webcast 4t09
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11
DIVULGADIVULGAÇÇÃO DE RESULTADOSÃO DE RESULTADOS
4º trimestre e exercício de 2009 (legislação societária)
Teleconferência / Webcast
José Sergio Gabrielli de Azevedo Presidente
24 de Março de 2010
22
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. Os valores informados para 2009 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:
AVISOAVISO
3
12,056
2,124 2,113
11,969
Pétroleo e LGN Gás Natural
PRODUÇÃO SEGUE TRAJETÓRIA SUSTENTADA DE CRESCIMENTO
Reservas InternacionaisReservas InternacionaisReservas BrasilReservas Brasil
2008 2009
Incorporação:
861 MM boe
Bilhões boe
o 18 anos
de reservas
por
produção
no Brasil, 8 anos
de reserva
por
produção
internacional
o Pré-Sal da Bacia do Espírito Santo contribuiu com reservas de 182 milhões. As descobertas do Pré-Sal da Bacia de Santos estão em avaliação, portanto, ainda não são consideradas reservas provadas.
o Redução das reservas internacionais devido à
proibição de registro das reservas por empresas privadas na Bolívia.
REPOSIREPOSIÇÇÃO DE RESERVAS 2010:ÃO DE RESERVAS 2010:Reservas brasileiras são repostas a 17 anos consecutivosReservas brasileiras são repostas a 17 anos consecutivos
14,093 14,169
Produção: 785 MM boe
0,497 0,493
0,4950,203
Petróleo e LGN Gás Natural
0,9920,696
2008 2009
IRR: 110%R/P: 18 anos
3
4
2.288
224 238
2.176
Nacional Internacional
1.855 1.971
321 317
Petróleo e LGN Gás Natural
PRODUÇÃO SEGUE TRAJETÓRIA SUSTENTADA DE CRESCIMENTO
Produção NacionalProdução Total
2008 2009
+5%
Mil boed
2008
+5%
PRODUPRODUÇÇÃO 2009:ÃO 2009:Segue trajetSegue trajetóória sustentada de crescimentoria sustentada de crescimento
2.400 2.526
2009
2.176 2.288
o Incremento de 6% na produção nacional de petróleo devido ao aumento na produção de plataformas (P-52, P-54 e P-53) e entrada em operação de 5 novas unidades
o Crescimento de 6% na produção internacional devido ao aumento da produção dos campos de Akpo
e Agbami
na Nigéria
o Produção de gás natural limitada pela demanda nacional
4
5
PRODUÇÃO 2010
Pré sal
Gás
Óleo pesado
1º TRIMESTRE 2º TRIMESTRE 3º TRIMESTRE 4º TRIMESTRE
Cachalote eBaleia Franca
100 mil bpd3,2 milhões m3/dia
TLD Tiro e Sidon20 mil bpd
Uruguá Tambaú10 milhões de m3/dia
35 mil bpd
Mexilhão15 milhões de m3/dia
Piloto de TUPI100 mil bpdI
5 milhões m3/dia
TLD Guará30 mil bpd
TLD Tupi Nordeste30 mil bpd
METAS DE PRODUMETAS DE PRODUÇÇÃO 2010: ÃO 2010: Entrada de novos sistemas e aumento do fator de recuperaEntrada de novos sistemas e aumento do fator de recuperaççãoão
2.050
79
2.171
71
2.100
200
META 2009 Diferença Meta 2009 –
Produção 2009
Meta 2010 Ajustada
(PN 09-13)
DiferençaMeta 2010 – Meta 2009(PN 09-13)
Postergação de projetos
Nova Meta 2010
6
ABASTECIMENTO: ABASTECIMENTO: Investimentos em qualidade e expansãoInvestimentos em qualidade e expansão
9%2%
34%
25%
30%
Qualidade
Complexidade
Novos projetos*
Logística
Outros
o Aumento de 6,2% na produção de diesel e redução de 5% na produção de óleo combustível
o Redução do volume de importação de diesel em 6 milhões de barris
○
Aumento de 178% no volume de petróleos ácidos e ultra-ácidos processados
○
Grandes investimentos para melhorar a qualidade dos combustíveis
○
Início da produção do Diesel S-50 em 3 refinarias (REDUC, REPLAN e REGAP)
○
1 nova unidade de Hidrotratamento
e 2 novas de Propeno
InvestimentosInvestimentos do do AbastecimentoAbastecimento emem 2009 2009 R$ 17,3 R$ 17,3 bilhõesbilhões
* Inclui RNEST, Comperj, Petroquímica de Suape e Plangás
Ativos em construção (US$ bi)2008 2009
US$ 11,9 US$ 22,7
694 737
343 331
142 135136 143
255 24365 74153 159
2008 2009Diesel Gasolina GLP Nafta Óleo combustível QAV Outros
ProduProduççãoão de de DerivadosDerivados (mil bpd)(mil bpd)1.787 1.823
77
o Aumento na venda de diesel em razão da recuperação da economia nacional (importações reduziram em 43%)
o Crescimento da venda de gasolina devido à
perda de competitividade do etanol
o Manutenção da venda de gás natural em níveis reduzidos devido à
menor demanda termoelétrica
753 769 782
364 327 366
211 222 212
492434 489
4T08 3T09 4T09
Diesel Gasolina GLP Outros
Derivados
4T08 3T09 4T09
Gás Natural
244 247311
Mil
barr
is/d
ia
+2%1.762 1.810 1.849
VENDA DE DERIVADOS E GVENDA DE DERIVADOS E GÁÁS NATURAL 2009:S NATURAL 2009: CresceCresce
a a vendavenda
no no mercadomercado
internointerno
8
2009
478 397
227152
Exportação Importação ExportaçãoLíquida
2008
234197
439 373
Exportação Importação ExportaçãoLíquida
571673
102 156
549
705
INVERSÃO DO PERFIL DA BALANINVERSÃO DO PERFIL DA BALANÇÇA COMERCIAL DA COMPANHIAA COMERCIAL DA COMPANHIA
(mil barris/dia)
PetróleoDerivados
o
Crescimento de 5% da produção de petróleo no Brasil e redução de 23% no volume total de derivados importados geraram superávit
volumétrico de 156 mil bpd na balança comercial
o
Programa de Maximização de Diesel contribuiu para a redução de 43% das importações de Diesel
o
Reversão do saldo financeiro, a favor da Cia., foi de US$ 3,8 bilhões no comparativo 2009/2008
22.173
12.327
21.24615.201
2008 2009
Importação Exportação
+ US$ 2.874- US$ 927
Volume Financeiro (US$ Milhões)
9
VENDAS DE ENERGIA E BIOCOMBUTVENDAS DE ENERGIA E BIOCOMBUTÍÍVEISVEIS
o Venda de bicombustíveis cresce 34% em função da mudança no percentual obrigatório de mistura do biodiesel no diesel (indo de 3% para 4%)
o Crescimento de 23% na venda de energia elétrica em função das vendas de curto prazo (balanço) superiores às realizadas em 2008, devido a recuperação de lastro das termelétricas
o Realização de diversos Leilões de curto prazo para venda de gás natural
7498
19 27
2008 2009
Biodiesel Álcool
Venda de BiocombustíveisMil boe/dia
93125+34%
2008 2009
Venda de Energia Elétrica MW médio
1.401 1.721+23%
1010
CONSOLIDAÇÃO DA INFRAESTRUTURA DE GÁS NATURAL E PRODUÇÃO DE ENERGIA
o Consolidação da infra-estrutura de transporte de gás natural e de geração de energia elétrica. Destaque para:
Gasoduto Urucu-Coari-Manaus e Gasoduc III – 844 KM de extensão e capacidade de 44,1 milhões de m3/dia de GN
o Terminais de regaseificação de GNL da Bahia de Guanabara e Pecém - 27 Milhões de m3/dia
o Desenvolvimento do Projeto de Gás Natural Liquefeito e Embarcado: Desenvolvimento do projeto de FEED – Pólo Pré Sal na bacia de Santos.
o Maior flexibilidade na oferta de gás: o Novas modalidades da venda de GN e
energia elétrica por meio de contratos de curto prazo e acordos comerciais no mercado secundário de gás permite venda média de 4,7 Milhões de M3/dia de GM em 9 leilões
o Diversificação da sua carteira de geração concluindo seu primeiro ciclo de investimentos
11
CUSTOS: CUSTOS: Bem sucedida polBem sucedida políítica de otimizatica de otimizaçção de custosão de custos
Contrataçãoo Nova licitação de serviços e equipamentos da Refinaria Abreu e Lima
economia de R$ 7 bilhões
o Renegociação de preço dos 8 cascos dos FPSOs
para o pré-sal e dos FPSOs
de Guará
e Tupi Nordeste
o Nova licitação das plataformas P-61 e P-63 redução de US$ 420 milhões
o Estratégia de contratação para novas sondas de perfuração
Otim
izaç
ãode
C
usto
s
Contratação
Projeto
Cultura
Projetoo 8 FPSOs
replicantes
para o pré-sal
o P-56 clone da P-51
o Realocação do FPSO Capixaba de Golfinho para o Parque das Baleias
Cultura Corporativao Redução de R$ 750 milhões em gastos administrativos
o 6 mil sugestões recebidas dos empregados
11
1212
20
70
120
170
220
270
jun-07 set-07 dez-07 mar-08 jun-08 set-08 dez-08 mar-09 jun-09 set-09 dez-09
R$/b
bl
PMR EUA: 194,71
PMR Petrobras: 176,41
Média 2008
PMR EUA: 130,06
PMR Petrobras: 157,77
Média 2009
o Aumento das cotações da commodity, maiores volumes exportados e redução do desconto entre óleo leve/pesado beneficiaram o resultado de 2009.
o PMR Petrobras, em Reais, estável, apesar da volatilidade de curto prazo
o Convergência dos preços dos derivados no mercado doméstico e internacional no longo prazo
o Margens do refino positivas em 2009, contribuindo para o bom resultado do Abastecimento (receita estável, menores custos)
IMPACTO DOS PREIMPACTO DOS PREÇÇOS EM 2009:OS EM 2009:Volatilidade dos preVolatilidade dos preçços internacionais, estabilidade dos preos internacionais, estabilidade dos preçços no mercado domos no mercado doméésticostico
75
49
32
86
77
64
105
101
48
6470
115121
9789
75
55
44
59
68
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
3T07 4T07 1T08 2T08 3T08 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09
US$
/bbl
Petróleo Petrobras (US$/bbl) Brent (US$/bbl)
13
LUCRO OPERACIONAL 2009:LUCRO OPERACIONAL 2009:Controle de custos garante estabilidade do Lucro OperacionalControle de custos garante estabilidade do Lucro Operacional
(R$ MILHÕES)
Jan-Dez/ 08Lucro Operacional (1)
ReceitaOperacional Líq. CPV
Despesas Operacionais
Jan-Dez/ 09Lucro Operacional (1)
45.950 (32.408) 32.586 - 46.128
o Queda na ROL foi função dos menores preços do óleo (2008: R$ 149,80; 2009:R$ 104,88) e do PMR dos derivados (2008: R$ 176,41; 2009:R$ 157,77)
o Forte redução do CPV com menor custo de extração com Part. Governamental e redução dos preços do óleo e dos derivados importados
o Excluindo a despesa extraordinária com a PE de Marlim (R$ 2,065 bi), Lucro Operacional cresceria, aproximadamente, 5%
13(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos
14
LUCRO LLUCRO LÍÍQUIDO 2009:QUIDO 2009:Pequeno declPequeno declíínio em grande parte devido a varianio em grande parte devido a variaçções cambiaisões cambiais
(R$ MILHÕES)
2008Lucro Líq.
Resultado Financeiro
Impostos Part. Acion. Não Control. e
Part. dos Empregados
Part. Invest. Relevantes
Lucro Operacional (1)
2009Lucro Líq.
o Reversão do movimento do câmbio (2008: desvalorização de 32%; 2009: valorização de 26%) e aumento de dívida indexada à
variação da moeda levaram à
piora do resultado financeiro
o Part. Inv. Relevantes refletiu melhores resultados do setor petroquímico (R$ 682 milhões) e internacional (R$ 127 milhões)
o Redução do IR/CSLL devido ao menor lucro, aumento do resultado em unidades no exterior com taxas diferenciadas de imposto e prejuízo de algumas controladas
o Participação de Acionistas não controladores refletiu ganhos cambiais sobre dívida de projetos estruturados
14
32.988 178 (5.967)28.982
5.985
790
(4.992)
(1) Lucro operacional antes do resultado financeiro, da equivalência patrimonial e dos impostos
1515
o Perfil do endividamento melhorou : longo prazo,a custos competitivos e fontes diversificadas
o Nível de alavancagem mantido dentro da faixa ótima de 25% a 35%
ENDIVIDAMENTO MANTIDO DENTRO DA METAENDIVIDAMENTO MANTIDO DENTRO DA META
R$ Bilhões 31/12/2009 30/9/2009 31/12/2008
Endividamento de Curto Prazo 15,3 10,6 13,9
Endividamento de Longo Prazo 85,0 79,6 50,8
Endividamento Total 100,3 90,2 64,7
Disponibilidades 28,8 30,1 15,9
Endividamento Líquido 71,5 60,1 48,8
Dívida líquida/Ebitda 1,2X 1,1X 0,9X
US$ Bilhões 30/12/2009 30/9/2009 31/12/2008
Endividamento Total 57,6 50,7 27,7
28%28%26%
26%
31%
15%12%
19%
22%21%
31/12/2008 30/6/2009 31/12/2009
Div. Liq/Cap. Liq Div. CP/Div.
16
MELHORA DO PERFIL DA DMELHORA DO PERFIL DA DÍÍVIDAVIDA
20
30
4050
60
70
80
Até 05 anos > 08 anos2007 2008 2009
60% 73%
27%40%
EvoluEvoluççãoão do do EndividamentoEndividamento
PerfilPerfil AmortizaAmortizaççãoão DDíívidavida Longo Longo PrazoPrazo o Aumento do endividamento para financiamento de investimentos de longo prazo
o Aumento do endividamento de LP com maior concentração nas amortizações acima de 08 anos
o Prazo Médio alcançou 7,46 anos em
2009 contra 4,21 em 2008
2007 - R$ 39,74 bilhões
23%
77%
Curto Prazo
Longo Prazo
2009 - R$ 100,33 bilhões
15%
85%
17
FLUXO DE CAIXA E CAPACIDADE DE ENDIVIDAMENTO SUSTENTAM FLUXO DE CAIXA E CAPACIDADE DE ENDIVIDAMENTO SUSTENTAM CRESCIMENTO DOS INVESTIMENTOSCRESCIMENTO DOS INVESTIMENTOS
Jan‐Dez
2008 Jan‐Dez
2009 4T09
Caixa Inicial 13.071 15.889 30.088
Geração Operacional 49.952 51.838 13.658
Investimento (53.425) (70.280) (19.658)
Fluxo de Caixa Líquido (3.473) (18.442) (6.000)
Dividendos Pagos (6.213) (15.440) (5.605)
Financiamentos Líquidos 11.837 47.067 10.080
Caixa Final 15.889 28.796 28.796
R$ milhões
o Apesar da queda dos preços das commodities no mercado internacional, caixa gerado pelas atividades operacionais cresceu 4% em 2009
o Elevação do volume de investimentos foi acompanhado pelo aumento de financiamentos
o Caixa robusto ao término de 2009 e expectativa de expressivo resultado operacional em 2010 sustentam a manutenção dos investimentos no ano
17
Brent (US$/bbl) 97 62 75
Taxa de câmbio (R$/US$) 1,84 2,00 1,74
18
57 60
2008 2009
IMPLANTAIMPLANTAÇÇÃO DOS INVESTIMENTOS E PAN 2010ÃO DOS INVESTIMENTOS E PAN 2010
EBITDA (em R$ bilhões)
Investimentos 2009 R$ 70,7 bilhões
17,4
6,8
31,610,5
0,63,8
18
34,0
6,2
36,7
8,1
0,92,6
E&P
Abastecimento
Gas e Energia
Internacional
Distribuição
Outros
Plano Anual de Negócios 2010
R$ 88,547 bilhões 25%25%
19
PLANO DE NEGPLANO DE NEGÓÓCIOS 2010 CIOS 2010 -- 2014 2014
INVESTIMENTO 2010 INVESTIMENTO 2010 –– 2014 ENTRE US$ 200 A US$ 220 BILHÕES:2014 ENTRE US$ 200 A US$ 220 BILHÕES:
PRINCPRINCÍÍPIOS A SEREM OBSERVADOSPIOS A SEREM OBSERVADOSo Alavancagem Líquida entre 25% e 35%
o Índice Dívida Líquida
/ EBITDA máximo de 2,5x
o Manutenção dos retornos dos Investimentos nos diferentes segmentos
PREMISSAS RELEVANTES PARA AS PROJEPREMISSAS RELEVANTES PARA AS PROJEÇÇÕESÕESo Curva do Petróleo Brent –
tendência ascendente
o Capitalização da Empresa –
valor e momento de efetivação
o Necessidade de Financiamento para o novo Plano Estratégico 2010-2014
20
PANORAMA DOS CUSTOS DA INDPANORAMA DOS CUSTOS DA INDÚÚSTRIA:STRIA: Nova tendência de crescimento frente a recuperaNova tendência de crescimento frente a recuperaçção da economiaão da economia
Fonte: IHS CERA – Março 2010
Índi
ce d
e cu
sto
(200
0=10
0)
ÍNDICE DO CUSTO DE CAPITAL DO E&PÍNDICE DO CUSTO OPERAC. DO E&PÍNDICE DO CUSTO DE CAPITAL DO ABAST.
3T08 230
4T08 221
4T09 201
4T10 211
3T08 187
1T09 170
4T09 172
4T10 176
21
SIMULASIMULAÇÇÃO DE FINACIABILIDADE: ÃO DE FINACIABILIDADE: Tendência ascendente do PetrTendência ascendente do Petróóleo e Capitalizaleo e Capitalizaçção garantem financiabilidadeão garantem financiabilidade
Exercício dos minoritários na capitalização (US$ bilhões) 15 25Investimento 2010 - 2014 200 220Preços do petróleo (US$ brent) 64 77
Alavancagem Líquida 32% 27%Dívida Líquida/EBITDA 2,2 1,6
Simulação de Financiabilidade
Exercício de Financiabilidade
22
PLANO DE NEGPLANO DE NEGÓÓCIOS 2010 CIOS 2010 -- 2014 2014
AprovaAprovaçção de Projetos, totalizando atão de Projetos, totalizando atéé R$ 265 bilhões, que estarão R$ 265 bilhões, que estarão presentes na carteira de investimento para o perpresentes na carteira de investimento para o perííodo 2011 odo 2011 –– 2014, 2014, sendo: sendo:
E&P E&P ––
R$ 163,6 bilhões R$ 163,6 bilhões ABAST ABAST --
R$ 80,5 bilhõesR$ 80,5 bilhões
G&EG&E
--
R$ 20,2 bilhõesR$ 20,2 bilhões
PBIO PBIO --
R$ 430 milhõesR$ 430 milhões
Principais Projetos: Principais Projetos: o Expressivo investimento no pré-sal sem descontinuar o investimento no pós-sal,
incluindo a manutenção da auto-suficiência em óleo e investimentos em infra- estrutura para o pré-sal
o Investimentos na Ampliação e Modernização do Parque de Refino
o Desenvolvimento de Projetos Petroquímicos e Fertilizantes
o Investimentos em Alcooldutos
o Expansão da malha de gasodutos e Investimentos em GNL
o Novos projetos em Energia
23
Caramba
Bem-te-vi CariocaIguaçu
Abaré
Azulão Guarani
GuaráNorte
Parati Iara
Iracema
Tupi
Tupi 660Tupi Sul
Júpiter
Tupi NE
Tupi O/A
Tupi 646
23
o A produção do poço de Teste de Longa Duração (TLD) se mantém estável em torno de 20 mbpd
o 2 poços sendo perfurados: um ao Norte de Tupi (Tupi O/A) e um ao Norte de Guará
o 1 poço sendo perfurado para a ANP ao Norte de Iara
o Poço
de Guará
testando
e conclusão do teste de Tupi NE com produtividade média de 30 mil bpd
o A expectativa é
de que 11 novos poços sejam perfurados nesta região ao longo de 2010
o Licitações em andamento: (i) FPSO para um segundo piloto no BM-S-11
(ainda em definição)(ii) 8 cascos p/ o Pólo Pré-Sal(iii) FPSO para o piloto de Guará
NOTNOTÍÍCIAS:CIAS:PRPRÉÉ--SAL SAL -- IntensificamIntensificam--se os esforse os esforçços exploratos exploratóórios no cluster de santosrios no cluster de santos
Poços Perfurados
Perfurando para ANP
Perfurando
TLD
Guará
Completando / testando
2424
Valoração dos barris
Cronograma
NOTNOTÍÍCIAS:CIAS:Novo marco regulatNovo marco regulatóório e capitalizario e capitalizaççãoão
Transparência e equidade
Tamanho da capitalização
o
Acesso a
reservas
o
Robustez
financeira
o
Participação
de todos os
acionistas
numa
empresa de
maior porte e
com mais
oportunidades
o
Acesso a
reservas
o
Robustez
financeira
o
Participação
de todos os
acionistas
numa
empresa de
maior porte e
com mais
oportunidades
Resultados da capitalização
o
Depende da definição das áreaso
Uma perfuração em andamento e uma programada
o
Avaliação por 2 certificadoras Indep.o
Possibilidade de reajuste
o
AINDA NÃO DETERMINADOo
Variáveis consideradas: valor dos barris + necessidade de financiamento + estrutura de capital
o
Comitê especial de acionistas minoritários
o
Direito de subscrição a todos os
acionistas.
o
Transparência na divulgação de informação
o
4 Projetos aprovados na Câmara (capitalização, nova empresa, fundo social e partilha de produção)
o
Regime Urgência: Senado teria até
45 dias para aprovar, modificar ou
rejeitar. Caso modifique volta p/ a Câmara
o
Previsão de tempo p/ implantação: 60 a 90 dias após a aprovação final
25
TRAMITATRAMITAÇÇÃO DO PL 5941/09 (CAPITALIZAÃO DO PL 5941/09 (CAPITALIZAÇÇÃO):ÃO): A partir da chegada no senado federal considerando urgência consA partir da chegada no senado federal considerando urgência constitucionaltitucional
1
Distribuição para as Comissões
2
As emendas são apresentadas na CCJ
Chegada ao Senado, Leitura do Projeto e Despacho1
Leitura de Mensagem Presidencial SolicitandoRegime de UrgênciaConstitucional Art.64 C.F.
o
Projeto é
Distribuído para as Comissões e Aberto o Prazo para Emendas 2
o
Após encerramento do prazo para emendas haverá
votação dos pareceres dos relatores nas comissões e envio dos relatórios das comissões para o plenário
25 dias
Inclusão na Ordem do Dia do Plenário
Votação no Plenário
até
35 dias
após 45 dias, a pauta fica sobrestada
Aprovado com alteração
Aprovado
Rejeitado Arquivado
Vai à
sanção Presidencial
até
15 dias úteisArt
66 CF
Volta para aCâmara
até
10 diasApreciação e votação das alterações
até
15 dias úteisArt
66 CF
22/03/10 06/05/10
17/05/10
04/06/10 27/05/10
26
199 181 181154 150
324
0
50
100
150
200
250
300
350
RECUPERARECUPERAÇÇÃO DO VALOR DE MERCADO DA COMPANHIAÃO DO VALOR DE MERCADO DA COMPANHIA
13,0%-20,3% 99,6% 24,2% 14,7%2,8%
Fonte: Bloomberg
o Melhora das expectativas contribuiu para a elevação dos Valores de Mercado das principais Companhias de Óleo e Gás
o Dentre as peers, recibos da Petrobras foram os que apresentaram
a maior valorização no ano
US$ bilhões
406
100160 146 150 131
50
100
150
200
250
300
350
400
450
31/1
2/20
0931
/12/
2008
26
27
CAPEX 2009 E ESTIMATIVAS PARA 2010 CAPEX 2009 E ESTIMATIVAS PARA 2010
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.00020
0920
10
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
2009
2010
US$
MM
Média 2009 s/ PetrobrasMédia 2010 s/ Petrobras(-5%)
Fonte: Evaluate Energy e Relatórios das Empresas
* Para o cálculo do Capex da Petrobras de 2010, de R$ 88,5 Bi, utilizou-se a taxa de câmbio de 1,87 R$/US$ (premissa Petrobras para 2010). Para 2009 resultado preliminar em USGAAP – Não auditado
*
2828
Informações:
Relações com Investidores
+55 11 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br
29
EXPLORAEXPLORAÇÇÃO E PRODUÃO E PRODUÇÇÃO: ÃO: Menores preMenores preçços de venda explicam reduos de venda explicam reduçção do lucro lão do lucro lííquidoquido
o Queda da receita explicada pela redução de 30% no preço do óleo e de 44% no gás transferidos
o Crescimento de 5% da produção doméstica de óleo e gás se refletiu em maior volume vendido
o Redução de 17% do Lifting Cost com Part. Gov. contribuiu para a redução do CPV
o Desconsiderando a despesa extraordinária com a PE no campo de Marlim, despesas operacionais teriam apresentado queda
Jan-Dez/08Lucro Operac.
Efeito Preço na Receita
Efeito Volume na Receita
Despesas Operacionais
Jan-Dez/09Lucro Operac.
Efeito Custo médio no CPV
Efeito Volume no CPV
(R$ MILHÕES)
29
(33.093)
5.6893.050 (1.195) (1.711)
57.232
29.972
30
Jan-Dez/08Lucro Operac.
Efeito Preço na Receita
Efeito Volume na Receita
Despesas Operacionais
Jan-Dez/09Lucro Operac.
Efeito Custo médio no CPV
Efeito Volume no CPV
(R$ MILHÕES)
o Menores preços de exportação e do PMR no mercado doméstico levaram à
redução da receita
o Forte redução do custo de aquisição do óleo nacional e dos derivados importados e menor custo médio dos estoques se refletiu na brusca queda do CPV do Abastecimento
o Aumento de 6% na produção de diesel com redução nas importações em 6 milhões de barris
o Margem operacional em 2009 atingiu 14%, enquanto em 2008 foi de -3%
ABASTECIMENTO: ABASTECIMENTO: ElevaElevaçção das vendas e menores custos de importaão das vendas e menores custos de importaçção ditam ão ditam óótimo resultadotimo resultado
30
(28.648)
53.457 2.240 (2.203) 234 20.482
(4.598)
31
GGÁÁS & ENERGIA: S & ENERGIA: Ganho de margens, apesar da retraGanho de margens, apesar da retraçção da demanda domão da demanda doméésticastica
Jan-Dez/08Lucro Operac.
Efeito Preço na Receita
Efeito Volume na Receita
Despesas Operacionais
Jan-Dez/09Lucro Operac.
Efeito Custo médio no CPV
Efeito Volume no CPV
(R$ MILHÕES)
o Menores volumes de venda de gás (queda de 19%) e redução de preços (diminuição de 7%) acompanhada pela mesma tendência em energia elétrica promoveram a queda na receita
o Forte redução dos Custos de Aquisição do Gás doméstico, importado e de energia elétrica determinaram a melhora da margem bruta do segmento (de 11% para 28%)
o A conclusão da infraestrutura para escoamento do gás evitou penalidades por falha do fornecimento, contribuindo para a reversão do resultado do segmento em 2009
31
3.388 (2.879)2.497
546 1.541
(529)
(1.482)
32
DISTRIBUIDISTRIBUIÇÇÃO: ÃO: AmpliaAmpliaçção da participaão da participaçção de mercado e maiores volumes de vendasão de mercado e maiores volumes de vendas
Jan-Dez/08Lucro Operac.
Efeito Preço na Receita
Efeito Volume na Receita
Despesas Operacionais
Jan-Dez/09Lucro Operac.
Efeito Custo médio no CPV
Efeito Volume no CPV
(R$ MILHÕES)
o Queda do Preço de venda mais que compensada pelo aumento do volume de vendas (+13%) e pela maior participação de mercado, refletindo a aquisição da Alvo Distribuidora (2008: 34,9%; 2009: 38,6%)
o Maiores gastos com vendas e despesas gerais e administrativas acarretaram na elevação das despesas operacionais
32
(4.887) 4.792
7.401 (6.786)
(318)2.0351.833
33
INTERNACIONAL:INTERNACIONAL:Ganho de produGanho de produçção acompanhado por melhores margens de refinoão acompanhado por melhores margens de refino
Jan-Dez/08Lucro Operac.
Efeito Preço na Receita
Efeito Volume na Receita
Despesas Operacionais
Jan-Dez/09Lucro Operac.
Efeito Custo médio no CPV
Efeito Volume no CPV
(R$ MILHÕES)
o Queda dos preços das commodities negociadas no exterior (óleo:-15%;gás:-26%) foram parcialmente compensadas pelo aumento da produção em Agbami (jul08) e início da produção em Akpo (mar09)
o Contribuiu para a redução do CPV os menores preços de aquisição e as melhores margens de refino nas operações nos EUA e no Japão
o Redução das perdas com ajustes no valor de mercado dos estoques (-
261mi) e melhor resultado com a provisão para o valor recuperável dos ativos (2008:-330mi; 2009:+7mi) explicam menores despesas e ganhos de margens operacionais
33
(2.748) 3.282
1.452
(1.025) 1.146 813
(1.294)
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