.843
ago-12 set-12 jul-12 mai-12
1.968
out-12
1.960
ago-13
1.908
jul-13
1.888
set-13
1.979
jun-13
1.979
mai-13
1.892
abr-13
1.989
abr-12
1.961
mar-12
1.993
fev-12
2.098
jan-12
2.110
Mil bpd 3T12
Média 1.904 2T13
Média 1.931 3T13
Média 1.924 5/Jan
FPSO Cidade de Itajaí (Baúna)
16/Fev
FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá)
FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE)
6/Jun
FPSO Cid. De Anchieta (Baleia Azul)
10/set
2012
2013
4
Produção 2013 – Óleo e LGN no Brasil Conclusão de 6 novas unidades no 4T13
» A produção do 2º semestre de 2013 ficará abaixo do previsto pelas seguintes razões:
P-63 / Papa-Terra: Identificação tardia de corais ocasionou alteração do arranjo submarino;
FPSO Cidade de São Paulo / Sapinhoá: atraso da empresa Subsea 7 na fabricação, entrega e instalação dos Sistemas de
Coleta Desacoplado (boiões); e
Limitação de navios PLSVs em decorrência da dificuldade de contratação no Brasil entre 2010 e 2011, impactando o ritmo de
interligação de poços.
» Os reservatórios dos campos em produção vem desempenhando melhor que o previsto. O declínio natural observado durante os
últimos 12 meses foi abaixo do intervalo esperado de 10-11%.
» A conclusão de 6 novas unidades no 4T13 contribuirá para o crescimento sustentado da produção em 2014.
2.050
2.250
2.300
2.200
2.150
2.100
2.000
1.950
1.900
1.850
50
set-13
1.979
ago-13
1.908
jul-13
1.888
jun-13
1.979
mai-13
1.892
abr-13
1.924
mar-13
1.846
fev-13
1.920
jan-13
1.965
dez-12
2.032
nov-12
1.968
out-12
1.940
set-12
1.843
ago-12
1.928
jul-12
1.940
jun-12
1.960
mai-12
1.989
abr-12
1.961
mar-12
1.993
fev-12
2.098
jan-12
2.110
Mil bpd 3T12
Média 1.904 2T13
Média 1.931 3T13
Média 1.924 5/Jan
FPSO Cidade de Itajaí (Baúna)
16/Fev
FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá)
FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE)
6/Jun
4T13
2012
FPSO Cid. De Anchieta (Baleia Azul)
10/set
2013
TAD (Papa-Terra)
P-63 (Papa-Terra)
P-58 (Parque das Baleias)
P-55 (Roncador)
P-61 (Papa-Terra)
P-62 (Roncador)
5
PROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional Ganho de 65 mbpd no 3T13, eficiência de 75% na UO-BC e de 92% na UO-RIO
UO-BC: 3T13
Eficiência
Operacional (%) Produção de Óleo +
LGN (mbpd)
UO-RIO: 3T13
Eficiência
Operacional (%) Produção de Óleo +
LGN (mbpd)
Sem
PROEF
840
+32 mbpd
Com
PROEF
872
+1,2 p.p.
Com
PROEF
92,4
Sem
PROEF
91,2
+33mbpd
390
Com
PROEF
Sem
PROEF
357
Com
PROEF
74,9
Sem
PROEF
66,9
+8,0 p.p.
Dispêndios totais de US$ 1,338 bilhão até ago/13.
VPL de US$ 662 milhões; foco na recuperação de
poços e sistemas submarinos.
Ganho de 33 mbpd no trimestre.
Dispêndios totais de US$ 3,2 milhões até ago/13.
VPL de US$ 804 milhões; foco na gestão, melhoria de
integridade e otimização na utilização de recursos.
Ganho de 32 mbpd no trimestre.
6
Parcela do Óleo-Lucro para a União no valor mínimo estabelecido no Edital: 41,65%.
CONSÓRCIO
Petrobras (40%)
Shell Brasil (20%)
Total (20%)
CNPC (10%)
CNOOC (10%)
6
Roncador Albacora
Marlim Leste
Marlim
Resultado do Leilão de Libra Desenvolvimento com parceiros que possuem reconhecida experiência, habilidades e robustez financeira
Libra
Área Aproximada
1.549 km²
Limites Estaduais
Batimetria
Bacia Sedimentar
Área do Pré-Sal
Polígono do Prospecto de Libra
Petrobras + Parceiros Pré-Sal
Petrobras + Parceiros Pós-Sal
Petrobras Pré-Sal
Petrobras Pós-Sal
Gasodutos - Rota 1
Gasodutos – Rota 2
Gasodutos – Rota 3
Gasodutos
7
Produção de Derivados
Produção Nacional de Derivados Recorde mensal de processamento em Jul/13 e na produção de Diesel e Gasolina em Ago/13
(mil bpd) (R$/barril) (mil bpd)
» Produção de derivados estável em relação ao 2T13, com maior produção de diesel e gasolina.
» Apesar da menor carga fresca processada, devido ao impacto das paradas na REDUC, REVAP e REGAP no 3T13,
processamos maior volume de petróleo nacional.
» Custo de Refino em reais aumentou em função, principalmente, do aumento dos gastos com pessoal referentes ao Acordo
Coletivo de Trabalho.
+5%
802 855 864
439501 512
7488108
9410092
2.128
0%
3T13
134
239
211
2T13
2.138
146
245
203
3T12
2.026
144
228
213
+2,1%
+1,1%
OC
QAV Outros GLP
Nafta Gasolina
Diesel
Custo de Refino Carga Processada e Utilização
7,45
6,377,07
3T13
+17%
2T13 3T12
+5%
382436364
96%99%97%
3T13
2.072 2.102 1.974
1.666
3T12
1.690
2T13
1.611
Petróleo Imp. Utilização da
Capac. Nominal
Petróleo Nac.
8 (*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários.
3T13 x 2T13
3T13 x 3T12
Diesel: (+5%): Maior consumo devido o crescimento da economia
(especialmente varejo) e aumento da safra de cana-de-açúcar e da
safrinha de milho.
Gasolina: (+3%): Crescimento da frota de veículos flex associado à
vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol em diversos
estados levaram ao aumento no consumo do derivado.
Diesel: (+5%): Sazonalidade do consumo de óleo diesel, mais alta no 3º
trimestre por causa do plantio da safra de grãos de verão e da atividade
industrial.
Gasolina: (+1%): Aumento da frota de veículos leves no Brasil.
Óleo Combustível: (-31%): Menores entregas para térmicas
emergenciais frente ao 2T13.
Vendas de Derivados no Brasil Crescimento de 2% no 3T13 em relação ao 2T13. Consumo recorde de Diesel
Vendas de Derivados – Brasil
984 978 1.031
108104106
7110378
2.372
2T13
583
233
170
201
3T12
2.350
569
232
169
212 OC
587
172
210
243
Outros
Gasolina
3T13
2.422
QAV
Nafta
Diesel
+2%
GLP
Mil bbl/d
*
+3%
+5%
+1%
9
Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados Maior importação de diesel contribuiu para a redução do saldo líquido da balança comercial
3T13 x 2T13
» Maior importação de Diesel para atendimento do crescimento sazonal do plantio e da atividade industrial.
» Maior exportação de petróleo devido à maior disponibilidade gerada pelo consumo de estoque formado no 2T13 associado à
ocorrência de paradas programadas em refinarias no 3T13.
» Lucro Líquido da área de Abastecimento: -R$ 5,5 bilhões no 3T13 x -R$ 2,5 bilhões no 2T13, em função da maior
defasagem dos preços associada ao maior volume de importação de derivados, principalmente diesel, e do maior preço de
aquisição de petróleo.
Exportação Importação Saldo Líquido
mbp
d
2813
84
23868
190
293828
2T13
359
159
162
3T12
551
148
447
3T12 2T13 3T13
+17%
+12%
3T13
827
227
334
2T13
708
180
3T12
822
163
375
385
3T13
402
166
206
Gasolina Diesel Outros Derivados OC Petróleo
-27%
+0%
+55%
-9
-297-64
-262-127
2T13
-349
-284
3T12
-271
+22%
3T13
-425
10
Comparação entre Preço Doméstico e Internacional Desvalorização cambial e elevação do Brent aumentaram a defasagem dos preços no 3T13
* 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.
» Aumento da defasagem no 3T13, decorrente da
depreciação do Real frente ao Dólar (11%) combinado
com o aumento do preço do petróleo internacional
(+8%, em Dólares).
Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
1.100
240
210
180
150
120
set/13 ago/13 jul/13 jun/13 abr/13 mar/13 fev/13 jan/13 dez/12 nov/12 out/12 set/12 mai/13 ago/12 jul/12 jun/12 mai/12 abr/12 mar/12 fev/12 jan/12
Preço Médio de Vendas Golfo Americano
Pre
ços
(R$/
bb
l)
Preço Médio de Venda Brasil 25/Jun
Reajustes
Importação de Diesel Importação de Gasolina
Perdas de Resultado
Reajustes
30/Jan
06/Mar
Vo
lum
es Imp
ortad
os (M
il bb
l / d)
16/Jul
+11%
3T13
2,29
2T13
2,07
3T12
2,03
+13%
Câmbio (R$/US$)
+8%
3T13
110
2T13
102
3T12
110
+0,3%
Brent (US$/bbl)
11
Oferta e Demanda de Gás Natural Redução do mercado termelétrico no 3T13 frente ao 2T13
» Demanda termelétrica recuou 16%, no comparativo 3T13 vs 2T13, em função da maior afluência nos reservatórios
hidrelétricos. A geração termelétrica a GN permaneceu em patamar elevado de 5,7 GWmed no 3T13.
» Redução da necessidade de GNL.
» Lucro Líquido da área de Gás e Energia: -R$ 0,2 bilhão no 3T13 x R$ 0,6 bilhão no 2T13, principalmente em função
do menor volume de geração e do menor preço de energia.
39,9
milhão m³/dia
Nacional
Bolívia
GNL
Não-Termelétrico
Termelétrico
Abast/E&P
Fertilizantes
OFERTA DEMANDA
40,2
37,0
38,6 11,7
39,3
+18% +18%
18,3 12,87,3
-7%
3T13
84,1
30,3
40,9
2T13
90,1
30,4
41,4
3T12
71,5
24,6
39,6
12,2 12,1 11,9
71,0
18,6
40,3
-6%
3T13
83,6
32,1
39,6
2T13
89,4
38,0
39,3
3T12
12
80%
60%
40%
20%
0%
260%
280%
240%
220%
200%
180%
160%
140%
120%
100%
Exe
cuçã
o o
per
acio
nal
(%
) PROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Jan a Set/13 Realização de R$ 4,8 bilhões, 122% da meta anual de otimização de custos operacionais
140%
120%
160%
100%
280%
260%
240%
220%
200%
60%
40%
0%
80%
20%
180%
Meta 2013: R$ 3,9 bilhões
Exploração & Produção Abastecimento
Engenharia,
Tecnologia
& Materiais
Corporativa
& Serviços
Transpetro
Gás & Energia
Produção
Onshore Administração
e Apoio Adm. Predial,
Viagens e
Hospedagens
Produção
Offshore
Serviços
de Apoio
Intervenção
em Poços
Refino Logística de
Óleo e Derivados
Comercialização
Suprimentos
e Estoque
TIC Gestão
SMES
Planejado Realização conforme planejado ou superior Risco elevado de não realização da meta anual
Pontos de atenção que podem comprometer o alcance da meta anual
Cenpes
Jan-Set/13
Redução de Custos Prevista: R$ 2,8 bilhão (70%)
Redução de Custos Realizada: R$ 4,8 bilhões (122%)
100%
BR, PBio
e Liquigás
BR
Liquigás
PBio
Logística
de GN
Fertilizantes
13
Destaques do Resultado Financeiro do 3T13
» Lucro Operacional menor no 3T13 em função de:
» maiores volumes de importação de diesel, em um quadro de câmbio mais desvalorizado e preços internacionais de
petróleo e derivados mais elevados;
» maiores despesas com poços secos e subcomerciais;
» provisionamento dos gastos com pessoal decorrente da proposta do Acordo Coletivo de Trabalho 2013;
» menores ganhos na venda de ativos.
» Menor Resultado Operacional levou a uma menor geração de caixa (EBITDA).
» Lucro Líquido 45% inferior devido ao menor Lucro Operacional, parcialmente compensado pelo melhor Resultado Financeiro.
Lucro Líquido Lucro Operacional EBITDA
R$
milh
ão
R$
milh
ão
R$
milh
ão
8.6005.494
-51%
2T13
11.107
3T12 3T13
-36%
3T13 2T13
18.091 13.091
-28%
3T12
14.375
-9%
5.567 6.201
3.395
3T13 2T13
-45%
3T12
-39%
14
Lucro Operacional - 2T13 vs 3T13 Resultado impactado pelo aumento das importações de derivados, especialmente diesel
R$
milh
ões
» Aumento na Receita de Vendas devido à maior demanda interna (+1%) e maior volume de petróleo exportado (+27%).
» CPV 11% superior ao 2T13, em função principalmente da maior participação dos derivados importados no mix de vendas,
especialmente diesel, associado à depreciação cambial (+11%) e à elevação do Brent (+8%).
» Demais Despesas/Receitas afetadas pelo provisionamento dos gastos com pessoal (Acordo Coletivo de Trabalho), maiores
gastos com baixa de poços secos e subcomerciais e menores ganhos com vendas de ativos.
11.107
4.073 (6.196)
(523) (2.967)
5.494
2T13
Lucro Operacional
Receita de Vendas CPV Despesas de Vendas,
Gerais e Adm.
Demais
Despesas/Receitas
3T13
Lucro Operacional
15
Lucro Líquido - 2T13 vs 3T13 Inferior em relação ao trimestre anterior devido ao Resultado Operacional
R$
milh
ões
» Queda de 45% no Lucro Líquido em função do menor Lucro Operacional, parcialmente compensado pelo
melhor Resultado Financeiro.
» Resultado Financeiro beneficiado pela menor depreciação cambial sobre o endividamento líquido.
» A redução dos Impostos reflete o menor lucro no período.
6.201 (5.613)
2.531 103
842 (669)
3.395
2T13
Lucro Líquido
Lucro
Operacional
Resultado
Financeiro
Participações em
Investimentos
Impostos 3T13
Lucro Líquido
Lucro Atrib. aos
não Controladores
16
Investimentos acumulados de R$ 69,3 bi de janeiro a setembro de 2013, 16% superiores à 2012.
Em dólares, investimentos aumentaram 5%.
Investimentos e Acompanhamento Físico e Financeiro R$ 25,1 bi no 3T13 e R$ 69,3 bi em 2013
Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 165 projetos (Curvas S):
Realizados 97,7% do avanço físico e 97,8% do avanço financeiro planejados.
R$
Bilh
ão
Investimentos Investimentos 9M13 por área de negócio
59,8
+16%
9M13
69,3
9M12
54%
R$ 10,7 bi 35%
R$ 6,9 bi 55%
32%
1% 1%
6% 5%
17
1) Endividamento Líquido / (EBITDA ajustado 9M13/3 x 4). EBITDA ajustado= EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos
2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)
3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias
Endividamento Aumento do Endividamento Líquido no trimestre
R$ Bilhões 30/09/13 30/06/13
Endividamento de Curto Prazo 18,2 18,2
Endividamento de Longo Prazo 232,7 230,8
Endividamento Total 250,9 249,0
(-) Disponibilidades ajustadas 3 57,9 72,8
= Endividamento Líquido 193,0 176,3
US$ Bilhões
Endividamento Líquido 86,5 79,6
2,422,77
2,322,57
3,05
28%31% 31%
34% 36%
-20%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
3T12 4T12 1T13 2T13 3T13
Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida 2
» Aumento no Endividamento Líquido no 3T13
em função de menor geração operacional
(R$ 14,4 bi) e uso de caixa (R$ 19,6 bi) para a
execução dos investimentos.
1
18
DIVULGAÇÃO DE
RESULTADOS
Informações:
Relacionamento com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br
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