Webcast 4 t11 português final

Divulgação de
g ç
Resultados
4º trimestre de 2011 e
exercício de 2011
(legislação societária)

Teleconferência/Webcast
Almir Guilherme Barbassa
Diretor Financeiro e
de Relações com Investidores

14 de Fevereiro de 2012

Aviso

Estas apresentações podem conter previsões acerca
de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia
p p
sobre condições futuras da economia, além do setor
de atuação, do desempenho e dos resultados
financeiros da Companhia, dentre outros. Os termos Aviso aos Investidores Norte‐Americanos:
“antecipa",
p "acredita", "espera",
p "prevê",
p
"pretende", "planeja", "projeta", "objetiva", A SEC somente permite que as companhias d
h de
"deverá", bem como outros termos similares, visam óleo e gás incluam em seus relatórios
a identificar tais previsões, as quais, evidentemente, arquivados reservas provadas que a Companhia
envolvem riscos e incertezas previstos ou não pela
p p tenha comprovado por produção ou testes de
Companhia e, consequentemente, não são garantias formação conclusivos que sejam viáveis
f ã l á
de resultados futuros da Companhia. Portanto, os econômica e legalmente nas condições
resultados futuros das operações da Companhia econômicas e operacionais vigentes. Utilizamos
podem diferir das atuais expectativas, e o leitor não alguns termos nesta apresentação, tais como
deve se basear exclusivamente nas informações descobertas, que as orientações d SEC nos
d b i õ da
aqui contidas. A Companhia não se obriga a proíbem de usar em nossos relatórios
atualizar as apresentações e previsões à luz de arquivados.
novas informações ou de seus desdobramentos
futuros. Os valores informados para 2012 em diante
são estimativas ou metas.

2

Destaques de 2011

» 16,41 bilhões boe (critério SPE/ANP)
Reservas Provadas » IRR = 148%
» Reserva‐produção = 18,5 anos
p ç ,

» Produção total de óleo de gás: 2,62 milhões de boe/d (+2 %)
Produção
ç » Produção brasileira de óleo e LGN: 2,02 milhões bpd (+1%)
ç , p ( )
» Entrega de gás natural nacional: 214 mil boe/d (+18%)

» Crescimento da produção do Pré sal*: de 71 mil bbl em jan para 133 mil bbl em dez
Pré‐sal*:
Pré‐sal » Piloto de Lula, TLDs de Lula NE e Carioca NE e gasoduto Lula‐Mexilhão
» Declaração de comercialidade de Guará (Sapinhoá): 2,1 bilhões de boe

Vendas de » Venda de derivados da Petrobras no mercado doméstico aumentou 9% em relação a
Derivados 2010, atingindo 2.131 mil barris/dia

Investimentos » R$ 73 bilhões, sendo 47% no E&P

* Apenas óleo. Parcela Petrobras. 3

Reservas Provadas (critério ANP/SPE)

Reservas Provadas 2011

16,4 Bi boe
Águas Ultra Profundas
g
(>1.500m)

Internacional
Águas
Brasil 4% 96% Profundas
(300‐1.500m)

Águas Rasas
Terra
T

Evolução das Reservas no Brasil (bilhões boe) IRR no Brasil acima de 100% pelo
20º ano consecutivo
15,71
15,28 » Índice de Reposição de Reservas 2011 = 152%
5,3 % aa
5 3 % aa » Reserva/Produção = 19 2 anos
19,2
14,17
» Apropriação total em 2011: 1,242 bi boe
» Pré‐sal = 0,978 bi boe
2009 2010 2011 » Destaques: Sapinhoá (Bacia de Santos)
Albacora (Bacia de Campos)

4

Atividade Exploratória

Descobertas 2011
Índice de Sucesso Espírito
Campos
p Santos
S t
Santo
57% 59% Pós‐sal Pós‐sal Pós‐sal
40% Guanabara Patola
Malombe
Tucura
Brigadeiro Pré‐sal
Pé l
Pré‐sal Abaré
Pé‐de‐moleque
Gávea
2009 2010 2011 Biguá
Quindim Forno

Poços Exploratórios
ç p » Desde 2007 o volume recuperável estimado total foi maior
que 2,5 bilhões de boe/ano
2011 2012
» Custo da descoberta em 2011 foi US$1,56/boe. O Plano de
» Onshore – 76 » Offshore 66
» Offshore – 66 Negócios contempla um custo de descoberta em torno de
US$ 2/boe
» Offshore – 47 » Campos (16)

» Pré‐sal (17) » Santos (18) » R$ 9 bilhões investidos em exploração em 2011 e previsão
de R$ 10 1 bilhões em 2012
10,1
» Espírito Santo (11)

5

Produção no Brasil

4T11 vs 3T11 (+3,6%):
» Paradas de produção no campo de Marlim (-24 mil bpd no
4T11 vs -79 mil no 3T11)
Óleo » Poços de Pré-sal (média dez/11): 133 mil bpd
mil bpd
» Poços descobertos no Varredura (média dez/11): 46 mil
2.049
2 049 bpd
2.044
2 044
2.030 » Dos 16 poços previstos para entrar em produção no 4T 2011,
2.018 9 efetivamente iniciaram a produção

1.978
1 978
2011 vs 2010 (+1%):
» Perda de produção devido a paradas programadas e não
programadas foi de 67 mil bpd, sendo 33 mil bpd por
manutenções não previstas
4T10 1T11 2T11 3T11 4T11
» Atrasos na entrada de poços comprometeram o atendimento
da meta de produção 2011

Gás Natural
» Principais campos: Mexilhão, Uruguá e Lula
» Houve redução de 26% na queima de gás em relação a 2010

6

Produção 2012

CONTRIBUIÇÕES DAS NOVAS UNIDADES DE PRODUÇÃO

Entrada em
Projetos Expectativa 2012 Prod. Média 2011
Operação

P‐57 4T10 151 mil bpd 80 mil bpd

Piloto Lula 4T10 44 mil bpd 28 mil bpd

P‐56 3T11 105 mil bpd 17 mil bpd

7 poços até o final
FPSO Cid. Anchieta 3T12 25 mil bpd
de 2012

3 poços até o final
FPSO Cid. Itajaí 3T12 11 mil bpd
de 2012

» Adicionalmente, descobertas em ring fence (Projeto Varredura): 5 poços de desenvolvimento da produção já
programados ‐ expectativa de 31 mil bpd adicionais na média de 2012

7

Pré-sal da Bacia de Santos

REALIZAÇÕES 2011 Poços em perfuração, completação ou avaliação
(situação dez/11)
» Produção de óleo no Piloto de Lula (dez/2011): 65.000 bpd Franco 2 NW
(com 3 poços produtores i
( d interligados)
li d )
Concessão
» Declaração da Comercialidade do Campo de Sapinhoá
(BM‐S‐09) Cessão Onerosa

» 17 novos poços perfurados, totalizando 37 poços no Pré‐
sal na Bacia de Santos
» Realização do TLD de Lula NE Iara Oeste
Iara Oeste
» Início do TLD de Carioca NE
» Contratação dos 4 cascos que serão convertidos nos Nordeste de Tupi
primeiros FPSOs para as áreas da Cessão Onerosa
Lula Alto ADR

Piloto Lula IWAG‐
Piloto Lula IWAG‐5
ATIVIDADES PARA 2012 Carcará
Piloto Lula P8H
Piloto Lula P8H
Carioca Sela
Carioca Sela
» Início de produção do FPSO Cidade de São Paulo Lula Sul
Guará Norte
no campo de Sapinhoá (BM‐S‐09): final de 2012
» Início do TLD de Franco (Cessão Onerosa): final de
2012
» Realizações dos TLDs de Cernambi Sul e Sapinhoá
Norte e início de TLD em locação a ser definida
» 10 sondas operando no cluster e expectativa de
dobrar até o final de 2012

8

Pré-sal da Bacia de Campos

SITUAÇÃO EM DEZ/11

» Jubarte: 14 000 bpd (ESS 103)
14.000 (ESS‐103)

» Baleia Franca: 21.500 bpd (BRF‐1 + BRF‐6)

» Brava: 6.500 bpd (MRL‐199D)

» Carimbé: 19.000 bpd (CRT‐43)

Descobertas » Tracajá: 20.000 bpd (MLL‐70)

» Total: 81.000 bpd*

ATIVIDADES PARA 2012
ATIVIDADES PARA 2012

» 9 poços exploratórios em ring‐fence
(pós‐sal e pré‐sal)

» Novos poços produtores em
Barracuda, Marlim Leste e Albacora
Leste (potencial total de 35 mil bpd)

* Produção Petrobras + Parceiros 9

Sondas de Perfuração

SONDAS FLUTUANTES SOB CONTRATOS
(entre 2.000 m e 3.000 m)

Previsão de
+15
19 novas sondas
13
5
3

2008 2009 2010 2011 2012

Disponibilidades Construção de 33 Sondas no Brasil
» Taxas diá i
diárias em linha
li h com mercado
d
» As necessidades de sondas da Petrobras estão
internacional
atendidas no médio prazo
» Apoio governamental com financiamentos,
» Análises de demanda da Petrobras e oferta do
fundos garantidores e incentivos fiscais
g
mercado estão em constante revisão
d tã t t iã
» Índice de Conteúdo local entre 55% e 65%
» Monitoramento do mercado internacional para
atender pontuais necessidades » Entregas a partir de 2015 (atendendo a
demanda de longo prazo)

10

Crescimento do Lucro Líquido por Barril

Distribuição do preço de realização do barril de óleo produzido no Brasil

Preço de Realização por barril em Reais % do Preço de Realização
180

160 100%

140 25%
31% 33%
R$ 52 80%
120
R$ 39 22%
100 60% 21% 21%
R$ 26 R$ 34
80
R$ 26 13%
R$ 22 40% 16%
60 R$ 27 17%
R$ 13 R$ 20
23%
40 18%
R$ 25 20% 16%
R$ 24 R$ 22
20
R$ 21 17% 14% 13%
R$ 17 R$ 18
0 0%
2009 2010 2011 2009 2010 2011

Custo de Extração Custos Exploratórios + DD&A + Outros * IR/CS Participações Governamentais Lucro Líquido

» E t
Em termos relativos, custos estáveis
l ti t tá i
» Em termos nominais, lucro por barril dobrou nos últimos 2 anos

*Outros inclui despesas tributárias, P&D, despesas gerais, vendas e administrativas 11

Preços

Preços do Petróleo (US$/bbl) Preço Médio de Realização (R$/bbl)
Média 2011
240 PMR Petrobras: 167,87
117 113 PMR EUA: 194,46
120
105 109

100 109 190
86 103 103
75 76 78 94
80 77
80 4T11: Queda do spread 140
74 Média 2010
70 73 72
60 óleos leves/pesados
PMR Petrobras: 158,43
PMR EUA: 150,48
90
40

20 40
4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11 4T08 1T09 2T09 3T09 4T09 1T10 2T10 3T10 4T10 1T11 2T11 3T11 4T11
Petróleo Petrobras (média) Brent PMR EUA PMR Petrobras

» Reajustes dos preços do diesel e da gasolina em novembro de 2011
» Elevação do PMR EUA no 4T11, em Reais, em função da desvalorização cambial média de 10%

12

Derivados no Mercado Interno

PRODUÇÃO VENDAS

2.208 2.229
1.910
1 910 1.886
1 886 1.949 2.052

435 448
552 479
s/dia

s/dia
570 511 235 224
mil barris

mil barris
133 141 219
134 488 547
378 406 389 414

828 836 866 940 1.050 1.010

4T10 3T11 4T11 4T10 3T11 4T11
Diesel + QAV Gasolina GLP Outros Diesel+QAV Gasolina GLP Outros

» Em 2011 houve intensificação da produção doméstica de diesel e gasolina com o parque existente
2011,
» Crescimento de 9% na venda de derivados no comparativo 2011/2010:
» Aumento de 24% no volume de gasolina em função de preços mais atraentes em relação ao etanol e
elevação da frota
» Aumento de 9% do volume de diesel devido ao crescimento da atividade econômica
» Queda de 18% das vendas de óleo combustível (incluído em ‘outros’) pelo efeito‐substituição do GN

13

Destaques do Abastecimento

REALIZAÇÕES 2011

» Recorde de Carga Fresca Processada (+4%) e da Produção de Derivados (+3%)
» Fator de Utilização de 92%
» Entrada em operação de 14 unidades com foco em melhoria de qualidade de produtos
» Comercialização do diesel S‐50 em 56 novos municípios dos estados de São Paulo e Rio de Janeiro

PERSPECTIVAS PARA 2012

» Carteira de Conversão: Partida do Coque + HDT da REPAR
» Carteira de Qualidade de Diesel: RLAM e REPAR
» Comercializar volume adicional de 500 mil m3/mês de diesel com menor teor de enxofre
» PROMEF I e II: 2 Suezmax, 3 navios de Produtos e 1 navio Bunker
,

PRINCIPAIS PROJETOS EM ANDAMENTO

» RNEST: 1º trem em junho de 2013 e 2º trem em janeiro de 2014
» COMPERJ: 1º trem de refino em setembro de 2014
» Cerca de 90% dos investimentos em qualidade e conversão no
parque de refino serão finalizados em 2013

14

Destaques do Gás & Energia
Gás Natural: Demanda Gás Natural: Oferta

62 62 62 62

Milhões m3/d
d
Milhões m3/d
d

+7%
+18%
37 40 28 34

PRINCIPAIS REALIZAÇÕES 2011 E PERSPECTIVAS 2012

» Finalização dos investimentos em infraestrutura de transporte de gás natural
» Entrada em operação dos dutos: Gastau, Gaspal II, Gasan II e Variante do Nordestão
»P i i i i
Principais investimentos em 2012
i 2012:
» UTE Baixada Fluminense
» Unidade de Fertilizantes de Três Lagoas – UFN III
» Terminal d GNL d Bahia
l de da h
» Unidade de Processamento de GN de Cabiúnas (Rota 2 do Pré‐Sal)

Nota: Fornecimento Interno: Intersegmento (Abastecimento) e Consumo G&E (Fafens e UTEs próprias) 15

Lucro Operacional 2010 vs 2011
(R$ milhões)
( $ lh )

32.334 (31.322)

46.394 (1.238) (765) 45.403

2010 Receita CPV Despesas de Demais 2011
Lucro Operacional de Vendas vendas, gerais despesas Lucro Operacional
e adm.

» Maior receita com vendas devido ao aquecimento do mercado interno (+6%) e às maiores cotações de óleo e
derivados (Brent: +40%; PMR Petrobras: +6%)
» Elevação do CPV refletiu incremento dos volumes importados de petróleo e derivados, elevação das cotações
internacionais sobre importações e participações governamentais
» Aumento das despesas operacionais em função de maiores custos exploratórios e P&D

16

Lucro Líquido 2010 vs 2011
(R$ milhões)
( $ lh )

35.189 (991)
(2.498) 895 33.313
(199) 131 786

2010 Lucro Resultado Participações Participação de Impostos Lucro atribuível 2011
Lucro Líquido Operacional Financeiro em Empregados aos não Lucro Líquido
Investimentos Control.

» Redução do resultado financeiro líquido devido à depreciação do Real em 2011 (13%) contra apreciação do Real
em 2010 (4%) i
impactou o L
t Lucro Lí id em R$ 2 5 bilhõ
Líquido 2,5 bilhões

17

Lucro Operacional 3T11 vs 4T11
(R$ milhões)
( $ lh )

1.703 (4.465)
12.372
12 372

(306) (1.552)
7.752

3T11 Receita CPV Despesas de Demais 4T11
Lucro Operacional de Vendas vendas, gerais despesas Lucro Operacional
e adm.
e adm

» Elevação dos preços do diesel e gasolina em novembro/11 contribuíram para aumento das receitas
» Aumento do CPV em função de
» AAumento d volume d vendas com maior participação d i
t do l de d i ti i ã de importados
t d
» Efeito do câmbio (desvalorização média de 10%) sobre custos dolarizados
» Elevação da alíquota de participação especial em função de aumento de produção em alguns campos
» Maior depreciação em função de mais ativos a serem amortizados e depreciação retroativa
» Aumento das despesas com impairment e baixa de poços secos

18

Lucro Líquido 3T11 vs 4T11
(R$ milhões)
( $ lh )

492 (43) (1.508)
5.627
6.336
6 336 (4.620) (1.235)

5.049

3T11 Lucro Resultado Participações Participação de Impostos Lucro atribuível 4T11
Lucro Líquido Operacional Financeiro em Empregados aos não Lucro Líquido
Investimentos Control.

» Melhora no resultado financeiro devido a menor desvalorização cambial no 4T11 (1%) quando comparado
ao 3T11 (19%)
» Em função da adoção de CPC 19, os resultados de participações de empresas compartilhadas foram
lançados em Participações em Investimentos, não afetando o Lucro Líquido

19

Potenciais fatores de desvios em relação às
expectativas do mercado

R$ milhões
Lucro
Variação 4T11 vs
Variação 4T11 vs 3T11*
operacional EBITDA
Efeito da depreciação cambial média sobre os custos 2.609 2.609

Participação de importados nas vendas (de 28% p/ 32%) 1.163 1.163

Formação de estoques no exterior 738 738

Desconsolidação de controladas em conjunto (CPC 19) 736 1.069

p ç
Baixa de poços secos 693 693

Perda na recuperação de ativos (impairment) 690 ‐

Depreciação extemporânea
D i ã â 670
670 ‐

* Estimativas 20

Exploração & Produção 3T11 vs 4T11
(R$ milhões)
( $ lh )
Evolução do Lucro Operacional

3.150
3 150 168 (2.245)
(2 245)
15.729 (78) (1.118) 15.606

3T11 Efeito preço na Efeito volume na Efeito custo Efeito Volume no Despesas 4T11
Resultado receita receita médio no CPV CPV Operacionais Resultado
Operacional Operacional

» Efeito volume na receita não reflete, completamente, o crescimento da produção (4%) devido à formação
de estoques
» Elevação de alíquota de participação especial em alguns campos
» I Impairment e b i d poços secos explicam elevação d d
i t baixa de li l ã das despesas operacionais
i i

21

Abastecimento 3T11 vs 4T11
(R$ milhões)
( $ lh )
Evolução do Lucro Operacional

1.584 (1.118)
(4.086)
(3.350) 1.047 (579)
(
(6.502)
)

3T11 Efeito preço na Efeito volume na Efeito custo Efeito Volume no Despesas 4T11
Resultado
R lt d receita
it receita
it médio no CPV
édi CPV CPV Operacionais
O i i Resultado
R lt d
Operacional Operacional

» Incremento dos preços do diesel e gasolina não compensou a depreciação cambial média de 10% no 4T11
» Maior participação de produtos importados no volume de vendas, especialmente gasolina
» Aumento dos preços médios de aquisição/transferência de petróleo
» Efeito volume na receita negativo em função de maior volume de exportações em andamento no 4T11

22

Investimentos

PLANO ANUAL DE NEGÓCIOS 2012 INVESTIMENTOS REALIZADOS 2011

R$ 87,5 bilhões R$ 72,5 bilhões

5% 5%
5%

38% 48%

E&P Abastecimento G&E
Ab i G&E Internacional Outros
I i l O

» E&P: Foco no aumento da capacidade de produção e no desenvolvimento do pré‐sal
» Abastecimento: modernização e ampliação do parque de refino, melhora da qualidade dos derivados e
em ativos petroquímicos
» G&E: consolidação do 1º ciclo de investimentos (infraestrutura e logística de gás natural)
» Apreciação cambial média de 5% em 2011 contribuiu para redução do valor total dos investimentos em
Reais

23

Endividamento

Dívida Líq./EBITDA Endiv. Líq./Cap.Líq. 50%
5,5
40%
4,5 24%
22% 30%
3,5 16% 17% 17%
20%
2,5 1,66 10%
1,41
1,5 1,03 1,03 1,07 0%
0,5 ‐10%
‐0,5 ‐20%
4T10 1T11 2T11 3T11 4T11

R$ Bilhões 31/12/11 31/12/10
Endividamento de Curto Prazo 19,0 15,1
» Captações de US$ 18 bilhões em 2011, sendo
p ç $ ,
Endividamento de Longo Prazo 136,6 100,9 US$ 9,6 bilhões em emissões de Bonds,
Endividamento Total 155,6 116,0 inclusive em euros e libras
(‐) Disponibilidades ajustadas* 52,6 55,0 » Fev. 2012, captação de U$ 7 bilhões em quatro
= Endividamento Líquido 103,0 61,0 tranches de 3, 5, 10 e 30 anos, contribuindo
para a redução do custo de capital
US$ Bilhões 31/12/11 31/12/10
Endividamento Líquido 54,9 36,6

* Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias 24

Informações:
Relações com Investidores
+55 21 3224-1510
petroinvest@petrobras.com.br

25

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