O documento resume o desempenho operacional da Petrobras no 2o trimestre de 2013, destacando:
1) A produção de petróleo e gás natural foi 1,1% maior do que no trimestre anterior, impulsionada por novos sistemas de produção no pré-sal.
2) Quatro novos sistemas de produção iniciaram operações no pré-sal no semestre.
3) A produção total deve se manter estável no 3o trimestre, com crescimento mais acentuado no 4o trimestre devido à entrada de mais sistemas.
DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS
1º Trimestre de 2014
Teleconferência / Webcast
12 de Maio de 2014
Resultado 1T14: Crescimento de 8% no Lucro Operacional. Lucro Líquido 14% menor frente ao 4T13.
Maior Lucro Operacional em função do efeito dos reajustes dos preços de derivados em todo 1T14, da menor participação do diesel importado nas vendas, prejudicado pela provisão para o PIDV (Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário). O lucro líquido foi menor devido ao impacto do benefício fiscal dos juros sobre capital próprio (R$ 3,2 bilhões), ocorrido no 4T13.
Fato Relevante: Plano de Negocios e Gestao - 2013-2017Petrobras
FATO RELEVANTE: Plano de Negócios e Gestão 2013-2017
Rio de Janeiro, 15 de março de 2013 – Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras comunica que seu Conselho de Administração aprovou o Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 (PNG 2013-17), com investimentos totalizando US$ 236,7 bilhões, mantendo o mesmo nível de investimentos do último Plano, sendo US$ 207,1 bilhões referentes à carteira em implantação.
Dando continuidade ao PNG 2012-16, a elaboração do PNG 2013-17 teve por fundamento:
• Manutenção das metas de produção de óleo e gás natural;
• Não inclusão de novos projetos, exceto para exploração e produção de óleo e gás natural no Brasil;
• Incorporação dos resultados dos programas estruturantes PROCOP, PROEF, PRCPoço e INFRALOG;
• Ampliação do escopo do Programa de Desinvestimentos (PRODESIN).
Divulgação de Resultados
2º Trimestre de 2015
Teleconferência / Webcast
07 de agosto de 2015
Destaques:
O lucro líquido do 1S-2015 foi de R$ 5.861 milhões, 43% inferior em relação ao 1S-2014.
O lucro operacional do 1S-2015 alcançou R$ 22.822 milhões, 39% superior em relação ao 1S-2014.
O EBITDA ajustado do 1S-2015 foi de R$ 41.289 milhões, 35% superior em relação ao 1S-2014.
Divulgação de Resultados (legislação societária)
29 de Outubro de 2012
DESTAQUES NO TRIMESTRE
» Lucro líquido de R$ 5.567 milhões e EBITDA de R$ 14.375 milhões
» Produção de óleo no Brasil de 1.904 mil boed (-3% vs. 2T12) e de gás natural de 377 mil boed (+4% vs. 2T12)
» Início da produção do FPSO Cid. de Anchieta em 10/09
» Produção atual: 42 mil bpd com 3 poços
» Pico de produção (100 kbpd): Março/2013
» Descobertas: Grana Padano (Espirito Santo), Pecém (Ceará), Barra e Moita Bonita (Sergipe Alagoas)
» Recorde de produção de derivados (2.026 mil bpd no 3T12 vs. XX
1.886 mil bpd no 3T11)
» Início de operação da unidade de coque na REPAR
» Participação no Dow Jones Sustainability Index pelo 7º ano consecutivo.
DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS
1º Trimestre de 2014
Teleconferência / Webcast
12 de Maio de 2014
Resultado 1T14: Crescimento de 8% no Lucro Operacional. Lucro Líquido 14% menor frente ao 4T13.
Maior Lucro Operacional em função do efeito dos reajustes dos preços de derivados em todo 1T14, da menor participação do diesel importado nas vendas, prejudicado pela provisão para o PIDV (Plano de Incentivo ao Desligamento Voluntário). O lucro líquido foi menor devido ao impacto do benefício fiscal dos juros sobre capital próprio (R$ 3,2 bilhões), ocorrido no 4T13.
Fato Relevante: Plano de Negocios e Gestao - 2013-2017Petrobras
FATO RELEVANTE: Plano de Negócios e Gestão 2013-2017
Rio de Janeiro, 15 de março de 2013 – Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras comunica que seu Conselho de Administração aprovou o Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 (PNG 2013-17), com investimentos totalizando US$ 236,7 bilhões, mantendo o mesmo nível de investimentos do último Plano, sendo US$ 207,1 bilhões referentes à carteira em implantação.
Dando continuidade ao PNG 2012-16, a elaboração do PNG 2013-17 teve por fundamento:
• Manutenção das metas de produção de óleo e gás natural;
• Não inclusão de novos projetos, exceto para exploração e produção de óleo e gás natural no Brasil;
• Incorporação dos resultados dos programas estruturantes PROCOP, PROEF, PRCPoço e INFRALOG;
• Ampliação do escopo do Programa de Desinvestimentos (PRODESIN).
Divulgação de Resultados
2º Trimestre de 2015
Teleconferência / Webcast
07 de agosto de 2015
Destaques:
O lucro líquido do 1S-2015 foi de R$ 5.861 milhões, 43% inferior em relação ao 1S-2014.
O lucro operacional do 1S-2015 alcançou R$ 22.822 milhões, 39% superior em relação ao 1S-2014.
O EBITDA ajustado do 1S-2015 foi de R$ 41.289 milhões, 35% superior em relação ao 1S-2014.
Divulgação de Resultados (legislação societária)
29 de Outubro de 2012
DESTAQUES NO TRIMESTRE
» Lucro líquido de R$ 5.567 milhões e EBITDA de R$ 14.375 milhões
» Produção de óleo no Brasil de 1.904 mil boed (-3% vs. 2T12) e de gás natural de 377 mil boed (+4% vs. 2T12)
» Início da produção do FPSO Cid. de Anchieta em 10/09
» Produção atual: 42 mil bpd com 3 poços
» Pico de produção (100 kbpd): Março/2013
» Descobertas: Grana Padano (Espirito Santo), Pecém (Ceará), Barra e Moita Bonita (Sergipe Alagoas)
» Recorde de produção de derivados (2.026 mil bpd no 3T12 vs. XX
1.886 mil bpd no 3T11)
» Início de operação da unidade de coque na REPAR
» Participação no Dow Jones Sustainability Index pelo 7º ano consecutivo.
Estrategia, Crescimento e Resultados - Petrobras - AtivaAtiva Corretora
Palestra com Paulo Campos, Gerente de Relacionamento com Investidores da Petrobras, na Ativa Corretora (Março - 2011).
Paulo Campos aborda as perspectivas da empresa e os projetos relacionados à exploração e refino de petróleo no Brasil.
Edição 41 - Petrobras em Ações - Março 2014Petrobras
Edição 41 - Petrobras em Ações - Março 2014
- Planejamento Estratégico: horizonte 2030
- Plano de Negócios e Gestão 2014-2018
- Declaração de comercialidade em áreas de Cessão Onerosa
- Consórcio de Libra
- Captações no exterior
- Lucro líquido em 2013 foi de R$ 23,6 bilhões
- Produção de petróleo e gás natural deverá aumentar 7,5% em 2014
- Recorde no pré-sal: 412 mil barris/dia
- Cresce a produção em Cascade e Chinook
- Novo terminal de regaseificação na Bahia
- Petrobras de volta à F1 com a Willians Martini Racing
- O Cenpes completa 50 anos
- Gasolinas com ultrabaixo teor de enxofre são lançadas no Brasil
Foco nas atividades estratégicas e prioridade nos investimentos para continuar seguindo em frente com eficiência operacional e financeira.
Investiremos US$130,3 bilhões até 2019.
O Relatório de Sustentabilidade 2017 reúne dados do período de 1º de janeiro a 31 de dezembro de 2017 e apresenta conteúdos detalhados sobre nossa atuação corporativa, resultados e contribuições para a sociedade, práticas trabalhistas, meio ambiente, entre outros.
FORWARD-LOOKING STATEMENTS:
DISCLAIMER
The presentation may contain forward-looking statements about future events within the meaning of Section 27 A of the Securities Act of 1933, as amended, and Section 21 E of the Securities Exchange Act of 1934, as amended, that are not based on historical facts and are not assurances of future results. Such forward-looking statements merely reflect the Company’s current views and estimates of future economic
circumstances, industry conditions, company performance and
financial results. Such terms as "anticipate", "believe", "expect",
"forecast", "intend", "plan", "project", "seek", "should", along with similar or analogous expressions, are used to identify such forward-looking statements. Readers are cautioned that these statements are only projections and may differ materially from
actual future results or events. Readers are referred to the documents filed by the Company with the SEC, specifically the Company’s most recent Annual Report on Form 20-F, which identify important risk factors that could cause actual results to differ from those contained in the forward-looking statements,
including, among other things, risks relating to general economic
and business conditions, including crude oil and other commodity prices, refining margins and prevailing exchange rates, uncertainties inherent in making estimates of our oil and
gas reserves including recently discovered oil and gas reserves,
international and Brazilian political, economic and social developments, receipt of governmental approvals and licenses and our ability to obtain financing.
2. 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. 3
1.957 1.764 1.792 1.677 1.6911.855
240233188140115109
+1%
2T13
1.931
1T13
1.910
4T122T12
1.9802.066
1T12
1.904
3T12
1.970
Produção de Óleo e LGN (mbpd)
» Produção de Óleo e LGN 1,1% superior ao 1T13 (+21 mbpd):
• Perdas com paradas programadas e problemas operacionais: +18 mbpd.
• Entrada de novos poços/novos sistemas parcialmente compensada pelo
declínio natural da produção: +3 mbpd.
» Produção de GN de 61,8 milhões m³/dia ou 389 mboed (-3% vs. 1T13).
» Produção esperada para o 3T13 em linha com a do 2T13.
Produção no Pré-Sal (mbpd)
» 9 unidades de produção em operação no pré-sal, sendo que 4 entraram em
operação após o 2T12: Cidade de Anchieta (Baleia Azul, Set/12), Cidade de
São Paulo (Sapinhoá, Jan/13), Cidade de São Vicente (TLD Sapinhoá Norte,
Fev/13) e o Cidade de Paraty (Lula NE, Jun/13).
Entrada de Unidades de Produção (Brasil)
Desde o 2T12 entraram em operação 4 novos sistemas definitivos com
capacidade total de 420 mbpd, sendo 312 mbpd da Petrobras
Capacidade
120 mbpd
45% Petrobras
Capacidade
80 mbpd
100% Petrobras
Capacidade
120 mbpd
65% Petrobras
Recorde Pré-Sal (Petrobras+Parceiros): 326 mbpd em 22/06/13
Outros camposPré-Sal
2012 = 1 2013 = 4 até junho
Nº de Poços Interligados
9
7
5
9
34
2T13
7
4
1T13
8
4
4T123T122T121T12
Sistemas AntigosNovos Sitemas
» 15 poços interligados no 1S13.
» Interligações de 36 poços planejadas para o 2S13, adicionando aproximadamente
440 mbpd de potencial de produção.
Capacidade
140 mbpd
62,5% Petrobras
*
291
1T13
277
4T12
218
3T12
176
2T12
146
1T12
135
2X
2T13
Produção Pré-Sal (Petrobras + Parceiros)Recordes
* P-63 saiu em 18/jun do Estaleiro Quip/Honório Bicalho e seguirá para a locação definitiva em 23/ago.
Recorde
326 mbpd
Produção de Óleo e LGN no Brasil
Produção do trimestre em linha com o previsto. Novo Recorde do Pré-Sal: 326 mbpd.
FPSO Cid. São
Paulo (Sapinhoá)
Jan/13
FPSO Cid. Anchieta
(Baleia Azul) Set/12
FPSO Cid. Itajaí
(Baúna)
Fev/13
FPSO Cid. Paraty
(Piloto de Lula NE)
Jun/13
P-63*
(Papa-Terra)
Jun/13 - saída estaleiro
Capacidade
100 mbpd
100% Petrobras
» 4 novos sistemas definitivos iniciam a produção até o final do ano: P-63, P-58,
P-55 e P-61/TAD.
* Novos sistemas: FPSOs Cid. São Paulo, Cid. São Vicente, Cid. Itajaí e Cid. Paraty.
4. 4
Desempenho Operacional no Brasil – E&P
PROEF 2T13: ganhos na produção de óleo de 62 mbpd, 15 mbpd na UO-BC e 47 mbpd na UO-RIO
Despesas com Prospecção e Perfuração (R$ milhões)
1.1461.2371.728
1.116
3.294
921
3T12 1T13
-63%
2T134T122T121T12
Política Exploratória (2S12)
» Migração de sondas da Exploração para o Desenvolvimento da Produção (DP).
» Saída de locações de maior risco exploratório.
» 2T13: 13 poços baixados, nenhum do Pré-Sal (41 poços no 2T12, 2 no Pré-Sal).
Nº de Descobertas
3
4 3
4
121
7
4
5
1T132T12 4T12
1
8
5
4
3T12
4
2T13
4
1T12
Pós-Sal Pré-sal/Cessão Onerosa
» 1S13: Índice de Sucesso Exploratório da Petrobras foi de 70% (64% em 2012) e
de 100% apenas no Pré-Sal (82% em 2012).
» Descoberta de óleo de boa qualidade no Entorno de Iara (Cessão Onerosa),
anunciada em 07/mai.
» Gráfico apresenta as 30 descobertas mais relevantes divulgadas ao mercado,
todas offshore, salvo Igarapé Chibata (Amazonas).
55 descobertas nos últimos 18 meses, sendo 16 no Pré-Sal.
Eficiência Operacional
(%)
Produção de Óleo +
LGN (mbpd)
Eficiência Operacional
(%)
Produção de Óleo +
LGN (mbpd)
+47 mbpd
887840
+2,4 p.p.
92,890,4
389374
+15 mbpd
66,1 74,3
+8,2 p.p.
PROEF UO-BC: 2T13 PROEF UO-RIO: 2T13
» Produção adicional de 15 mbpd.
» Foco na recuperação de poços e sistemas submarinos.
» VPL de US$ 626 milhões.
» Dispêndios totais de US$ 1,2 bilhão até jun/13.
» Produção adicional de 47 mbpd.
» Foco na gestão, melhoria de integridade e otimização da utilização de
recursos.
» VPL de US$ 596 milhões.
» Dispêndios totais de US$ 3,2 milhões até jun/13.
5. 5
39,03
38,68 39,54 37,59 36,6338,48
1.9101.9802.066
1.9041.970 1.931
1T12
26,39
61,60
22,57
2T13
67,08 67,88
31,25
1T132T12
28,33
3T12
30,79
64,87 67,87
4T12
69,47
29,49
3T13 4T13
P-63
P-55
P-58
P-61
TAD
Capacidade:
500 mbpd
Custo de Extração
Novas unidades ainda em ramp up de produção no 2T13: 138 mbpd x 312 mbdp de capacidadeCustodeExtração
R$/Barril
» Custo de novas unidades com impacto integral no período sem a contrapartida da produção (ramp up gradual).
» Impacto no custo de pessoal decorrentes da revisão atuarial dos planos de pensão e saúde.
» Desvalorização cambial de 3% (2T13 vs. 1T13) impactou os custos em Reais.
» Principais alavancas do PROCOP que contribuíram para a otimização do Custo de Extração: custo de intervenções onshore; consumo de químicos
no processo de produção; e otimização do uso dos recursos de manutenção.
» A redução das participações governamentais se deve ao menor preço médio de referência, vinculado às cotações internacionais. Brent, em reais,
6% menor que no 1T13.
» Lucro Líquido da área de E&P: R$ 8,9 bilhões no 2T13 x R$ 10,0 bilhões no 1T13.
Produção de Óleo e LGNCusto de ExtraçãoParticipações Governamentais
Cid. Anchieta
Set/12
Cid. Itajaí
Fev/13
Cid. São Paulo
Jan/13
Custo de Extração, Produção de Óleo e Entrada de Novas Unidades de Produção
ProduçãodeÓleoeLGN
mbpd
Capacidade:¹ 100 mbpd
2T13: 93 mbpd
Capacidade¹: 54 mbpd
2T13: 11 mbpd
Capacidade¹: 80 mbpd
2T13: 31 mbpd
Capacidade¹: 78 mbpd
2T13: 3 mbpd
¹ Capacidade de processamento equivalente à participação da Petrobras.
Cid. Paraty
Jun/13
6. 6
39,03
38,68 39,54 37,59 36,6338,48
1.9311.9101.9801.9041.9702.066
67,87
28,33
3T12
69,47
30,79
2T12
64,87
26,39
1T12
61,60
22,57
4T133T132T13
67,88
4T12 1T13
67,08
29,49 31,25
P-63
P-55
P-58
P-61
TAD
Capacidade¹:
448 mbpd
Produção 2013
Crescimento mais intenso no 4T13 devido à entrada de 4 novos sistemas de produçãoCustodeExtração
R$/Barril
Produção de Óleo e LGNCusto de ExtraçãoParticipações Governamentais
¹ Capacidade de processamento equivalente à participação da Petrobras.
Cid. Paraty
Jun/13
» Crescimento Sustentado da Produção no 2º semestre:
• Ramp up dos sistemas que iniciaram operação no 1º semestre.
• Entrada em operação das unidades P-55, P-58, P-63, P-61/TAD (Tender Assisted Drilling) no 4º trimestre.
• Interligação, ao longo do 2º semestre, de 36 poços offshore com aproximadamente 440 mbpd de potencial de produção.
Cid. Itajaí
Fev/13
Cid. São Paulo
Jan/13
Custo de Extração, Produção de Óleo e Entrada de Novas Unidades de Produção
Capacidade¹: 54 mbpd
2T13: 11 mbpd
Capacidade¹: 80 mbpd
2T13: 31 mbpd
Capacidade¹: 78 mbpd
2T13: 3 mbpd
Cid. Anchieta
Set/12 Capacidade:¹ 100 mbpd
2T13: 93 mbpd
Exemplo Ilustrativo
7. 7
Desempenho Operacional no Brasil – Abastecimento
Produção de derivados, defasagem de preços, importação de derivados e exportação de óleo
Vendas de Derivados no Brasil (mbpd)
Produção de Derivados no Brasil (mbpd)
» Foco no aumento da produção de derivados que tragam maior retorno, com
destaque para a gasolina (+48 mbpd) e o diesel (+16 mbpd), em detrimento
de outros como a Nafta (-25 mbpd) e o Óleo Combustível (-43 mbpd).
» Produção de derivados 196 mbpd acima do 1T12, comparável à capacidade
de refino do Trem 1 do COMPERJ (165 mbpd).
» Maximização da produção de diesel planejada para o 2S13.
757 785 802 785 839 855
754 782 785 784 835 782
+1%
2T13
2.138
501
1T13
2.127
453
4T12
2.010
441
3T12
2.026
439
2T12
2.008
441
1T12
1.942
431
+6%
Diesel
Gasolina
Outros
Carga Processada (mil bbl/dia) e Fator de Utilização (%)
Custo do Refino (R$/bbl)
436360337385351350
+99%+98%+97%+98%+95%+93%
2T13
2.102
1.666
1T13
2.083
1.722
4T12
1.970
1.633
3T12
1.974
1.589
2T12
1.936
1.585
1T12
1.884
1.534
Óleo Nac. + LGNÓleo Imp.FUT
» Recorde diário de processamento de petróleo: 2.200 mbpd (29 e 30/jun).
» FUT de 99% no 2T13: esforço contínuo de maior utilização das refinarias
contribuiu para o aumento da carga fresca processada.
984 986 978921914864
+3%+6%
2T13
2.372
583
811
1T13
2.313
580
812
4T12
2.391
610
795
3T12
2.350
569
797
2T12
2.237
557
766
1T12
2.168
545
759
Gasolina
Diesel
Outros
» Crescimento de 3% nas vendas no mercado interno com destaque para o
diesel (+6% vs. 1T13).
» Diesel: +57 mbpd frente ao 1T13 devido à elevação sazonal das atividades
industrial e agrícola.
» Gasolina: +3 mbpd frente ao 1T13 decorrentes do aumento da frota de
veículos leves no Brasil.
6,376,246,987,076,256,60
2T13
+2%
1T134T123T12
+2%
2T121T12
» 2T13 x 1T13: aumento do custo unitário do refino devido à revisão atuarial
dos planos de pensão e saúde, parcialmente compensado pela elevação da
carga fresca processada (+1%) e pelos resultados do PROCOP.
» Principais alavancas do PROCOP que contribuíram para a otimização do
Custo de Refino: padronização do escopo de manutenção do refino; e
aumento da produtividade energética.
+11%
+2%
+6%
+196 mbpd
8. 8
Comparação entre Preço Doméstico e Internacional
No 2T13, a defasagem dos preços dos derivados foi a menor desde jan/2012
Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano**
A queda da defasagem no 2T13 foi fruto dos reajustes do diesel (30/jan, 06/mar) e da gasolina (30/jan) e da queda dos preços
internacionais. A depreciação do Real na segunda metade do trimestre prejudicou a convergência aos preços internacionais.
Importação de DieselImportação de Gasolina
Preços(R$/bbl)
* Preço Médio Brasil (PMR - Preço Médio de Realização de Diesel, Gasolina, Nafta, GLP, QAV e Óleo Combustível).
** Preço Médio no Golfo (USGC: United States Gulf Coast), considerando os volumes do mercado brasileiro para os produtos acima.
VolumesImportados(Milbbl/d)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
100
120
140
160
180
200
220
240
260
jun/12
jan/12
out/12
ago/12
mai/12
jul/12
set/12
abr/12
mar/12
fev/12
jun/13
mai/13
abr/13
mar/13
fev/13
jan/13
dez/12
nov/12
Preço Médio de Venda Brasil
25/Jun
Reajustes
16/Jul
20132012
Reajustes
30/Jan
+5,4% diesel
+6,6% gasolina
06/Mar
+5% diesel
2T13 x 2T12
Gasolina: -31 mbpd
Diesel: -127 mbpd
• Aumentos dos Preços de Venda
• Queda dos Preços Internacionais
• Redução das Importações
Preço Médio de Vendas
Golfo Americano
Perdas de Resultado
9. 9
Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados
Aumento da produção nacional melhora o saldo da balança do 2T13 frente ao 1T13
Melhora no saldo líquido da balança no 2T13 em função da menor importação de derivados (-115 mbpd) decorrente do
aumento na produção nacional de Gasolina (+48 mbpd) e Diesel (+16 mbpd).
» Queda de 31% na importação de derivados (2T13 vs. 1T13), apesar da elevação das vendas (+3%), puxada pela redução no diesel e na
gasolina (-66%):
» Menor importação de Gasolina (-75%) devido ao aumento da produção nacional e à elevação do teor de etanol na mistura.
» Menor importação de Diesel (-64%) devido ao aumento da produção nacional associada à redução de estoque formado no 1T13.
» Redução das exportações de petróleo pesado para formação de estoques com petróleo doméstico.
» Menor importação de petróleo leve devido a utilização de estoques formados em período anterior.
» Projeção de maior patamar de importações de diesel e gasolina no segundo semestre em função do aumento sazonal das vendas e da menor
produção doméstica devido a paradas programadas.
» Lucro Líquido da área de Abastecimento: -R$ 2,5 bilhões no 2T13 x -R$ 4,2 bilhões no 1T13.
Saldo Líquido Exportação Importação
mbpd
68
188195
13
5244
383731
341
2T13
359
2T12
215
554
172 159
162
1T13
406
155
-12%
-18%
2T13
708
180
447
1T13
860
136
484
2T12
724
144
351
DieselGasolinaOutros DerivadosOCPetróleo
-35%
-2%
+105%
-180
-64
-185
10
2T13
-349
-285
1T13
-454
-269
2T12
-170
-23%
Importação de Diesel e
Gasolina (mbpd)
195 188
68
13
-66%
2T13
81
1T13
240
52
-66%
2T12
239
44
10. 10
Desempenho Operacional no Brasil – Gás e Energia
Balanço de oferta e demanda de gás natural, fertilizantes e geração de energia
Geração de Energia (GWmed)Produção de Fertilizantes (mil ton)
» Fator de Utilização de 82%, maior patamar médio desde o 1T12.
» Incorporação da Fábrica de Fertilizantes do Paraná (FAFEN-PR) em 01/Jun/13,
com capacidade de produção de Amônia (1.303 toneladas/dia) e de Ureia
(1.975 toneladas/dia).
» Produção do 2T13 não contempla FAFEN-PR.
+43% +38%
2T13
419
231
188
1T13
304
166
138
4T12
405
221
184
3T12
417
225
192
2T12
293
156
137
1T12
455
252
203
FUT 87% 57% 80% 78% 60% 82%
1,1
2T12
4,1
2,6
1,3
1T12
1,9
0,9
0,8
-12%
2T13
8,2
4,2
2,1
0,3
1,6
1T13
9,3
4,6
2,3
0,6
1,9
4T12
8,8
4,9
1,8
0,4
1,7
3T12
3,4
2,0
Atend. ONS 98% 99% 99%99% 98% 99%
» Fornecimento de gás natural e óleo para geração de 8,2 GW médios de energia
elétrica, 14% da carga do Sistema Interligado Nacional (SIN).
» Redução de 12% na geração de energia frente ao 1T13 em função da melhoria
do nível dos reservatórios das hidrelétricas.
» Geração de energia elétrica da Petrobras atingiu 4,5 GW médios.
FUT = Fator de Utilização
Uréia
Amonia
18,314,116,07,39,50,9
90,3
30,8
43,5
3T12
71,5
24,6
39,6
2T12
74,5
27,2
37,8
1T12
63,5
+21% +2%
2T13
90,1
30,4
41,4
1T13
88,1
30,7
43,3
4T12
25,5
37,0
12,110,812,412,211,712,1
+20% +2%
2T13
89,4
38,0
39,3
1T13
87,7
39,9
37,0
4T12
89,3
40,3
2T12
74,2
23,0
39,5
1T12
63,1
11,7
39,3
38,3
3T12
71,0
18,6
38,6
Oferta de Gás Natural (milhão m³/dia)Demanda de Gás Natural (milhão m³/dia)
GNL
Bolívia
Nacional
Abast/E&P
Fertilizantes
Termelétrico
Não-Termelétrico
+6%
» Demanda não-termelétrica aumentou 6% no 2T13 em função da retomada do
consumo industrial.
» Redução de 5% na demanda termelétrica frente ao 1T13 em função do menor
patamar de geração de energia elétrica a GN (-7%).
» Oferta Total de Gás Natural alcançou 90 milhões m³/dia
» Menor oferta de GN Nacional (2T13 x 1T13) devido a paradas programadas para
manutenção nos campos de Manati, Mexilhão, Uruguá e Lula levou à maior
importação de GNL.
» Lucro Líquido da área de Gás e Energia: R$ 0,6 bilhão no 2T13 x R$ 0,9 bilhão no 1T13.
11. 11
PROCOP: Acompanhamento dos Resultados – Jan a Jun/13
Realização de R$ 2,9 bilhões, 78% da meta anual de otimização de custos operacionais
Meta 2013: R$ 3,8 bilhões
160%
150%
140%
130%
120%
110%
100%
10%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
0%
90%
Execuçãooperacional(%)
Jan-Jun/13
Redução de Custos Prevista: R$ 1,6 bilhão (43%)
Redução de Custos Realizada: R$ 2,9 bilhões (78%)
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
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
Incorporação de metas adicionais, incluindo também as subsidiárias Liquigás, BR e PBIO, trarão
economia adicional de R$ 151 milhões em 2013 e de R$ 1,9 bilhão até 2016.
12. 12
Destaques do Resultado Financeiro do 2º Trimestre
» Elevado Lucro Operacional com expressivo aumento da Geração de Caixa.
» PRODESIN: Venda de 50% dos ativos na África, gerando ganho de R$ 1,9 bilhão, com aumento de caixa no valor de R$ 3,4 bilhões.
» Até o 2T13, desinvestimentos realizados totalizam US$ 1,8 bilhão.
» Lucro Líquido da área Internacional: R$ 2,0 bilhões no 2T13 x R$ 0,7 bilhão no 1T13.
» Captação líquida total de US$ 15,1 bilhões, com destaque para a operação de US$ 11 bilhões em global notes (mai/13).
» Extensão da contabilidade de hedge para proteção de exportações futuras:
» Perdas cambiais de R$ 8,0 bilhões, relativas a aproximadamente 70% do endividamento líquido exposto a variação cambial
(final 2T13), foram contabilizadas no Patrimônio Líquido.
» Transferência para o resultado na medida em que as exportações forem realizadas.
Lucro LíquidoLucro Operacional EBITDA
-19%
+561%
+13%
+110%
+11%
+71%
R$milhões
R$milhões
R$milhões
13. 13
Lucro Operacional - 1T13 vs 2T13
Aumento de preços dos derivados e da demanda no mercado interno
R$milhões
» Houve aumento na Receita de Vendas devido ao efeito integral dos reajustes nos preços do diesel e
gasolina realizados ao longo do 1T13 e pelo aumento da demanda no mercado interno.
» O aumento do CPV é explicado pelo maior volume de vendas no mercado interno, pelo maior
processamento de óleo importado e pelas maiores importações de GNL.
» A melhora na linha de Demais Despesas/Receitas refere-se, principalmente, à venda de ativos na África.
14. 14
Lucro Líquido - 1T13 vs 2T13
Inferior em relação ao trimestre anterior devido ao Resultado Financeiro
R$milhões
» O Lucro Líquido diminuiu devido ao efeito da depreciação cambial sobre o endividamento
líquido, parcialmente compensado pelo aumento no Lucro Operacional.
» O Resultado Financeiro já contempla a menor exposição cambial decorrente da extensão da
contabilidade de hedge para exportações futuras.
» A redução dos Impostos reflete o menor lucro do período.
15. 15
Investimentos: Realização Física em Linha com a Financeira
Acompanhamento da Evolução Física e Financeira – Curvas S
Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 155 projetos (Curvas S):
Realização física média de 98,4% e financeira de 97,7%.
R$Bilhão
Investimentos: 1S12 x 1S13
Investimentos de R$ 44,1 bilhões no 1S13, 14% superior ao 1S12.
Quando calculados em Dólares, Investimentos cresceram 5%.
44,1
38,7
+14%
1S131S12
Investimentos 1S13 por área de negócio
54%
R$ 10,7 bi35%
R$ 6,9 bi
1%
1%
0%
5%
6%
G&E
Internacional
Distribuição
Biocombustíveis
Corporativo
Abastecimento
E&P
16. 16
1) Endiividamento Líquido / (EBITDA ajustado 1S13 x 2)
2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido)
3) Considera EBITDA ajustado (EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos)
4) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias
Endividamento
Captações realizadas a custos competitivos para financiamento do PNG 2013-17
R$ Bilhões 31/06/13 31/03/13
Endividamento de Curto Prazo 18,2 14,6
Endividamento de Longo Prazo 230,8 182,4
Endividamento Total 249,0 196,9
(-) Disponibilidades ajustadas 3 72,8 46,3
= Endividamento Líquido 176,3 150,7
US$ Bilhões
Endividamento Líquido 79,6 74,8
1,61
2,46 2,42
2,77
2,32
2,57
24%
28% 28%
31% 31%
34%
-20%
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
0,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 2T13
Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida2
3
3
» Captação líquida total de US$ 15,1 bilhões
no 2T13.
» Terminamos o 2T13 com R$ 72,8 bilhões
(US$ 32,8 bilhões) de disponibilidades.
3
1