Webcast: Resultados do 2º trimestre de 2008

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1 Teleconferência / Webcast Divulgação de Resultados 2º trimestre de 2008 (Legislação Societária) Almir Guilherme Barbassa Diretor Financeiro e de Relações com Investidores 13 de Agosto de 2008

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Teleconferência / Webcast Divulgação de Resultados do 2º trimestre de 2008 (Legislação Societária) 13 de agosto de 2008

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Teleconferência / WebcastDivulgação de Resultados

2º trimestre de 2008(Legislação Societária)

Almir Guilherme BarbassaDiretor Financeiro e de Relações com Investidores13 de Agosto de 2008

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As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenasexpectativas dos administradores da Companhia. Os termos antecipa", "acredita", "espera", "prevê","pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", "deverá", bem como outros termos similares, visam aidentificar tais previsões, as quais, evidentemente, envolvem riscos ou incertezas previstos ou não pelaCompanhia. Portanto, os resultados futuros das operações da Companhia podem diferir das atuaisexpectativas, e o leitor não deve se basear exclusivamente nas informações aqui contidas. A Companhianão se obriga a atualizar as apresentações e previsões à luz de novas informações ou de seusdesdobramentos futuros.

A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados dereservas provadas que a Companhia tenha comprovado por produção ou testes de formação conclusivosque sejam viáveis econômica e legalmente nas condições econômicas e operacionais vigentes. Utilizamosalguns termos nesta apresentação, tais como descobertas, que as orientações da SEC nos proíbem deusar em nossos relatórios arquivados.

Investidores Norte-Americanos:

AVISO

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PRODUÇÃO NACIONAL DE PETRÓLEO, LGN E GÁS NATURAL - 2T08 VS 1T08

1.789 1.816 1.854

269 304 321

2T07 1T08 2T08Petróleo e LGN Gás Natural

Mil

bpd

2.1202.175

Produção Nacional Média de Óleo e Gás

2.058

• Aumento de 2% na produção de óleo no trimestreimpulsionado pelo crescimento da produção dasplataformas P-52 e P-54 (Roncador);

• Crescimento de 6% na produção nacional de gásnatural. Aumento da produção de gás não-associado no campo de Manati e na Bacia doEspírito Santo e de gás associado nos novossistemas de produção da Bacia de Campos;

• Em junho, recorde de produção mensal de óleo:1.867 mil bpd.

Plataforma Produção1º tri/08

Produção 2º tri/08

Produção Atual(05/08/08)

P-52 52,7 107,9 154,8

P-54 42,7 62,2 96,5

FPSO Vitória 27,9 26,9 31,7

FPSO Rio de Janeiro 59,2 61,0 62,1

mil

bpd

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Profundidade Operando 2007 Início 2008 Início 2009 Início 2010 Início 2011 Início 2012

De 2013 a 2017

0-999m 5

• Pride South Atlantic

• O. Yorktown

• Pride Mexico

• Borgny Dolphin

• Ocean Concord

• Falcon-100

• Petrobras XIV

1000-1999m 18Olinda Star

Ocean Worker

≥ 2000m 5

• Lone Star

• Schahin III

• Petrorig II

• Sevan Driller

• West Taurus

• West Eminence

• Dave Beard

• Gold Star

• Schahin I

• Norbe VI

• Delba III

• SSV Victoria

• West Orion

•Delba IV

• Delba V

• Delba VI

• Scorpion

• Delba VII

• Delba VIII

• Norbe IX

• Schahin 1

• Schahin 2

• Norbe VIII

• Petroserv

• Etesco 8

• Sevan Brasil

+ 28 novas unid; a serem afretadas

Total por ano 28 6 9 7 1 12 28

Cumulativo 6 15 22 23 35 63

NOVAS SONDAS

Stena Drillmax e Deep Water Millennium não foram considerados já que estão sendo negociados no mercado spot

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SUPRIMENTO NACIONAL COMPETITIVO DE BENS E SERVIÇOS

importação

importação

Demanda Atual Demanda Futura

1. Ampliar a capacidade produtiva dos setores de alta competitividade

2. Desenvolver a competitividade dos setores de Média Competitividade

3. Incentivar o desenvolvimento de novos entrantes nacionais

4. . Incentivar a associação de empresas nacionais com empresas estrangeiras

5. Incentivar a instalação de empresas estrangeiras no Brasil

Indústria Nacional

ATUAÇÃO

Ampliação da capacidade de fornecimento

nacional de bens & serviços

Adequação do Parque Supridor Nacional

SUPRIMENTO DE BENS E SERVIÇOS

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PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS

BM-S-21 (Caramba)

BM-S-8 (Bem-te-Vi)

BM-S-9 (Parati)

BM-S-11(Tupi)

(Guará)

(Yara)

Poços em perfuração

Poços perfurados

BM-S-9 (Carioca)

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• O aumento da demanda por derivados e o menor número de paradas possibilitou o aumento de 3% na carga processada e de 4% na produção de derivados em relação ao 1T08, com a utilização de 95% da capacidade instalada das refinarias;

• Aumento de 4% na venda de derivados no mercado interno, com destaque para o aumento de 8% na venda de diesel.

1.846

1.7761.8021.796 1.795

1.7651.768

1.709

1.776

1.703

8 99 09 18 9

9 5

777978 7878

1.50 0

1.6 50

1.8 0 0

1.9 50

2 T0 7 3 T 0 7 4 T 0 7 1T 0 8 2 T 0 83 0

4 0

50

6 0

70

8 0

9 0

P r oduç ã o Na c i ona l de De r i v a dos Vol ume de Ve nda s de De r i v a dos

Ut i l i z a ç ã o Ca pa c i da de Nomi na l - B r a si l ( %) P a r t i c i pa ç ã o ól e o na c i ona l na Ca r ga P r oc e ssa da ( %)

Mil bpd %

REFINO NO BRASIL E VENDAS NO MERCADO INTERNO

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DESEMPENHO OPERACIONAL DO SEGMENTO DE GÁS & ENERGIA

Início dos contratos de energia vendida em leilão

Maior oferta de gás natural pelo E&P

Novos gasodutos em operação

Nova Resolução no setor elétrico (CNPE 08)

Próximos Passos…Melhorias RealizadasMaior volume de gás natural disponível para

venda e geração de energia

Melhor precificação e aumento da margem

Maiores níveis de despacho para segurança do sistema

Garantia de remuneração dos custos fixos

Redução de penalidades contratuais

Hidráulica

Nuclear

Eólica

Carvão

Geração térmica Terceiros (óleo + gás)

Geração térmica Petrobras (óleo + gás)

Novos contratos com as distribuidoras

40.000

42.000

44.000

46.000

48.000

50.000

52.000

jun/07 jan/08 jun/08

MW

méd

ia

Participação crescente da geração termoelétrica na geração elétrica no Brasil

Mais flexibilidade para o portfólioAumento da capacidade de regaseificação de GNL

Aumento da produção doméstica

Início de novos contratos de energia vendida em leilão

Fonte: ONS (Operador Nacional do Sistema)

Finalização da infra-estrutura de gás

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LIFTING COST NO BRASIL

14,45 14,66 15,22 15,16 16,34

20,58 23,26 25,76 28,0434,80

0

10

20

30

40

50

60

2T07 3T07 4T07 1T08 2T08

Lifting Cost (R$) Par. Gov (R$)

7,33 7,65 8,60 8,66 9,88

10,62 12,4814,56 16,16

21,20

96,9

121,0

88,774,968,8

0

10

20

30

40

2T07 3T07 4T07 1T08 2T08

0

20

40

60

80

100

120

140

Lifting Cost (US$) Part. Gov. (US$) Brent

US$/barril R$/barril

37,9235,03

40,98 43,20

51,14

• Aumento da participação governamental em função do maior do preço do petróleo e da elevação da alíquotatributária no campo de Roncador, devido ao aumento do volume de produção (plataformas P-52 e P-54);

• Aumento do custo de extração em Reais devido a maiores gastos com manutenção preventiva (P-26 e P-33) eparadas programadas (Marlim e Namorado) além da inflação de custos na indústria;

• Em dólar, além do fatores acima, o custo de extração também foi impactado pela forte apreciação do real noperíodo.

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2 0

4 0

6 0

8 0

10 0

12 0

14 0

jun/ 0 6 set / 0 6 dez / 0 6 mar/ 0 7 jun/ 0 7 set / 0 7 dez/ 0 7 mar/ 0 8 jun / 0 8

PM R B rasi l ( U S$/ bb l) Preço M éd io B rent ( U S$/ bb l)

PM R EU A ( U S$/ bb l c/ vo l. vend . no B rasi l)

126,03

121,38

107,46

2T08Média

82,42

69,45

78,23

2T07Média

PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO – PMR

US$

/bbl

1T08Média

104,79

97,07

93,90

• Reajuste de preços do diesel (15%) e da gasolina (10%) em maio e a apreciação do real no período, contribuíram parao aumento do PMR no Brasil;

• Devido à escalada do preço do petróleo, no qual o Brent médio do trimestre foi de US$ 121 contra US$ 69 no 2T-2007,as margens de refino foram comprimidas, tanto no Brasil, como no mundo.

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6.925

7.678 3693

173 1.132 586

5828.783

1T08 LL Receita CPV Desp. Oper. Desp. Fin.,Não-

Operacionais ePart. Invest.Relevantes

Impostos Part. acion. nãocontrol.

2T08 LL

1.8541.816

EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ MILHÕES - 1T08 VS 2T08

Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)

O resultado líquido consolidado foi afetado:

• Aumento do lucro Bruto: aumento dos preços médios de realização (óleo e derivados) e volumes vendidos;

• Redução das despesas operacionais: menores custos exploratórios e multas referentes ao fornecimento de gásnatural;

• Aumento das despesas financeiras líquidas: forte apreciação do real no período;

• Melhora no resultado não-operacional: mudança de participação em investimentos relevantes na Quattor (R$ 409 MM)

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1.8541.816

EXPLORAÇÃO & PRODUÇÃO – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08

Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)

14.496

4.044 743 1.237282 40 17.724

1º Tri-08 Lucro Operac.

Efeito Preço naReceita

Efeito Volumena Receita

Efeito CustoMédio no CPV

Efeito Volumeno CPV

DespesasOperac.

2º Tri-08 Lucro Operac.

• Melhora no resultado operacional do E&P devido ao aumento do preço de venda do petróleo nacional (22%) e daprodução (2%).

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1.8551.779

ABASTECIMENTO– EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08

Volume de Vendas de Derivados e Álcool no mercado Interno (mil bpd)

(903)

4.5312.400

(577)

4.760

2.283

20

Efeito Custo Médio no CPV

Efeito Volume no CPV

Despesas Operacionais

2º Tri-08Prejuízo Operac.

1º Tri-08Prejuízo Operac.

Efeito Volume na Receita

Efeito Preço na Receita

• Aumento do preço médio de venda dos derivados (9%), e dos volumes vendidos;

• Aumento do custo devido aos preços de aquisição (petróleo e derivados) mais elevados parcialmente compensadopela realização de estoques formados por menores custos de aquisição no trimestre anterior (avaliação do estoquepelo custo médio);

• Tendência mundial de compressão das margens de refino devido à forte elevação das cotações do petróleo.

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166

226

497 25 382

95

INTERNACIONAL – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08

• Maior volume de vendas e preços de venda de petróleo mais elevados;

• Redução nas despesas operacionais devido à redução dos custos exploratórios nos EUA e Nigéria e ausência dascontingências relacionadas a royalties na Colômbia, ocorrida no 1T08.

2º Tri-08Lucro Operac.

1º Tri-08Lucro Operac.

Efeito Custo no CPV

Efeito Volume no CPV

Despesas Operac.

Efeito Volume na Receita

Efeito Preço na Receita

627

Volume de Vendas Internacionais (mil bpd) 631557

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(502)

353

140

452

320

124

265

GAS & ENERGIA – EVOLUÇÃO DO LUCRO OPERACIONAL – R$ MILHÕES - 1T08 VS. 2T08

Volume Vendido de Gás Natural (milhões de m3/dia)

• Melhores preços de gás natural decorrentes dos novos contratos com as distribuidoras;

• Aumento dos volumes, com o aumento da oferta nacional de gás pelo E&P (3% - 29 milhões m3/dia);

• Maior geração de energia elétrica devido à maior disponibilidade de gás e à nova resolução do setor;

• Menores multas contratuais relativas ao fornecimento de gás natural para terceiros.

5048

1º Tri-08Prejuízo Operac.

Efeito Preço na Receita

Efeito Volume na Receita

Efeito Custo Médio no CPV

Efeito Volume no CPV

Despesas Operacionais

2º Tri-08Lucro Operac.

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FLUXO DE CAIXA

2T08 1T08 2T07

Caixa Gerado pelas Ativ. Operacionais 11.888 9.771 13.184 (-)Caixa utilizado em Ativ. de Investimento (10.969) (10.070) (10.236) (=)Fluxo de Caixa Líquido 919 (299) 2.948 (-)Caixa utilizado em Ativ. de Financimento (1.433) (1.212) (5.557)

Financiamento 678 2.862 (3.958)

Dividendo (2.111) (4.074) (1.599)

(=)Geração de Caixa no Exercício (514) (1.511) (2.609) Caixa no Início do Exercício 11.560 13.071 20.463 Caixa no Final do Exercício 11.046 11.560 17.854

R$ milhões

• Fluxo de caixa líquido positivo suportado pela forte geração de caixa nas atividades operacionais;

• Utilização do caixa para pagamento de dividendos.

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Endividamento da Petrobras

R$ milhões 30/06/2008 31/03/2008 VarEndividamento de Curto

Prazo (1) 8.699 7.639 14%

Endividamento de Longo

Prazo (1) 33.256 35.674 -7%

Endividamento Total 41.955 43.313 -3%

Disponibilidades 11.046 11.560 -4%

Endividamento Líquido (2) 30.909 31.753 -3%

Estrutura de Capital 46% 47% -1 pp

End. Líq./Cap. Líq .

21%

19%18%

17%16%

19%19%

dez/06 mar/07 jun/07 set/07 dez/07 mar/08 jun/08

ESTRUTURA DE CAPITAL

• O endividamento líquido recuou 3% no comparativo 2T08 vs 1T08, em função da apreciação do Real;

• O índice Endividamento Liq/Capitalização Líq recuou 2 p.p. no mesmo período, alcançando o nível de 19%.

(1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 1.202 milhões em 30.06.2008 e R$ 1.429 milhões em 31.03.2008)

(2) Endividamento Total – Disponibilidades

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Para mais informações favor contactar:Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS

Departamento de Relacionamento com InvestidoresTheodore Helms – Gerente Executivo

E-mail: [email protected]. República do Chile, 65 – 22o andar

20031-912 – Rio de Janeiro, RJ(55-21) 3224-1510 / 3224-9947

SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTASVisite nosso website: www.petrobras.com.br/ri