Webcast: Divulgação de Resultados - 2º trimestre de 2007
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1) A Petrobras divulgou seus resultados financeiros do 2T07, com lucro líquido 64,6% maior que no trimestre anterior. 2) Os preços médios de venda de petróleo e derivados aumentaram, acompanhando as cotações internacionais mais altas. 3) Maior volume de vendas no mercado interno e menores custos compensaram parcialmente o aumento do preço do petróleo.
Webcast: Divulgação de Resultados - 2º trimestre de 2007
- 1. Teleconferência / Webcast Almir Barbassa Divulgação de Resultados Diretor Financeiro e de Relações 2º trimestre 2007 com Investidores (Legislação Societária) 14 de agosto de 2007
- 2. AVISO 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. Investidores Norte-Americanos: 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. 1
- 3. PRODUÇÃO NACIONAL DE ÓLEO E LGN • Produção estável, refletindo o Δ=- 0,6% declínio natural dos campos 1.800 maduros, compensados em parte 1.789 pela elevação da produção das plataformas FPSO Rio de Janeiro, mil bpd P-34 e FPSO Capixaba. • 1T07 – Parada Programada da P-37 • 2T07 – Paradas Programadas: P-18, P-07 e P-09 e parada não programada na FPSO-Seillan. Além disso, problemas operacionais em oleoduto na UN-SEAL e nas plataformas FPSO-Brasil e P-34, situações já normalizadas. 1T07 2T07 2
- 4. PREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P 69,5 68,8 69,6 61,8 61,5 66,1 64,7 59,7 56,9 57,6 57,8 64,9 56,4 US$/bbl 58,7 52,7 58,2 56,1 51,6 54,8 57,0 54,2 53,7 49,3 48,7 43,0 46,1 47,8 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07 2T07 Preço médio de venda Brent (média) Cesta OPEP Aumento no preço médio de venda/transferência do óleo do E&P em linha com o mercado internacional. 3
- 5. REFINO NO BRASIL E VENDAS NO MERCADO INTERNO Mil barris/dia % 93 90 1. 9 50 90 89 89 80 85 78 77 80 1.795 79 78 1. 8 0 0 1.781 1.796 1.753 1.746 1.711 1.709 70 1.684 1.696 1.646 1. 6 50 60 1. 50 0 50 2 T0 6 3 T0 6 4 T0 6 1T 0 7 2 T0 7 Pr o d ução N acio nal d e D er ivad o s V o l ume d e V end as d e D er i vad o s U t il iz ação C ap aci d ad e N o minal - B r asi l ( %) Par t i cip ação ó leo nacio nal na C ar g a Pr o cessad a ( %) • Aumento na venda de derivados - principalmente diesel - devido à sazonalidade do consumo e à expansão das atividades econômicas que têm uso intensivo de equipamentos agrícolas e rodoviários. 4
- 6. PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO - PMR 100 2T06 1T07 2T07 Média Média Média 81,8 80 82,4 70,6 71,5 78,2 69,6 60 68,8 68,7 57,7 40 20 Mar-05 Jun-05 Sep-05 Dec-05 Mar-06 Jun-06 Sep-06 Dec-06 Mar-07 Jun-07 PMR Brasil (US$/bbl) Preço Médio Brent (US$/bbl) PMR EUA (US$/bbl c/ vol. vend. no Brasil) • Aumento sazonal do PMR EUA em função da proximidade da temporada de férias americana; • Aumento do PMR Brasil confirma a política de alinhamento de preços internos aos internacionais no médio/ longo prazo, evitando o repasse da volatilidade de curto prazo; 5
- 7. DEMONSTRATIVO DE RESULTADO 2T07 VS 1T07 1T07 2T07 41.798 Receita Líquida 7,5% 38.894 24.489 CPV 23.692 3,4% R$ milhões 14.190 EBITDA 29,1% 10.993 Lucro Operacional 11.535 34,4% 8.582 Lucro Líquido 6.800 4.131 64,6% • Aumento de 64,6% no lucro líquido do 2T-2007 em decorrência: • Aumento dos volumes vendidos no mercado interno e melhor PMR; • Maiores cotações do petróleo no mercado internacional; • Ausência dos gastos extraordinários ocorridos no 1T-2007 com repactuação do Plano Petros; • Benefício fiscal decorrente do provisionamento dos juros sobre capital próprio. 6
- 8. ANÁLISE DAS DESPESAS OPERACIONAIS 2T07 VS 1T07 1T07 2T07 1.443 Despesas de Vendas 2,0% 1.415 1.498 R$ milhões Gerais e Admin. 1.545 -3,0% 391 Custos Exploratórios -40,3% 655 323 8,0% Tributárias 299 1.239 Outras -33,8% 1.871 • Custos Exploratórios: menores gastos no exterior, com sísmica no 2T-2007 • Outras: Diminuição de quase 34% devido principalmente à ausência dos efeitos da repactuação do Plano Petros, ocorrido no 1T07 7
- 9. EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (2T07 VS 1T07) Exploração & Produção – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões 1.800 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.789 2.122 31 220 15 50 10.024 8.056 1T07 Lucro Oper. Efeito Preço na Efeito Volum e na Efeito Custo Efeito Volum e no Despesas 2T07 Lucro Oper. Receita Receita Médio no CPV CPV Operac. • Aumento dos preços médios de venda/ transferência, acompanhando a evolução das cotações de petróleo no mercado internacional. 8
- 10. EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (2T07 VS 1T07) Abastecimento – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões 1.982 1.578 1.694 1.541 90 3.358 3.197 1T07 Lucro Efeito Preço Efeito Volume Efeito Custo Efeito Volume Despesas 2T07 Lucro Oper. na Receita na Receita Medio no CPV no CPV Operac. Oper. • Aumento do preço médio de realização de derivados, devido as cotações mais altas do petróleo no mercado internacional, maior volume vendido e realização de estoques formados a menores custos de aquisição que compensou parcialmente o aumento do custo médio. 9
- 11. EXPORTAÇÃO LÍQUIDA DE PETRÓLEO E DERIVADOS Superávit Físico de 23 mil bpd e Déficit Financeiro de US$ 242 milhões no 2T07 Exportação (mil barris/dia) Importação (mil barris/dia) 669 624 592 540 569 576 510 548 442 437 215 132 159 247 137 221 271 88 97 281 454 373 408 410 355 377 354 340 267 321 2T06 3T06 4T06 1T07 2T07 2T06 3T06 4T06 1T07 2T07 Petróleo Derivados • Volume maior de importações de petróleo e derivados devido à elevação da demanda, especialmente por derivados leves. 10
- 12. EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ milhões (2T07 VS 1T07) 1.800 Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd) 1.789 2.903 796 763 109 172 6.800 25 4.131 1T07 LL Receita CPV Desp. Oper. Desp. Fin., Não Impostos Part. acionistas 2T07 LL Oper., Outros e Eq. não control. Pat. • Aumento da receita decorrente do aumento dos volumes vendidos no mercado interno e dos preços (atrelados às cotações internacionais do petróleo); • Melhor estrutura de CPV pela realização de estoques formados a menores custos de aquisição no trimestre anterior, reduzindo o impacto negativo de custos mais altos no resultado; • Diminuição das despesas operacionais decorrente da ausência dos efeitos da repactuação do Plano Petros (R$ 1 bilhão), ocorrido no 1T07; • Redução no montante de impostos devido ao benefício fiscal decorrente do provisionamento de JCP (R$ 746 milhões). 11
- 13. ESTRUTURA DE CAPITAL Índices de Endividamento da Petrobras 27% 28% R$ milhões 30/06/2007 31/03/2007 27% 26% Endividamento de Curto 26% 28% (1) 10.720 11.879 24% 27% Prazo Endividamento de Longo (1) 29.100 32.539 20% Prazo 19% 23% 19% 18% 17% 17% Endividamento Total 39.820 44.418 16% Caixa e Aplic. Financeiras 17.854 20.463 (2) Endividamento Líquido 21.966 23.955 set/05 dez/05 mar/06 jun/06 set/06 dez/06 mar/07 jun/07 End. Líq./Cap. Líq. End. CP/End. Total • Queda de 8% no endividamento líquido decorrente principalmente da geração líquida de caixa no período (R$ 2.948 milhões), mesmo considerando o crescimento expressivo de investimentos e o pagamento de dividendos, além do reflexo da apreciação do Real sobre o endividamento. (1) Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 1.980 milhões em 30.06.2007 e R$ 2.259 milhões em 31.03.2007). (2) Endividamento Total – Disponibilidades 12
- 14. DEMONSTRAÇÃO DO FLUXO DE CAIXA - CONSOLIDADO R$ milhões 2T07 1T07 (=) Caixa Gerado pelas Atividades Operacionais 13.548 7.493 (-) Caixa Utilizado em Atividades de Investimento (10.600) (7.951) (=) Fluxo de Caixa Livre 2.948 (458) (-) Caixa Utilizado em Atividades de Financiamento (5.557) (6.908) Financiamentos (3.958) (1.035) Dividendos (1.599) (5.873) (=) Geração de Caixa no Período (2.609) (7.366) Caixa no Início do Período 20.463 27.829 Caixa no Final do Período 17.854 20.463 • Diminuição da disponibilidade de caixa principalmente devido ao pagamento de financiamentos. • Projeto Malhas - US$ 900 milhões • P-53 – US$ 190 milhões • P-51 – US$ 204 milhões • EVM – US$ 123 milhões 13
- 15. INVESTIMENTOS R$ milhões 1S07 % Investimentos Diretos 17.030 86 Exploração e produção 9.092 45 Abastecimento 2.856 14 Gás e Energia 730 4 Internacional 3.486 19 Distribuição 547 3 Corporativo 139 1 Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 2.596 13 Empreendimentos em Negociação 169 1 Projetos Estruturados - - Total de investimentos 19.795 100 • Os investimentos do Sistema Petrobras atingiram o montante de R$ 19.795 milhões destacando- se a ampliação da capacidade futura de produção de petróleo e gás natural no país (R$ 9.092 milhões) e no exterior (R$ 3.129 milhões) 14
- 16. CUSTOS DE EXTRAÇÃO SEM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL Δ = 1,81% ou US$ 0,13 Sem Partic. Gov. US$/bbl 7,24 7,20 7,33 6,64 6,12 2T06 3T06 4T06 1T07 2T07 • Aumento de 1,8% em função principalmente da apreciação do Real frente ao Dólar de 6%, incidente sobre a parcela dos gastos formados em moeda nacional; • Descontando o efeito câmbio, o lifting cost unitário reduziu 3%, em função dos menores gastos com intervenções em poços e manutenções corretivas; 15
- 17. CUSTOS DE EXTRAÇÃO COM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL 69,6 69,5 68,8 26 61,5 61,8 59,7 56,9 57,8 60 51,6 47,5 17,5 18,1 17,9 38,2 17,3 17,6 16,1 16,2 15,2 US$/boe 16 13,9 40 28,8 13,6 10,8 11,5 10,4 59%10,6 10,0 11,0 11,4 65% 9,0 8,6 9,8 56% 7,6 61%8,5 20 6,5 6 5,2 60% 6,0 6,1 6,3 6,1 6,6 7,2 7,2 7,3 4,3 5,4 5,4 0 3,4 2003 2004 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 2T06 3T06 4T06 1T07 2T07 -4 -20 Lifting Cost Participação Gov. Brent • Acréscimo da participação especial principalmente em decorrência do aumento nos preços médios de referência do petróleo nacional, atrelado as cotações internacionais de petróleo. 16
- 18. CUSTOS DE REFINO NO BRASIL (US$bbl) Δ = 5,9% ou US$ 0,15 Custo de Refino no Brasil 2,71 2,69 2,48 2,54 2,07 2T 06 3T 06 4T 06 1T 07 2T 07 • Aumento de 5,9% influenciado principalmente pelo efeito câmbio, parcialmente compensado pela menor ocorrência de paradas programadas; • Em Reais, decréscimo de 0,9%. 17
- 19. CUSTOS EM REAIS 18 2,2 15,5 15,2 16 14,3 14,5 14 13,2 2,1 Câmbio R$/barril 12 10 2 8 5,4 5,8 5,4 5,3 6 4,6 4 1,9 2 0 1,8 2T06 3T06 4T06 1T07 2T07 Lifting Cost Custo de Refino Dolar Médio • A evolução do lifting cost em Reais mostra estabilidade nos últimos trimestres. 18
- 20. COMPARAÇÃO DE LUCRO LÍQUIDO 2T07 vs 1T07 A Petrobras obteve o maior crescimento trimestral entre as Majors Oil Companies US$ bilhões 1T07 2T07 2T07/1T07 Petrobras* 2,01 3,53 75,0% BP 4,66 7,38 58,1% Shell 7,28 8,67 19,0% Chevron 4,72 5,38 14,1% ExxonMobil 9,28 10,26 10,6% ConocoPhillips 3,55 0,30 -91,5% Fonte: Evaluate Energy e Petrobras * Resultados Petrobras em R$ convertidos pelo dólar de fechamento dos períodos (1T07: R$ 2,050 e 2T07: R$ 1,926). 19
- 21. SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS Visite nosso website: www.petrobras.com.br/ri Para mais informações favor contactar: Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS Departamento de Relacionamento com Investidores Raul Adalberto de Campos– Gerente Executivo E-mail: petroinvest@petrobras.com.br Av. República do Chile, 65 – 22o andar 20031-912 – Rio de Janeiro, RJ (55-21) 3224-1510 / 3224-9947 20
- 22. Plano de Negócios 2008-2012 José Sergio Gabrielli de Azevedo Presidente 14 de Agosto de 2007 1
- 23. Aviso 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. Aviso aos Investidores Norte-Americanos: 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. 2
- 24. Visão do Ambiente de Negócios em 2020 Transparência Crescimento Econômico Públicos . de Mudança Climática Energias Interesse Pressões Mais Limpas Brasil, Responsabilidade China e Índia Ambientais Social Biocombustíveis Energia: Petróleo Tecnologia ? Geopolítica e Gás Natural 3
- 25. Visão 2020 e Atributos Visão 2020 Seremos uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo e a preferida pelos nossos públicos de interesse Atributos da Visão 2020 Nossa atuação se destacará por: • Forte presença internacional • Referência mundial em biocombustíveis • Excelência operacional, em gestão, recursos humanos e tecnologia • Rentabilidade • Referência em responsabilidade social e ambiental • Comprometimento com o desenvolvimento sustentável 4
- 26. Visão 2020 e Missão Visão 2020 Seremos uma das cinco maiores empresas integradas de energia do mundo e a preferida pelos nossos públicos de interesse Missão Atuar de forma segura e rentável, com responsabilidade social e ambiental, nos mercados nacional e internacional, fornecendo produtos e serviços adequados às necessidades dos clientes e contribuindo para o desenvolvimento do Brasil e dos países onde atua. 5
- 27. Desafios de Gestão Novos Projetos Estratégicos com foco em: • Disciplina de Capital • Assegurar o retorno adequado do capital empregado nos vários segmentos de negócios da Companhia: • Busca de maior eficiência na implantação de projetos (Prazos e Custos); • Gestão de Estoques; • Redução de Custos Operacionais e Administrativos; • Gestão de Portfólio. • Recursos Humanos • Ser referência internacional, no segmento de energia, em gestão de pessoas, tendo seus empregados como seu maior valor. 6
- 28. Desafios de Gestão Novos Projetos Estratégicos com foco em: • Responsabilidade Social • Ser referência internacional em responsabilidade social na gestão dos negócios, contribuindo para o desenvolvimento sustentável. • Mudança Climática • Atingir patamares de excelência, na indústria de energia, quanto à redução da intensidade de emissões de gases de efeito estufa nos processos e produtos, contribuindo para a sustentabilidade do negócio e para a mitigação da mudança climática global. • Tecnologia • Ser referência mundial em tecnologias que contribuam para o crescimento sustentável da Companhia nas indústrias de petróleo, de gás natural, petroquímica e de biocombustíveis. 7
- 29. Estratégias por Segmento de Negócio Estratégia Corporativa Comprometimento com o desenvolvimento sustentável Crescimento Responsabilidade Rentabilidade Integrado Social e Ambiental Ampliar a atuação Estratégia Corporativa nos mercados-alvo de petróleo, derivados, petroquímico, gás e energia, biocombustíveis e distribuição, sendo referência mundial como uma empresa integrada de energia Crescer produção Expandir a atuação Desenvolver e Ampliar a atuação em Atuar, globalmente, na e reservas de integrada em liderar o mercado petroquímica no Brasil comercialização e petróleo e gás, de refino, brasileiro de gás e na América do Sul, de logística de forma sustentável, comercialização, natural e atuar de forma integrada com os biocombustíveis, e ser reconhecida logística e forma integrada demais negócios do liderando a produção pela excelência distribuição com nos mercados de Sistema PETROBRAS nacional de biodiesel na atuação em foco na Bacia do gás e energia e ampliando a E&P Atlântico elétrica com foco participação no na negócio de etanol América do Sul Excelência operacional, em gestão, recursos humanos e tecnologia Downstream Biocombustíveis E&P Distribuição Gás & Energia Petroquímica (RTC) 8 Confidencial
- 30. Premissas Macroeconômicas Indicadores 2007-2011 2008-2012 PIB – Mundo (% ao ano) – PPP 4,2 4,3 PIB – América Latina (% ao ano) – PPP (*) 3,7 3,9 PIB – Brasil (% ao ano) 4,0 4,0 Taxa de Câmbio (R$/US$) 2,50 2,18 Parametrizados pelos Parametrizados pelos preços do mercado preços do mercado Preços de Derivados internacional, sem internacional, sem alteração alteração nos preços nos preços relativos relativos (*) PPP – paridade do poder de compra 9
- 31. Preços do Petróleo: Curvas do Brent 60,0 Curva de Preços PN 2008/12 50,0 55 50 40,0 45 35 35 40 30,0 35 35 Curva de Preços PN 2007/11 20,0 10,0 0,0 2008 2009 2010 2011 2012 10
- 32. Plano de Investimentos: Distribuição por Segmento de Negócio Período 2008-12 US$ 112,4 bilhões 58% 13% 65,1 15,0 1,5 97,4 29,6 2,6 2,6 1% 2% 4,3 6,7 87% 26% 2% 4% 6% Brasil Internacional E&P RTC G&E Petroquímica Distribuição Corporativo Biocombustível • US$ 65,1 bilhões destinados ao E&P: • Exploração: US$ 13,8 bilhões • Produção: US$ 51,3 bilhões 11 11 Nota: Inclui Internacional
- 33. Plano de Investimentos Valores em US$ Bilhões Petrobras Petrobras Diferença Segmento de Negócio 2007-11 2008-12 (%) E&P 49,3 65,1 32 RTC 21,9* 29,6 35 G&E 7,3* 6,7 -8 Petroquímica 3,3 4,3 30 Distribuição 2,3 2,6 13 Biocombustível 1,2 1,5 25 Corporativo 1,8 2,5 39 Total 87,1 112,4 29 A previsão indica uma média anual de investimento no período 2008-12 de US$ 22,5 bilhões 12 * No Plano 2007-2011 contemplava os investimentos em biocombustíveis
- 34. Os resultados consolidados indicam um Conteúdo Nacional de 65%, levando a uma média anual de US$ 12,6 bilhões colocados junto ao mercado fornecedor local US$ bilhões Colocação no Investimento Mercado Conteúdo Área de Negócio Doméstico Nacional Nacional (%) 2008-12 2008-12 E&P 54,6 29,5 54% Abastecimento 31,4 24,3 77% G&E 6,6 5,0 76% Distribuição 2,5 2,4 100% Áreas Corporativas 2,3 1,9 80% Total 97,4 63,1 65% A média anual de colocação no mercado nacional do Plano anterior, era cerca de US$ 10 bilhões 13
- 35. Da variação de 34% nos investimentos, US$ 13,3 bilhões (ou 16%) foi devida à incorporação de Novos Projetos Novos Projetos • Exploração & Produção: • Exploração • Recuperação de Campos com Alto Grau Explotação • Suporte e Infra-estrutura • Plangás • Refino, Transporte e Comercialização: • Plangás Abast Projetos Novos Projetos Novos • Petroquímica Alteração da 13.267 Alteração da taxa de câmbio US$ 13,267 bi Outros • Novas unidades COMPERJ Taxa de Câm bio US$ 4,224 bi -2.435 4.224 Taxa de câmbio Melhoria do • Aumento de 5% no CAPEX em grau de decorrência da alteração da Definição premissa da taxa de câmbio 2.835 Aumento de Custos Custo ento de Aum • Aumento de custos (13%) em US$ Custo bi 10,912 linha com o observado na 10.912 indústria PN 2007-11* 83.571 * Valores referentes à 2008-2012 14
- 36. Segmento de Negócio E&P Crescer produção e reservas de petróleo e gás, de forma sustentável, e ser reconhecida pela excelência na atuação em E&P Estratégias por Segmento de Negócios do PE 2020 •Aumentar de forma sustentável a produção de petróleo, preservando a auto- suficiência nacional. •Garantir o acesso a reservas e produção de gás natural para assegurar o suprimento do mercado nacional. •Ampliar a atuação em áreas de grande potencial de E&P, onde a capacitação operacional, técnica e tecnológica represente diferencial competitivo. • Adotar práticas e novas tecnologias em áreas com alto grau de explotação com o objetivo de otimizar o fator de recuperação. •Fortalecer o posicionamento em águas profundas e ultra-profundas. • Desenvolver esforço exploratório em novas fronteiras para garantir uma relação reserva /produção sustentável. • Garantir elevada reposição de reservas, mantendo o Índice de Reposição de 15 Reservas (IRR) anual maior que 1.
- 37. Produção Total – Óleo & LGN e Gás Natural - Metas Mil boed 6,8% p.a. 4.153 7,2% p.a. 3.494 1 8 3* 5 1 5* 1 5 1* 2.298 2.217 101 2 8 5* 643 2.020 96 94 142 637 163 168 274 277 265 2. 812 1, 778 2. 421 1, 684 1, 493 2004 2005 2006 Meta 2012 P r evi são Ól eo + LGN B r asi l Gás N a t ur a l B r as i l 2015 Ól e o + LGN I nt er nac i ona l * Gás N a t ur a l I nt e r na c i ona l 16 * Inclui produção não consolidada
- 38. Oportunidades de crescimento da produção de E&P no Brasil garantem a sustentabilidade da auto-suficiência do País Produção de óleo, condensado e LGN 2900 2.812 2700 2500 2.421 2.374 2.296 2300 2.191 Mil bpd 2.337 2.050 2100 2.170 2.101 2.039 1900 1.968 1.922 1700 1500 2008 2009 2010 2011 2012 2015 17 17 PN 2008-2012 Demanda
- 39. Segmento de Negócio E&P – Principais Projetos Projetos Exploração no Brasil e Exterior Desenvolvimento da Produção na Bacia de Campos: Roncador (P-52, P-54, P-55), Marlim Sul (P-51, P-56), Papa Terra, Maromba, Jubarte Fase II (P-57), Cachalote, Baleia Franca e Baleia Anã Desenvolvimento da Produção na Bacia de Santos: Mexilhão, Uruguá-Tambaú, Pirapitanga Desenvolvimento da Produção na Bacia do Espírito Santo: Golfinho e Peroá- Cangoá. Desenvolvimento da Produção de Campos das demais Bacias Brasileiras: (Pólo Juruá-Aracacanga, Manati, D. João Mar, Sergipe-Alagoas) Desenvolvimento da Produção nos Estados Unidos (Cascade, Chinook, Conttonwood) Desenvolvimento da Produção na Argentina, Nigéria (Akpo, Agbami), Angola, Venezuela, Colômbia e Turquia Total de US$ 65 bilhões 18 18
- 40. Metas Corporativas – Segmento E&P Custos de Extração 6,59 6,13 5,72 3,36 3,52 US$bbl 2,90 2005 2006 Meta 2012 Custo de Extração - Brasil Custo de Extração Internacional 19
- 41. Segmento de Negócio de Downstream (Refino, Transporte e Comercialização) Expandir a atuação integrada em refino, comercialização, logística e distribuição com foco na Bacia do Atlântico Estratégias por Segmento de Negócios do PE 2020 •Aumentar a capacidade de refino no Brasil, processando o máximo de petróleo nacional produzido. •Expandir a capacidade de refino no País e no exterior, buscando o equilíbrio com o crescimento da produção de óleo da PETROBRAS. •Desenvolver o portfólio de produtos, serviços e tecnologias da PETROBRAS, com foco no cliente. •Aumentar as vendas de produtos e serviços, expandindo as atividades de comercialização, logística e processamento, no País e exterior. •Adequar o parque existente e as expansões de refino no País e exterior para atender aos padrões e tendências de qualidade de produtos dos mercados-alvo. • Desenvolver parcerias comerciais e logísticas em modais alternativos. 20
- 42. Mercado de Derivados de Petróleo no Brasil Mil bpd 3000 2.732 a. a. 2 ,9 % 2.337 345 2500 2.039 138 287 1.824 2000 228 116 153 95 1105 110 1500 902 779 706 1000 173 129 76 96 281 282 281 241 500 386 432 333 340 204 217 237 257 0 2006 2010 2015 2020 GLP Gasolina Nafta QAV Diesel OC Outros 21
- 43. Investimentos em Downstream Investimentos de US$ 29,6 bilhões na área de Downstream.... 21% US$ milhões 28% Qualidade combustível 8.619 Conversão 3.938 Expansão 5.353 8% SMS 1.083 Transporte Marit. 2.270 Dutos 2.264 8% Outros 6.112 13% 4% 18% 22
- 44. O fluxo de produtos líquidos em 2012 demonstra o elevado grau de integração entre os segmentos de negócios no País e exterior Mil bpd Produção Internacional Produção Brasil 114 Consumo de Derivados 285** 2.421 no Brasil ** 2.170 256* 29 296 158 1.853 Compra de Óleo no Carga Processada Exterior 23 no Brasil 2.061 Óleo Derivados *** Carga Processada no Exterior 208 5 348 Importação Exportação 256 (*) Inclui produção não consolidada Vendas Internacionais de Óleo (**) Deduzida a parcela de biodiesel (***) Exportação líquida de derivados 762
- 45. Metas Corporativas – Segmento Downstream Custos de Refino 3,69 2,29 2,24 1,90 1,73 US$bbl 1,30 2005 2006 Meta 2012 Custo de Refino - Brasil Custo de Refino Internacional 24
- 46. Metas Corporativas – Segmento Downstream Carga Fresca Processada (Brasil e Exterior) e Processamento de Petróleo Nacional no Brasil (mil bpd) 3,500 3.007 96 2.409 92 3,000 348 91 2,500 90 1.997 348 86 2,000 205 1,500 81 80 2,659 1,000 1,792 2,061 76 500 0 71 2008 2012 2015 PN 2008-12 - Carga Fresca Processada - Internacional (mil bpd) PN 2008-12 - Carga Fresca Processada - Brasil (mil bpd) % de óleo doméstico processado 25
- 47. Segmento de Negócio de Distribuição Expandir a atuação integrada em refino, comercialização, logística e distribuição com foco na Bacia do Atlântico Estratégias por Segmento de Negócios do PE 2020 •Liderar o mercado brasileiro de distribuição de derivados de petróleo e biocombustíveis, com maximização do market-share, garantindo rentabilidade. •Fazer da marca PETROBRAS a preferida dos consumidores, oferecendo excelência na qualidade de produtos e serviços, tanto no Brasil como no exterior. •Ampliar a participação na distribuição de gás natural no Brasil, com foco nos maiores mercados. 26
- 48. Metas Corporativas – Segmento Distribuição Participação da BR no Mercado (%) 41 36 31 24 2006 2012 Participação da BR no Mercado Global (%) Participação da BR no Mercado Automotivo (%) 27
- 49. Segmento de Negócio de Petroquímica Ampliar a atuação em petroquímica no Brasil e na América do Sul , de forma integrada com os demais negócios do Sistema PETROBRAS Estratégias por Segmento de Negócios do PE 2020 •Ampliar a atuação na 1a e 2a geração, aumentando a produção de petroquímicos, agregando valor aos produtos das refinarias do sistema, capturando sinergias entre produção de óleo, gás, refino e petroquímica. •Desenvolver novas tecnologias para a indústria química, com base na evolução tecnológica de craqueamento catalítico (FCC) petroquímico e em polímeros biodegradáveis e biopolímeros. 28
- 50. Principais Projetos: Segmento Petroquímico Principais Projetos COMPERJ - Unidade de Petroquímicos Básicos COMPERJ - Resinas Termoplásticas ( Polietileno, Polipropileno e PET) COMPERJ - Intermediários (Estireno, PTA e Etilenoglicol) Petroquímica Suape (PTA) Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco – CITEP (POY) Petroquímica Argentina - PESA Outros Projetos Petroquímicos Internacional Petroquímica Paulínia - Polipropileno Complexo Acrílico Total de investimentos: US$ 4,3 bilhões 29 29
- 51. Segmento de Negócio de Gás & Energia Desenvolver e liderar o mercado brasileiro de gás natural e atuar de forma integrada nos mercados de gás e energia elétrica com foco na América do Sul. Estratégias por Segmento de Negócios do PE 2020 •Desenvolver e consolidar o negócio de gás natural no mercado brasileiro, assegurando flexibilidade e confiabilidade ao suprimento. •Atuar no negócio de GNL, de forma verticalizada e integrada, priorizando o atendimento do mercado do Cone Sul. •Consolidar o negócio de energia elétrica, de forma rentável, otimizando o portfólio de termelétricas. •Atuar na integração energética da América do Sul. •Explorar as oportunidades de geração de energia elétrica, a partir de biomassa, derivados e gás natural. •Promover o domínio de tecnologias necessárias a toda a cadeia de gás natural. 30
- 52. Mercado de Gás Natural no Brasil * 160 Milhões de m3/dia 134 134 140 120 31,1 GNL a. 43,9 a. 100 4% 19, 30,0 Bolívia 80 42,1 60 46,3 E&P 40 16,2 72,9 20 48,0 24 0 6,1 2006 2012 Oferta 2012 Termelétrica Industrial Outros usos (*) Considera despacho máximo das termelétricas. • Outros usos: veicular, residencial/comercial, refinarias e plantas de fertilizantes 31
- 53. Principais Projetos: Segmento Gás & Energia Principais Projetos Gasodutos: Gasene, Malhas Nordeste e Sudeste, Trecho Sul do Gasbol , Urucu-Coari-Manaus e Gasduc III GNL - Gás Natural Liquefeito Térmicas: Cubatão, Três Lagoas, Canoas e Termoaçu Usinas Eólicas G&E na Argentina e Demais Países Total de investimentos US$ 6,7 bilhões 32 32
- 54. Metas Corporativas – Segmento G&E Volume de Vendas de Gás Natural Brasil – G&E* 3 (milhões m /dia) 82 a .a . 6 ,2 % 57 2008 2012 PN 2008-12 - Volume de Vendas de Gás Natural Brasil – G&E (milhões m3/dia) * Não inclui consumo Petrobras 33
- 55. Metas Corporativas – Segmento G&E Vendas de Energia Elétrica – PETROBRAS (TOTAL Brasil + Internacional) (MW médio) 6.000 5.439 5.000 976 4.000 3.070 3.000 118 3.741 2.000 2.234 1.000 718 722 0 2008 2012 PN 2008-12 - Oportunidades de Expansão de Térmicas (MW médio) PN 2008-12 - Termelétricas e Co-geração - Brasil (MW médio) PN 2008-12 - Internacional (MW médio) PN 2008-12 - PETROBRAS (TOTAL Brasil + Internacional) (MW médio) 34
- 56. Segmento de Negócio de Biocombustíveis Atuar, globalmente, na comercialização e logística de biocombustíveis, liderando a produção nacional de biodiesel e ampliando a participação no negócio de etanol Estratégias por Segmento de Negócios do PE 2020 •Ampliar a atuação no negócio etanol, participando da cadeia produtiva nacional para o desenvolvimento de mercados internacionais, com foco em logística e comercialização. •Desenvolver e liderar a produção nacional de biodiesel para atendimento ao mercado brasileiro e atuar em oportunidades de mercados externos. •Desenvolver tecnologias que assegurem a liderança mundial na produção de biocombustíveis, inclusive a partir de matérias-primas de baixo valor agregado (biomassa residual). 35
- 57. Principais Projetos: Segmento Biocombustíveis Investimentos de US$ 1,5 bilhão 4% 21% 29% 46% Biodiesel Dutos e Álcooldutos Outros H-Bio 36 36
- 58. Metas Corporativas – Segmento Biocombustíveis Capacidade de Disponibilização de Biodiesel 3 (mil m /ano) 2.500 2.705 3.000 2.000 2.500 2.000 1.500 1.254 1.500 1.000 844 1.000 1.182 500 938 500 329 0 0 2008 2012 2015 P N 2008-12 - Capacidade de Disponibilização de Biodiesel (mil m3/ ano) M ercado Nacional de Biodiesel (mil m3/ ano) 37
- 59. Metas Corporativas – Segmento Biocombustíveis Exportação de Etanol (Mil m 3) 5.000 4.750 4.000 a . a. 3.000 5% 45, 2.000 1.000 500 0 2008 2012 PN 2008-12 - Exportação de Etanol (Mil m3) 38
- 60. Principais Indicadores Financeiros Média Média Indicadores PN 2007-2011 PN 2008-2012 Retorno sobre o Capital Empregado (ROCE) (%) 16 14 Captação de Recursos por Financiamento LP 3,1 3,9 (US$ Bilhão) Saldo de Caixa (final do ano) (US$ Bilhão) 3,5 3,1 Dívida Líq. / Dívida Líq. + Patrimônio 25 20 (Alavancagem Financeira) (%) Fluxo de Caixa Operacional Livre 1,5 1,4 (US$ Bilhão) 39
- 61. Geração de Valor PN 2008-2012 Geração de Valor pelo EVA acumulado (US$ bilhões) 110,0 103,1 100,0 90,0 81,5 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Período 2007-2012 Período 2007-2015 40
- 62. Fontes e Usos – PN 2008-2012 (US$ 123,8 Bilhões) (US$ 123,8 Bilhões) 19.4 11.4 (15,7%) (9,2%) 104.4 112.4 (84,3%) (90,8%) 2004-2010 Recursos de Terceiros Amort. Dívida Geração Própria Investimentos No PN 2007-11 a necessidade de recursos de terceiros foi de 13% 41
- 63. Metas Corporativas de SMS Plano de Negócios 2008-2012 Metas de SMS 2008 2012 Volume Máximo Admissível de 694 601 Vazamento (m3) Taxa de Freqüência de Acidentados com Afastamento (TFCA Composto) 0,68 0,50 (Nº Acidentados / Milhão HHER) Percentual de Tempo Perdido (PTP) 2,23 2,18 Empregados Próprios (%) Total de Emissões Evitadas de Gases de Efeito Estufa (Milhões de 3,56 3,93 Toneladas de CO2 Equivalente) 42
- 64. Metas Corporativas de RSA Metas de Responsabilidade Social e Plano de Negócios 2008-2012 Ambiental 2008 2012 Imagem de Responsabilidade Social (%) 78 81 Imagem Corporativa (%) 82 83 Imagem como Empresa de Energia 71 77 Capacitação em Responsabilidade Social e Ambiental (Nº 65.049 185.783 de horas) Comprometimento dos Empregados Quanto à RSA (%) 97 98 Conhecimento dos Empregados Quanto à RSA (%) 85 88 Pontuação Ethos - Tema Valores, Transparência e 342 344 Governo (Número) Pontuação Ethos - Tema Comunidades (Número) 341 344 Pontuação Ethos - Tema Governo e Sociedade (Número) 339,5 344 43
- 65. Metas Corporativas de Recursos Humanos Plano de Negócios 2008-2012 Metas de Recursos Humanos 2008 2012 Nível de Comprometimento com a Empresa (%) 79 83 Índice de Satisfação dos Empregados – (ISE) (%) 69 73 Índice de Competências de Gestão (ICG) (%) 80,4 82,3 Índice de Competências Individuais (ICI) (%) 90,5 91,7 Índice de Resultados Individuais (IRI) (%) 91,7 92,9 44
- 66. O Plano de Investimentos no Brasil demandará em média cerca de 917 mil postos totais, sendo 228 mil diretos Postos de Trabalho (Mil) Média Anual 2008-12 Postos de Trabalho Diretos 228 Postos de Trabalho Indiretos (Cadeia Produtiva) 351 Postos de Trabalho Indiretos (Efeito Renda) 338 Postos de Trabalho Totais 917 45
- 67. Efeito Macroeconômico O Valor Adicionado no País gerado pelas atividades da Petrobras acrescido do impacto na cadeia produtiva dos investimentos e dos gastos operacionais estão apresentados abaixo, representando em média, cerca de 10 % do PIB brasileiro R$ Bilhões Média Anual Valor Adicionado Gerado pela: 2008-2012 Petrobras no País 141 Cadeia Produtiva dos Investimentos 50 Cadeia Produtiva dos Gastos Operacionais 55 Total do Valor Adicionado 246 46