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Webcast sobre o 1º trimestre de 2013

O documento apresenta os resultados financeiros e operacionais da Petrobras no 1o trimestre de 2013, destacando: 1) Lucro líquido de R$7,6 bilhões; 2) Produção total de petróleo e gás natural no Brasil de 1,9 milhões de barris por dia; 3) Novas descobertas e entrada em operação de novos equipamentos de produção.

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DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 1º trimestre de 2013 Teleconferência/Webcast 29 de Abril 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 Destaques no Trimestre Elevada geração de caixa Resultados » Lucro Líquido de R$ 7.693 milhões, Lucro Operacional de R$ 9.849 milhões e EBITDA de R$ 16.231 milhões. » Indicador Dívida Líquida/Ebitda encerrou o 1T13 em 2,32x, abaixo da meta de 2,5x. Exploração & Produção » Como previsto, produção de óleo no Brasil de 1.910 mbpd (-4% vs. 4T12) » Produção doméstica de gás natural de 400 mboed (+1% vs. 4T12). » Produção do pré-sal das Bacias de Santos e Campos atingiu 311 mbpd em 17/abr (Parcela Petrobras: 256 mbpd). » Início da produção dos FPSOs: » Cid. de São Paulo (120 mbpd) em 05/jan. Produção Petrobras (45%) 25/abr: 11,3 mbpd com 1 poço. Pico esperado em 1S14. » Cid. de Itajaí (80 mbpd) em 16/fev. Produção Petrobras (100%) 25/abr: 24,1 mbpd com 2 poços. Pico esperado em 2S13. » Cid. de Paraty (120 mbpd) já se encontra em processo de ancoragem na locação. Pico esperado em 2S14. » Até o final do ano está prevista a entrada de outras 4 novas plataformas com capacidade total de 500 mbpd. » Contratação de 2 novos FPSOs para Lula Alto e Lula Central, no Campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos. » Novas descobertas: Sul de Tupi e Florim em áreas da Cessão Onerosa; Sagitário no pré-sal da Bacia de Santos e Mandarim, no pós-sal do campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos. Abastecimento » Recorde diário de processamento de óleo nas refinarias em 07/abr: 2.149 milhões de barris. » No 1T13, 2 reajustes dos preços no diesel, totalizando +10,7%, e 1 na gasolina de +6,6%. Gás & Energia » Atendimento à demanda de gás natural de 88 milhões m3/d. » Geração de energia de 5.120 MW médios nas usinas termelétricas próprias. Gestão » PROCOP: Resultados globais de jan-mar/13 acima do previsto, resultando em economia de R$ 1,3 bilhão. » PROEF: Ganhos de 34 mbpd na produção de óleo e LGN no 1T13. 3
Conforme previsto, a produção de Óleo e LGN da Petrobras no 1T13 foi menor que a do 4T12: queda de 4%, atingindo 1.910 mbpd. Mantida a meta do ano, cuja produção deve ficar estável em relação a 2012. Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Paradas programadas na Bacia de Campos impactaram a produção do trimestre » Redução de 4% da produção no 1T13 vs 4T12 (-70 mil bpd) em função, principalmente, de: » Paradas programadas: -23 mbpd » Finalização de SPAs e TLDs (SS-11, P-34 e Oliva): -36 mbpd » Declínio natural de produção (10-11% a.a.) e problemas operacionais diversos: -11 mbpd » A meta de produção para o ano de 2013 está mantida. A produção crescerá de forma sustentada a partir de julho com a redução das paradas programadas e o ramp-up das novas unidades de produção. 4 2.300 2.250 2.200 2.150 2.100 2.050 2.000 1.950 1.900 1.850 50 1.846 1.920 1.965 2.032 1.968 1.940 1.843 1.9281.940 1.960 1.989 1.961 1.993 2.0982.110 1T12 Média 2.066 1T13 Média 1.910 Mil bpd 20132012 4T12 Média 1.980 mar-13fev-13jan-13dez-12nov-12out-12set-12ago-12jul-12jun-12mai-12abr-12mar-12fev-12jan-12
5 PROEF UO-BC: Programa de Aumento da Eficiência Operacional Produção de óleo e LGN no 1T13: ganho de 14 mbpd Média 1T13 Expectativas para 2013 » Desde o início do PROEF em Abril/2012 a eficiência operacional na UO-BC aumentou de 66% para 74% em Março/2013. » O resultado do PROEF foi menor no 1T13 devido à maior concentração de paradas programadas com o intuito de melhorar a eficiência operacional futura. » PROEF UO-BC: Dispêndios totais de US$ 1 bilhão até fev/13. VPL de US$ 542 milhões. 395 431 +36 mbpd Com PROEF Sem PROEF +7,4 p.p. Com PROEF 76,4 Sem PROEF 69,0 Eficiência Operacional (%) Produção de Óleo + LGN (mbpd) + 14 mbpd Com PROEF Sem PROEF +5,9 p.p. 75,7 Com PROEF Sem PROEF 69,8 404 418 Eficiência Operacional (%)Produção de Óleo + LGN (mbpd) » Ganho de 20 mbpd no 1T13 com eficiência média de 91%. » A expectativa de ganhos com o PROEF UO-RIO para o ano de 2013 é de 26 mbpd. PROEF UO-RIO
6 Custo de Extração Queda na produção afetou Custo Unitário de Extração no 1T13 69,47 64,87 22,57 26,39 30,79 28,33 29,49 39,03 38,48 38,68 39,54 37,59 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 Custo de Extração Participações Governamentais 61,60 R$/Barril 67,87 67,08 » O custo total de extração foi marginalmente menor, com queda de 1% com relação ao 4T12. » Contudo, houve uma elevação no custo unitário de extração no 1T13 devido, principalmente, à queda da produção de petróleo, como consequência do aumento das paradas de manutenção. » A redução das participações governamentais se deve a menor produção, com destaque para os campos onde há incidência de participação especial.
7 Despesas com Prospecção e Perfuração: Brasil 18 Poços Baixados em 1T13: Nenhum no Pré-Sal 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 1T13 1.237 4T12 1.728 3T12 1.116 2T12 3.294 1T12 921 4T11 1.238 3T11 603 2T11 943 1T11 859 R$milhão 2011 R$ 3.643 MM 2012 R$ 7.058 MM Geologia, Geofísica, Poços Secos e Não Econômicos Despesas com prospecção e perfuração no 1T13 foram inferiores às realizadas no 4T12. 97 Poços 16 Poços 41 Poços 21 Poços 19 Poços 81 Poços 1T13 R$ 1.237 MM 18 Poços 18 Poços 2013 Evento Gerador da Baixa Área Exploratória  7 Poços Secos  6 Efetivamente Secos  1 Acidente Mecânico 8 Poços Subcomerciais  3 Projetos Cancelados  4 Marítimos  4 Pós-sal  0 Pré-sal  11 Terrestres  3 Projetos Cancelados 1T13 » Expectativa de despesas de poços secos e/ou subcomerciais para o ano de 2013 em patamar inferior ao verificado em 2012.
8 757 785 839 431 441 453 141 86 113 95 93 98 Produção de Derivados 181 224 114 1.942 2.010 2.127 +6% +10% 140 264 201 4T121T12 1T13 197 288 140 Custo de Refino Carga Processada e Utilização 6,60 6,98 6,24 Produção Nacional de Derivados Recordes de processamento de petróleo: 2.149 mbpd (07-abr), 2.137 (30-mar) e 2.125 (03-mar) 1.534 1.633 1.722 350 337 360 93% 97% 98% 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 4T121T12 1T134T121T12 1T13 (mil bpd)(R$/barril)(mil bpd) » Aumento de 6% (117 mbpd) na produção de derivados em relação ao 4T12, especialmente diesel, em função da maior utilização de destilação, coque e HDT na REVAP e REPAR, e retomada das operações na destilação da REFAP. » Redução de 11% no Custo de Refino devido aos menores gastos com manutenção de rotina, além do aumento da carga fresca processada. Petróleo Imp.Utilização da Capac. Nominal (%) Petróleo Nac. Diesel Gasolina QAV GLP Nafta OC Outros 2.083 1.970 1.884 6,60 6,98 6,24
9 Vendas de Derivados no Brasil Crescimento de 7% nas vendas em comparação com o 1T12 Vendas de Derivados – Brasil (*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários. Em relação ao 4T12, houve redução de 3% nas vendas de derivados no mercado interno em função, principalmente, da sazonalidade do Diesel e da Gasolina, parcialmente compensada pelo aumento nas vendas de Nafta e Óleo Combustível. 864 986 921 545 610 580 106 106 10575 108 118 1T13 -3% 2.313 213 180 196 4T12 2.391 223 156 202 1T12 2.168 214 173 191 Milbbl/d 1T13 x 4T12 1T13 x 1T12 » Diesel (+7%): Crescimento da economia e do consumo das térmicas, além do aumento na colheita da safra de grãos de verão (milho e soja). » Gasolina (+6%): Aumento do consumo das famílias e crescimento da frota de veículos, além da vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol na maioria dos estados. +7% » Diesel (-7%): Menor demanda no 1T13 devido à menor atividade industrial e agrícola do período (sazonalidade). Parte da redução foi compensada pela maior demanda termelétrica. » Gasolina (-5%): Redução devido à sazonalidade das vendas no 4T12 devido ao período de férias. Diesel Gasolina QAV GLP Nafta OC Outros*
10 100 120 140 160 180 200 220 240 260 2013 dez/12 set/12 mar/12 jun/12 abr/12 ago/12 mai/12 nov/12 jul/12 out/12 jan/11 jan/13 fev/13 mar/13 fev/12 jan/12 dez/11 jun/11 ago/11 jul/11 set/11 out/11 nov/11 mai/11 abr/11 mar/11 fev/11 Preço dos Derivados - Brasil vs Internacional Reajustes de preços nos últimos 10 meses: +21,9% no diesel e +14,9% na gasolina Preços(R$/bbl) Preço Médio de Venda Golfo Americano Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano** 25/Jun 16/Jul Reajustes: Gasolina: 7,83% Diesel: 3,94%Reajustes: Gasolina: 10% Diesel: 2% 2011 2012 Reajuste: Diesel: 6% 05/Mar Reajuste: Diesel: 5,0% * 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. 30/Jan Reajustes: Gasolina: 6,6% Diesel: 5,4% Preço Médio de Venda Brasil 01/Nov 1T13: 2 reajustes dos preços no diesel, totalizando +10,7%, e 1 na gasolina de +6,6%. Esses aumentos almejam a convergência para os preços internacionais. ∆ Câmbio: 10% Câmbio: R$ 1,82/US$ Câmbio: R$ 2,01/US$
11 Exportação Importação Saldo Líquido A piora no saldo líquido da balança no 1T13 é em função, principalmente, de maiores importações de petróleo devido à maior carga processada nas refinarias, e da menor produção de óleo. mbpd -189 -65 -364 -185 88 131 52 167 206 188 35 29 36 -269 -429 1T12 -50 139 1T13 860 136 484 4T12 4T12 +6% +8% +7% 1T13 -454 806 168 301 1T12 764 151 358 1T13 406 155 215 4T12 377 112 236 1T12 714 182 497 DerivadosGasolinaDieselOutros DerivadosOCPetróleo -43% +13% +794% Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados Maior importação de petróleo minimizando a necessidade de derivados importados » Menores exportações de petróleo devido à menor produção do E&P e aumento da carga processada nas refinarias, o que também justificou a elevação das importações de petróleo leve, principalmente. » As importações de gasolina e diesel diminuíram por causa do aumento de sua produção nas refinarias. » A exportação de derivados aumentou, principalmente a de óleo combustível, devido à menor demanda das térmicas desde o início de 2013.
12 39,9 Oferta e Demanda de Gás Natural Demanda termelétrica elevada milhãom³/dia Nacional Bolívia GNL Não-Térmico Térmico Abast/E&P Fertilizantes OFERTADEMANDA 12,1 12,5 10,8 40,2 37,0 4T12 89,4 38,6 38,3 1T12 63,1 11,7 39,3 -1% 1T13 88,0 +39% 0,9 15,9 14,1 1T13 -2% 88,1 30,7 25,5 63,5 43,343,6 90,2 4T121T12 30,7 37,1 +39% » Demanda termelétrica permaneceu elevada e acima do consumo não-termelétrico no decorrer do 1T13 em função do maior despacho termelétrico, dada a afluência abaixo da média histórica. » Menor necessidade na utilização de GNL no 1T13 frente ao 4T12, em decorrência das reduções na demanda não-termelétrica e do consumo interno. » A geração termelétrica se manteve acima do patamar de 5 GW.
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 PROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Mar/13 Realização acima do previsto. Pontos de Atenção Endereçados 90% 70% 100% 80% Execuçãooperacional(%) 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Meta 2013: R$ 3,8 bilhões Jan-Mar/13 Redução de Custos Prevista: R$ 646 milhões (17%) Redução de Custos Realizada: R$ 1.260 milhões (33%) 100% 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 SMESLogística de GN Fertilizantes
14 Lucro Operacional - 4T12 vs 1T13 Melhores preços e queda no CPV R$milhões 5.739 (870) 3.164 210 1.606 9.849 4T12 Lucro Operacional Receita de Vendas CPV Despesas de Vendas, Gerais e Adm. Demais Despesas 1T13 Lucro Operacional » Houve uma redução na Receita de Vendas em função, principalmente, dos menores volumes de derivados comercializados no mercado interno. » A redução do CPV é explicada pela menor participação de derivados importados no mix de vendas, como resultado da maior eficiência operacional do Refino e pela queda no consumo de derivados. » As menores despesas são explicadas pelas menores baixas de poços secos e a ausência de impairment.
15 Lucro Líquido - 4T12 vs 1T13 Estável em relação ao trimestre anterior R$milhões 7.747 4.110 (1.398) (26) ( 2.618) (122) 7.693 4T12 Lucro Líquido Lucro Operacional Resultado Financeiro Participações em Investimentos Impostos Lucro Atrib. aos não Controladores 1T13 Lucro Líquido » O Lucro Líquido permaneceu estável uma vez que o aumento do Lucro Operacional foi compensado pelo menor Resultado Financeiro e pela maior tributação sobre o lucro, ocorrida devido à ausência de benefício fiscal gerado pelo provisionamento de juros sobre capital próprio de R$ 2,1 bilhões no 4T12.
16 Exploração & Produção - 4T12 vs 1T13 Conforme antecipado, menor produção no período R$milhões 17.474 (277) (2.976) (1.146) 1.388 621 15.084 4T12 Resultado Operacional Efeito Preço na Receita Efeito Volume na Receita Efeito Custo Médio no CPV Efeito Volume no CPV Despesas Operacionais 1T13 Resultado Operacional » O resultado operacional da área de E&P foi impactado negativamente pela menor produção de óleo no Brasil (-4%). » O preço do petróleo comercializado foi ligeiramente inferior. » A redução nas Despesas Operacionais se deve, principalmente, à menor baixa de poços secos.
17 Abastecimento - 4T12 vs 1T13 Melhores preços de venda de derivados R$milhões (8.715) 1.651 (2.440) (81) 3.378 (330) (6.537) 4T12 Resultado Operacional Efeito Preço na Receita Efeito Volume na Receita Efeito Custo Médio no CPV Efeito Volume no CPV Despesas Operacionais 1T13 Resultado Operacional » A melhora do resultado operacional da área de Abastecimento é explicada pelos aumentos de preços de diesel e gasolina e pela menor participação de derivados importados no mix de vendas, efeito do aumento da carga fresca processada nas refinarias e à queda sazonal no consumo de derivados.
18 Exploração e Produção Destaques dos Segmentos – Lucro Líquido: 4T12 vs 1T13 R$ 11,5 Bi vs R$ 10,0 Bi Abastecimento R$ -5,7 Bi vs R$ -4,2 Bi  elevação dos preços de diesel e de gasolina  menor participação de derivados importados no mix de vendas decorrente da menor demanda do mercado doméstico  maior produção de derivados com manutenção do perfil de rendimento (diesel e gasolina) Internacional R$ -0,6 Bi vs R$ 0,7 Bi  maior volume de vendas, principalmente de derivados (de 182 para 195 mbpd), e de produção de óleo e LGN (de 133 para 143 mbpd)  impairment de R$ 487 milhões no 4T12, sendo R$ 464 milhões referentes à refinaria de Pasadena, nos EUA  baixas dos poços secos Ogonga (Bloco 26 Angola), Kabeljou (Namíbia), Mapalé e Katmandu (Colômbia), totalizando R$ 243 milhões no 4T12. No 1T13 foram baixados apenas valores residuais (R$ 3 milhões)  menores perdas contábeis por provisão de desvalorização de estoques principalmente nos EUA (R$ 52 milhões no 1T13 contra R$ 231 milhões no 4T12)  menor volume de produção de petróleo e LGN no Brasil  menor baixa de poços secos ou subcomerciais  menor custo de extração total Gás & Energia R$ 0,5 Bi vs R$ 0,9 Bi  maior receita de geração em função do PLD  manutenção do patamar de volume disponibilizado de gás nacional  maior custo de aquisição de GNL no mercado internacional, apesar do menor volume consumido
19 Investimentos Acompanhamento da Evolução Física e Financeira – Curvas S Investimentos de R$ 19,8 bilhões no 1T13, 10% superior ao 1T12.R$Bilhão Investimentos: 1T12 x 1T13 Investimentos 1T13 por área de negócio Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 160 projetos (Curvas S): realização física média de 98,9% e financeira de 97,8%. 19,8 18,0 1T131T12 +10% 54% R$ 10,7 bi35% R$ 6,9 bi 1% 1% 0% 35% 54% 5% 4% Biocombustíveis Distribuição G&E E&P Corporativo Internacional Abastecimento
20 1) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido) 2) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos) 3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias Endividamento Endividamento Líquido estável R$ Bilhões 31/03/13 31/12/12 Endividamento de Curto Prazo 14,6 15,3 Endividamento de Longo Prazo 182,4 181,0 Endividamento Total 196,9 196,3 (-) Disponibilidades ajustadas 3 46,3 48,5 = Endividamento Líquido 150,7 147,8 US$ Bilhões Endividamento Líquido 74,8 72,3 1,66 1,61 2,46 2,42 2,77 2,32 24% 24% 28% 28% 31% 31% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 4T11 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida 1 2 2 » O indicador Dívida Líquida/Ebitda recuou para 2,32 em função da maior geração operacional de caixa no 1T13.
DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS Informações: Relacionamento com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br

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Webcast sobre o 1º trimestre de 2013

  • 1.
    DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 1º trimestrede 2013 Teleconferência/Webcast 29 de Abril de 2013
  • 2.
    2 Estas apresentações podemconter 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.
    3 Destaques no Trimestre Elevadageração de caixa Resultados » Lucro Líquido de R$ 7.693 milhões, Lucro Operacional de R$ 9.849 milhões e EBITDA de R$ 16.231 milhões. » Indicador Dívida Líquida/Ebitda encerrou o 1T13 em 2,32x, abaixo da meta de 2,5x. Exploração & Produção » Como previsto, produção de óleo no Brasil de 1.910 mbpd (-4% vs. 4T12) » Produção doméstica de gás natural de 400 mboed (+1% vs. 4T12). » Produção do pré-sal das Bacias de Santos e Campos atingiu 311 mbpd em 17/abr (Parcela Petrobras: 256 mbpd). » Início da produção dos FPSOs: » Cid. de São Paulo (120 mbpd) em 05/jan. Produção Petrobras (45%) 25/abr: 11,3 mbpd com 1 poço. Pico esperado em 1S14. » Cid. de Itajaí (80 mbpd) em 16/fev. Produção Petrobras (100%) 25/abr: 24,1 mbpd com 2 poços. Pico esperado em 2S13. » Cid. de Paraty (120 mbpd) já se encontra em processo de ancoragem na locação. Pico esperado em 2S14. » Até o final do ano está prevista a entrada de outras 4 novas plataformas com capacidade total de 500 mbpd. » Contratação de 2 novos FPSOs para Lula Alto e Lula Central, no Campo de Lula, no pré-sal da Bacia de Santos. » Novas descobertas: Sul de Tupi e Florim em áreas da Cessão Onerosa; Sagitário no pré-sal da Bacia de Santos e Mandarim, no pós-sal do campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos. Abastecimento » Recorde diário de processamento de óleo nas refinarias em 07/abr: 2.149 milhões de barris. » No 1T13, 2 reajustes dos preços no diesel, totalizando +10,7%, e 1 na gasolina de +6,6%. Gás & Energia » Atendimento à demanda de gás natural de 88 milhões m3/d. » Geração de energia de 5.120 MW médios nas usinas termelétricas próprias. Gestão » PROCOP: Resultados globais de jan-mar/13 acima do previsto, resultando em economia de R$ 1,3 bilhão. » PROEF: Ganhos de 34 mbpd na produção de óleo e LGN no 1T13. 3
  • 4.
    Conforme previsto, aprodução de Óleo e LGN da Petrobras no 1T13 foi menor que a do 4T12: queda de 4%, atingindo 1.910 mbpd. Mantida a meta do ano, cuja produção deve ficar estável em relação a 2012. Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Paradas programadas na Bacia de Campos impactaram a produção do trimestre » Redução de 4% da produção no 1T13 vs 4T12 (-70 mil bpd) em função, principalmente, de: » Paradas programadas: -23 mbpd » Finalização de SPAs e TLDs (SS-11, P-34 e Oliva): -36 mbpd » Declínio natural de produção (10-11% a.a.) e problemas operacionais diversos: -11 mbpd » A meta de produção para o ano de 2013 está mantida. A produção crescerá de forma sustentada a partir de julho com a redução das paradas programadas e o ramp-up das novas unidades de produção. 4 2.300 2.250 2.200 2.150 2.100 2.050 2.000 1.950 1.900 1.850 50 1.846 1.920 1.965 2.032 1.968 1.940 1.843 1.9281.940 1.960 1.989 1.961 1.993 2.0982.110 1T12 Média 2.066 1T13 Média 1.910 Mil bpd 20132012 4T12 Média 1.980 mar-13fev-13jan-13dez-12nov-12out-12set-12ago-12jul-12jun-12mai-12abr-12mar-12fev-12jan-12
  • 5.
    5 PROEF UO-BC: Programade Aumento da Eficiência Operacional Produção de óleo e LGN no 1T13: ganho de 14 mbpd Média 1T13 Expectativas para 2013 » Desde o início do PROEF em Abril/2012 a eficiência operacional na UO-BC aumentou de 66% para 74% em Março/2013. » O resultado do PROEF foi menor no 1T13 devido à maior concentração de paradas programadas com o intuito de melhorar a eficiência operacional futura. » PROEF UO-BC: Dispêndios totais de US$ 1 bilhão até fev/13. VPL de US$ 542 milhões. 395 431 +36 mbpd Com PROEF Sem PROEF +7,4 p.p. Com PROEF 76,4 Sem PROEF 69,0 Eficiência Operacional (%) Produção de Óleo + LGN (mbpd) + 14 mbpd Com PROEF Sem PROEF +5,9 p.p. 75,7 Com PROEF Sem PROEF 69,8 404 418 Eficiência Operacional (%)Produção de Óleo + LGN (mbpd) » Ganho de 20 mbpd no 1T13 com eficiência média de 91%. » A expectativa de ganhos com o PROEF UO-RIO para o ano de 2013 é de 26 mbpd. PROEF UO-RIO
  • 6.
    6 Custo de Extração Quedana produção afetou Custo Unitário de Extração no 1T13 69,47 64,87 22,57 26,39 30,79 28,33 29,49 39,03 38,48 38,68 39,54 37,59 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 Custo de Extração Participações Governamentais 61,60 R$/Barril 67,87 67,08 » O custo total de extração foi marginalmente menor, com queda de 1% com relação ao 4T12. » Contudo, houve uma elevação no custo unitário de extração no 1T13 devido, principalmente, à queda da produção de petróleo, como consequência do aumento das paradas de manutenção. » A redução das participações governamentais se deve a menor produção, com destaque para os campos onde há incidência de participação especial.
  • 7.
    7 Despesas com Prospecçãoe Perfuração: Brasil 18 Poços Baixados em 1T13: Nenhum no Pré-Sal 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 1T13 1.237 4T12 1.728 3T12 1.116 2T12 3.294 1T12 921 4T11 1.238 3T11 603 2T11 943 1T11 859 R$milhão 2011 R$ 3.643 MM 2012 R$ 7.058 MM Geologia, Geofísica, Poços Secos e Não Econômicos Despesas com prospecção e perfuração no 1T13 foram inferiores às realizadas no 4T12. 97 Poços 16 Poços 41 Poços 21 Poços 19 Poços 81 Poços 1T13 R$ 1.237 MM 18 Poços 18 Poços 2013 Evento Gerador da Baixa Área Exploratória  7 Poços Secos  6 Efetivamente Secos  1 Acidente Mecânico 8 Poços Subcomerciais  3 Projetos Cancelados  4 Marítimos  4 Pós-sal  0 Pré-sal  11 Terrestres  3 Projetos Cancelados 1T13 » Expectativa de despesas de poços secos e/ou subcomerciais para o ano de 2013 em patamar inferior ao verificado em 2012.
  • 8.
    8 757 785 839 431441 453 141 86 113 95 93 98 Produção de Derivados 181 224 114 1.942 2.010 2.127 +6% +10% 140 264 201 4T121T12 1T13 197 288 140 Custo de Refino Carga Processada e Utilização 6,60 6,98 6,24 Produção Nacional de Derivados Recordes de processamento de petróleo: 2.149 mbpd (07-abr), 2.137 (30-mar) e 2.125 (03-mar) 1.534 1.633 1.722 350 337 360 93% 97% 98% 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 4T121T12 1T134T121T12 1T13 (mil bpd)(R$/barril)(mil bpd) » Aumento de 6% (117 mbpd) na produção de derivados em relação ao 4T12, especialmente diesel, em função da maior utilização de destilação, coque e HDT na REVAP e REPAR, e retomada das operações na destilação da REFAP. » Redução de 11% no Custo de Refino devido aos menores gastos com manutenção de rotina, além do aumento da carga fresca processada. Petróleo Imp.Utilização da Capac. Nominal (%) Petróleo Nac. Diesel Gasolina QAV GLP Nafta OC Outros 2.083 1.970 1.884 6,60 6,98 6,24
  • 9.
    9 Vendas de Derivadosno Brasil Crescimento de 7% nas vendas em comparação com o 1T12 Vendas de Derivados – Brasil (*) Outros – Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários. Em relação ao 4T12, houve redução de 3% nas vendas de derivados no mercado interno em função, principalmente, da sazonalidade do Diesel e da Gasolina, parcialmente compensada pelo aumento nas vendas de Nafta e Óleo Combustível. 864 986 921 545 610 580 106 106 10575 108 118 1T13 -3% 2.313 213 180 196 4T12 2.391 223 156 202 1T12 2.168 214 173 191 Milbbl/d 1T13 x 4T12 1T13 x 1T12 » Diesel (+7%): Crescimento da economia e do consumo das térmicas, além do aumento na colheita da safra de grãos de verão (milho e soja). » Gasolina (+6%): Aumento do consumo das famílias e crescimento da frota de veículos, além da vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol na maioria dos estados. +7% » Diesel (-7%): Menor demanda no 1T13 devido à menor atividade industrial e agrícola do período (sazonalidade). Parte da redução foi compensada pela maior demanda termelétrica. » Gasolina (-5%): Redução devido à sazonalidade das vendas no 4T12 devido ao período de férias. Diesel Gasolina QAV GLP Nafta OC Outros*
  • 10.
    10 100 120 140 160 180 200 220 240 260 2013 dez/12 set/12 mar/12 jun/12 abr/12 ago/12 mai/12 nov/12 jul/12 out/12 jan/11 jan/13 fev/13 mar/13 fev/12 jan/12 dez/11 jun/11 ago/11 jul/11 set/11 out/11 nov/11 mai/11 abr/11 mar/11 fev/11 Preço dos Derivados- Brasil vs Internacional Reajustes de preços nos últimos 10 meses: +21,9% no diesel e +14,9% na gasolina Preços(R$/bbl) Preço Médio de Venda Golfo Americano Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano** 25/Jun 16/Jul Reajustes: Gasolina: 7,83% Diesel: 3,94%Reajustes: Gasolina: 10% Diesel: 2% 2011 2012 Reajuste: Diesel: 6% 05/Mar Reajuste: Diesel: 5,0% * 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. 30/Jan Reajustes: Gasolina: 6,6% Diesel: 5,4% Preço Médio de Venda Brasil 01/Nov 1T13: 2 reajustes dos preços no diesel, totalizando +10,7%, e 1 na gasolina de +6,6%. Esses aumentos almejam a convergência para os preços internacionais. ∆ Câmbio: 10% Câmbio: R$ 1,82/US$ Câmbio: R$ 2,01/US$
  • 11.
    11 Exportação Importação SaldoLíquido A piora no saldo líquido da balança no 1T13 é em função, principalmente, de maiores importações de petróleo devido à maior carga processada nas refinarias, e da menor produção de óleo. mbpd -189 -65 -364 -185 88 131 52 167 206 188 35 29 36 -269 -429 1T12 -50 139 1T13 860 136 484 4T12 4T12 +6% +8% +7% 1T13 -454 806 168 301 1T12 764 151 358 1T13 406 155 215 4T12 377 112 236 1T12 714 182 497 DerivadosGasolinaDieselOutros DerivadosOCPetróleo -43% +13% +794% Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados Maior importação de petróleo minimizando a necessidade de derivados importados » Menores exportações de petróleo devido à menor produção do E&P e aumento da carga processada nas refinarias, o que também justificou a elevação das importações de petróleo leve, principalmente. » As importações de gasolina e diesel diminuíram por causa do aumento de sua produção nas refinarias. » A exportação de derivados aumentou, principalmente a de óleo combustível, devido à menor demanda das térmicas desde o início de 2013.
  • 12.
    12 39,9 Oferta e Demandade Gás Natural Demanda termelétrica elevada milhãom³/dia Nacional Bolívia GNL Não-Térmico Térmico Abast/E&P Fertilizantes OFERTADEMANDA 12,1 12,5 10,8 40,2 37,0 4T12 89,4 38,6 38,3 1T12 63,1 11,7 39,3 -1% 1T13 88,0 +39% 0,9 15,9 14,1 1T13 -2% 88,1 30,7 25,5 63,5 43,343,6 90,2 4T121T12 30,7 37,1 +39% » Demanda termelétrica permaneceu elevada e acima do consumo não-termelétrico no decorrer do 1T13 em função do maior despacho termelétrico, dada a afluência abaixo da média histórica. » Menor necessidade na utilização de GNL no 1T13 frente ao 4T12, em decorrência das reduções na demanda não-termelétrica e do consumo interno. » A geração termelétrica se manteve acima do patamar de 5 GW.
  • 13.
    Planejado Realização conforme planejadoou superior Risco elevado de não realização da meta anual Pontos de atenção que podem comprometer o alcance da meta anual PROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Mar/13 Realização acima do previsto. Pontos de Atenção Endereçados 90% 70% 100% 80% Execuçãooperacional(%) 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Meta 2013: R$ 3,8 bilhões Jan-Mar/13 Redução de Custos Prevista: R$ 646 milhões (17%) Redução de Custos Realizada: R$ 1.260 milhões (33%) 100% 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 SMESLogística de GN Fertilizantes
  • 14.
    14 Lucro Operacional -4T12 vs 1T13 Melhores preços e queda no CPV R$milhões 5.739 (870) 3.164 210 1.606 9.849 4T12 Lucro Operacional Receita de Vendas CPV Despesas de Vendas, Gerais e Adm. Demais Despesas 1T13 Lucro Operacional » Houve uma redução na Receita de Vendas em função, principalmente, dos menores volumes de derivados comercializados no mercado interno. » A redução do CPV é explicada pela menor participação de derivados importados no mix de vendas, como resultado da maior eficiência operacional do Refino e pela queda no consumo de derivados. » As menores despesas são explicadas pelas menores baixas de poços secos e a ausência de impairment.
  • 15.
    15 Lucro Líquido -4T12 vs 1T13 Estável em relação ao trimestre anterior R$milhões 7.747 4.110 (1.398) (26) ( 2.618) (122) 7.693 4T12 Lucro Líquido Lucro Operacional Resultado Financeiro Participações em Investimentos Impostos Lucro Atrib. aos não Controladores 1T13 Lucro Líquido » O Lucro Líquido permaneceu estável uma vez que o aumento do Lucro Operacional foi compensado pelo menor Resultado Financeiro e pela maior tributação sobre o lucro, ocorrida devido à ausência de benefício fiscal gerado pelo provisionamento de juros sobre capital próprio de R$ 2,1 bilhões no 4T12.
  • 16.
    16 Exploração & Produção- 4T12 vs 1T13 Conforme antecipado, menor produção no período R$milhões 17.474 (277) (2.976) (1.146) 1.388 621 15.084 4T12 Resultado Operacional Efeito Preço na Receita Efeito Volume na Receita Efeito Custo Médio no CPV Efeito Volume no CPV Despesas Operacionais 1T13 Resultado Operacional » O resultado operacional da área de E&P foi impactado negativamente pela menor produção de óleo no Brasil (-4%). » O preço do petróleo comercializado foi ligeiramente inferior. » A redução nas Despesas Operacionais se deve, principalmente, à menor baixa de poços secos.
  • 17.
    17 Abastecimento - 4T12vs 1T13 Melhores preços de venda de derivados R$milhões (8.715) 1.651 (2.440) (81) 3.378 (330) (6.537) 4T12 Resultado Operacional Efeito Preço na Receita Efeito Volume na Receita Efeito Custo Médio no CPV Efeito Volume no CPV Despesas Operacionais 1T13 Resultado Operacional » A melhora do resultado operacional da área de Abastecimento é explicada pelos aumentos de preços de diesel e gasolina e pela menor participação de derivados importados no mix de vendas, efeito do aumento da carga fresca processada nas refinarias e à queda sazonal no consumo de derivados.
  • 18.
    18 Exploração e Produção Destaquesdos Segmentos – Lucro Líquido: 4T12 vs 1T13 R$ 11,5 Bi vs R$ 10,0 Bi Abastecimento R$ -5,7 Bi vs R$ -4,2 Bi  elevação dos preços de diesel e de gasolina  menor participação de derivados importados no mix de vendas decorrente da menor demanda do mercado doméstico  maior produção de derivados com manutenção do perfil de rendimento (diesel e gasolina) Internacional R$ -0,6 Bi vs R$ 0,7 Bi  maior volume de vendas, principalmente de derivados (de 182 para 195 mbpd), e de produção de óleo e LGN (de 133 para 143 mbpd)  impairment de R$ 487 milhões no 4T12, sendo R$ 464 milhões referentes à refinaria de Pasadena, nos EUA  baixas dos poços secos Ogonga (Bloco 26 Angola), Kabeljou (Namíbia), Mapalé e Katmandu (Colômbia), totalizando R$ 243 milhões no 4T12. No 1T13 foram baixados apenas valores residuais (R$ 3 milhões)  menores perdas contábeis por provisão de desvalorização de estoques principalmente nos EUA (R$ 52 milhões no 1T13 contra R$ 231 milhões no 4T12)  menor volume de produção de petróleo e LGN no Brasil  menor baixa de poços secos ou subcomerciais  menor custo de extração total Gás & Energia R$ 0,5 Bi vs R$ 0,9 Bi  maior receita de geração em função do PLD  manutenção do patamar de volume disponibilizado de gás nacional  maior custo de aquisição de GNL no mercado internacional, apesar do menor volume consumido
  • 19.
    19 Investimentos Acompanhamento da EvoluçãoFísica e Financeira – Curvas S Investimentos de R$ 19,8 bilhões no 1T13, 10% superior ao 1T12.R$Bilhão Investimentos: 1T12 x 1T13 Investimentos 1T13 por área de negócio Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 160 projetos (Curvas S): realização física média de 98,9% e financeira de 97,8%. 19,8 18,0 1T131T12 +10% 54% R$ 10,7 bi35% R$ 6,9 bi 1% 1% 0% 35% 54% 5% 4% Biocombustíveis Distribuição G&E E&P Corporativo Internacional Abastecimento
  • 20.
    20 1) Endividamento Líquido/ (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido) 2) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos) 3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias Endividamento Endividamento Líquido estável R$ Bilhões 31/03/13 31/12/12 Endividamento de Curto Prazo 14,6 15,3 Endividamento de Longo Prazo 182,4 181,0 Endividamento Total 196,9 196,3 (-) Disponibilidades ajustadas 3 46,3 48,5 = Endividamento Líquido 150,7 147,8 US$ Bilhões Endividamento Líquido 74,8 72,3 1,66 1,61 2,46 2,42 2,77 2,32 24% 24% 28% 28% 31% 31% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 4T11 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida 1 2 2 » O indicador Dívida Líquida/Ebitda recuou para 2,32 em função da maior geração operacional de caixa no 1T13.
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    DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS Informações: Relacionamento comInvestidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br