DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 4º trimestre de e exercício de Teleconferência/Webcast 05 de Fevereiro de 2013
Aviso 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. 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
Destaques de Resultado Exploração e Produção Abastecimento Gás e Energia Lucro Operacional: R$ 32.397 milhões Lucro Líquido: R$ 21.182 milhões Melhora no planejamento com alcance da meta em (2.022 mbpd ± 2%): 1.980 mbpd Início do FPSO Cid. Anchieta (Baleia Azul) em setembro: produção de 78 mbpd em dezembro Adiamento da entrada do FPSO Cid. Itajaí (Baúna e Piracaba): fev/13 Parcela da produção do Pré-sal (Petrobras): de 5% em (100,3 mbpd) para 6,9% em (136,4 mbpd) Recorde diário de produção do Pré-sal: 213,9 mbpd em 27/dez (Petrobras) 245,6 mbpd em 31/dez (Petrobras com parceiros) Recebimento de 15 sondas para águas profundas, totalizando 40 unidades Reservas Provadas (Brasil e Exterior): 16,44 bilhões boe (critério SPE/ANP) Índice de Reposição de Reservas (Brasil e Exterior): 103,3% Reserva/Produção (Brasil e Exterior): 18,6 anos Três aumentos de preço de diesel e dois de gasolina nos últimos oito meses: reajuste de 10,2% no diesel e 7,8% na gasolina em e novo aumento de 5,4% no diesel e 6,6% na gasolina em 30/jan/13 Produção de derivados: 1.997 mbpd (+5% em relação a ) Volume de venda de derivados no país: 2.285 mbpd (+7% em relação a ) Recorde diário de processamento de óleo nas refinarias: 2.101 mbpd (de 09 a 12/ago) Demanda de gás natural: 74,5 milhões m³/d (89,4 milhões m³/d no 4T12) Recorde diário de geração de energia: 5.883 MW em 26/nov (Petrobras) Recorde diário de entrega de gás nacional: 49,6 milhões de m 3 /d em 11/out Gestão PROEF: aumento da eficiência operacional na Bacia de Campos (UO-BC e UO-RIO) PROCOP: meta de redução de custos de R$ 32 bilhões entre 2013 e 2016 PRODESIN: reestruturação com foco nas negociações. Execução da 1ª transação (BS-4: Atlanta e Oliva) Projetos de Investimento: 104,8% de realização das metas físicas previstas nas Curvas S de Desempenho 3
Produção no Brasil : Alcance da meta prevista no PNG -16 Redução de 2% na produção de óleo e LGN em função de: interrupção no campo de Frade devido à exsudação (-14 mbpd), paradas programadas com duração superior ao esperado (-6 mbpd) e problemas operacionais com interrupções não previstas (-68 mbpd). Aumento da produção de gás natural em 5,6% com entrada de novos poços (Canapu e Lula) e início da exportação de GN do FPSO Cid. de Anchieta. 2.700 2.600 2.500 Média 2.377 mboed 2.491 2.456 GN = de 355 mil boed para 375 mil boed Média 2.355 mboed 2.441 mboed 2.400 2.300 2.200 2.100 2.000 1.900 1.800 355 mboed de Gás Natural 2.110 2.098 Média 2.022 mbpd 2.346 1.993 2.305 1.961 2.350 2.339 1.989 1.960 2.315 2.306 1.940 1.928 jan-12 fev-12 mar-12 abr-12 mai-12 jun-12 jul-12 ago-12 set-12 out-12 nov-12 dez-12 Produção de Óleo e LGN Produção não operada pela Petrobras: 46 mbpd em vs 23 mbpd em Produção operada pela Petrobras e repassada para terceiros: 26 mbpd em vs 38 mbpd em 2.222 1.843 Produção Total (Óleo, LGN e Gás Natural) 2.333 1.940 2.359 1.968 375 mboed de Gás Natural 2.032 Média 1.980 mbpd 4
PROEF UO-BC: Programa de Aumento da Eficiência Operacional A produção média da UO-BC foi de 459 mbpd em, recuperação de 25 mbpd devido ao PROEF. A Eficiência Operacional aumentou 11 p.p., de 67% em abril para 78% em dezembro. Dispêndios totais de US$ 831 milhões, VPL US$ 519 milhões. 550 Plataformas: 29 Produção : 459 mbpd sem PROEF com PROEF Produção de Óleo + LGN (mbpd) 500 450 400 350 499 495 469 Início PROEF UO-BC 437 Queda seria de 101 mbpd sem PROEF 468 461 + 31 mbpd + 50 437 411 437 + 32 405 Com PROEF evitou-se uma redução de 47 mbpd 465 454 448 445 434 + 29 + 57 + 34 + 22 + 47 425 414 408 412 398 Produção de Óleo (mbpd) +25 mbpd 459 434 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 Sem PROEF Com PROEF Eficiência Operacional (%) 80 75 70 65 60 55 50 73 74 71 jan/12 fev/12 Início PROEF UO-BC mar/12 67 70 69 67 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 +11p.p. 71 ago/12 75 76 74 set/12 out/12 nov/12 78 dez/12 Eficiência Operacional (%) +1.9 p.p. 69.8 71.7 Sem PROEF Com PROEF 5
Atividade Exploratória Reservas Provadas alcançaram 16,4 Bi boe. No Brasil, IRR acima de 100% pelo 21º ano consecutivo. Destaque das descobertas em novas fronteiras exploratórias. Reservas Provadas Descobertas no Brasil / Bacias 16,4 Bi boe Campos Santos Sergipe - Alagoas 4% 96% Brasil Internacional 16% 84% Gás Natural Óleo + LGN Pré-sal Pão de Açúcar Espírito Santo Pós-sal Tambuatá e Grana Padano Pós-sal Baúna e Piracaba Pré-sal Franco NW, Carioca Sela, Carioca Norte, Nordeste de Tupi, Carcará, Iara Oeste, Dolomita Sul, Sul de Guará, Franco SW e Júpiter Nordeste Pós-sal Barra, Moita Bonita, Farfan, Muriú, Cumbe Solimões / Ceará Pós-sal Igarapé Chibata / Pecém Índice de Sucesso (Onshore e Offshore) Destaques Brasil 85% Pré-sal: 82% IRR Brasil: 103% / R/P =19,3 anos 80% 75% 70% 65% 60% 58% 59% 64% IRR Brasil acima de 100% pelo 21º ano consecutivo Poços perfurados offshore: Pós-sal (38) + Pré-sal (19) Custo da descoberta em foi US$1,96/bbl 55% 50% 2010 R$ 11,6 bilhões investidos em exploração em 6
Produção de Derivados: Foco na Produção de Diesel e Gasolina Aumento de 82 mbpd na carga processada com maior uso de petróleo nacional e manutenção do perfil de produção. O aumento da produção de diesel e gasolina em minimizou a necessidade de importação. Produção de Derivados Carga Processada e Utilização da Capacidade Principais Unidades Implementadas em (Refinarias / Unidades) mbbl/dia Outros OC QAV Nafta GLP Gasolina Diesel +5% 1.997 1.896 196 183 238 234 93 137 109 143 395 +11% 438 745 +5% 782 93 106 Carga processada (mbbl/dia) 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0 92% 1.862 340 1.523 1.527 +5% 96% 1.944 351 1.594 1.594 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Fator de utilização (%) RECAP HDS de Nafta Craqueada REPAR HDT de Diesel RLAM HDT de Diesel REPAR HDT de Nafta de Coque REVAP HDS de Nafta Craqueada REFAP HDS de Nafta Craqueada REPAR Reforma REPAR Coque REPAR HDS de Nafta Craqueada REPLAN HDS de Nafta Craqueada Utilização da Capacidade (%) Óleo Imp. Óleo Nac. 7
Vendas de Derivados no Brasil Aumento de 81 mbpd na venda de gasolina e 57 mbpd na de diesel em função do crescimento econômico, especialmente do varejo. Vendas de Derivados no Brasil mbbl/d Outros OC QAV Nafta GLP Gasolina 2.131 188 82 101 167 224 489 +7% +17% 2.285 199 84 106 165 224 570 O volume de vendas de derivados no mercado interno foi 7% superior ao de : Gasolina (+17%): expressivo crescimento da frota de veículos flex associado à vantagem do preço da gasolina em relação ao etanol; Diesel (+6%): crescimento da atividade de varejo e maior consumo em termelétricas na região norte; Diesel +6% 880 937 QAV (+5%): crescimento do setor de aviação. 8
Preço dos Derivados - Brasil vs Internacional Os reajustes de preços não foram suficientes para eliminar a diferença entre preços internos e internacionais em virtude da elevação do preço do óleo e, especialmente, pela variação cambial. A Companhia continuará perseguindo a paridade de preços, que constitui uma das premissas do Plano de Negócios e Gestão. Preço Médio Brasil* x Preço Médio no Golfo Americano** 2013 Preços (R$/bbl) 260 240 220 200 180 160 140 120 Preço Médio de Venda Golfo Americano Preço Médio de Venda Brasil Câmbio: R$ 1,75/US$ Brent: US$ 108,91/bbl 01/Nov Reajustes: Gasolina: 10% Diesel: 2% Câmbio: 14% Brent: 6% 25/Jun 16/Jul Reajustes: Gasolina: 7,83% Diesel: 3,94% Reajuste: Diesel: 6% Câmbio: R$ 1,99/US$ Brent: US$ 115,94/bbl 30/Jan Reajustes: Gasolina: 6,6% Diesel: 5,4% 100 jan/11 fev/11 mar-11 abr/11 mai/11 jun/11 jul/11 ago/11 set/11 out/11 nov/11 dez/11 jan/12 fev/12 mar/12 abr/12 mai/12 jun/12 jul/12 ago/12 set/12 out/12 nov/12 dez/12 jan/13 * * fev/13 * Projeção * 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. 9
Exportação e Importação de Petróleo e Derivados Crescimento do mercado superou o aumento da produção, levando à maior importação de gasolina e diesel. Maior carga nacional processada e menor produção de petróleo impactaram a exportação de petróleo em. Exportação Importação Saldo Líquido +4% 631-13% 548 749 362 779 346 mbpd 428 160 364 153 43 31 164 180 +16% 190 43 87 +102% 156 +96% 66 18 Petróleo OC Outros Derivados Diesel Gasolina Derivados -184-118 -249-231 10
Oferta e Demanda de Gás Natural Crescimento de 22% na demanda de gás natural em (74,5 MM m³/d), com destaque para o segmento termelétrico (+119%). Essa demanda foi atendida, principalmente, pela maior oferta nacional e pelo aumento da importação de GNL. O crescimento na produção de gás no Brasil reduziu a demanda de importação de GNL. vs DEMANDA 3T12 vs 4T12 milhão m³/dia +22% 74,5 61,1 39,3 39,9 23,0 10,5 10,8 12,1 Não-Térmico Térmico Abast/E&P Fertilizantes 71,0 40,3 +26% 89,4 38,3 18,7 38,6 12,1 12,4 3T12 4T12 milhão m³/dia 61,2 33,5 +22% 74,9 39,5 27,0 1,6 26,1 8,4 OFERTA vs 3T12 vs 4T12 Nacional Bolívia GNL 71,6 39,6 +26% 90,1 43,5 30,8 24,6 7,4 16,0 3T12 4T12 11
Investimentos em Investimentos de R$ 84 bilhões, representando 16% de crescimento sobre o realizado em. Investimento Anual Investimento por Área Principais Projetos R$ bilhão 72,5 +16% 84,1 1,6% 2% 5% 6% 34% 0,4% 51% E&P: Projetos de Desenvolvimento da Produção de Baleia Azul (Cid. de Anchieta), Sapinhoá (Cid. de São Paulo), Roncador Módulos 3 e 4 (P-55 e P-62) e Papa-Terra (P-61 e P-63). Abastecimento: Refinaria Abreu e Lima e Comperj. G&E: UFN-3, Terminal de Regaseificação da Bahia e UPGN Cabiúnas. E&P Abastecimento Corporativo Distribuição Internacional: Projetos de Desenvolvimento da Produção de Cascade e Saint-Malo. Internacional Biocombustíveis G&E Acompanhamento físico e financeiro individualizado de 174 projetos (Curvas S): realização física média de 104,8% e financeira de 110,6%. 12
Resultado Líquido dos Segmentos - vs Exploração e Produção R$ 40,6 Bi vs R$ 45,4 Bi. Elevação dos preços de realização em função da desvalorização cambial de 17%.. Crescimento das participações governamentais em +15%.. Aumento do custo de extração em +28%.. Maiores baixas de poços secos. Abastecimento - R$ 9,9 Bi vs - R$ 22,9 Bi Reajuste Aumento de da 7,8% utilização no preço das darefinarias gasolina de e de 92% 10,2% parano 96%. el. Ddddddddddddd Reajuste de 7,8% fflfdldljfdjdfjlkfjfjgjfg no preço da gasolina dsfkjldfldfjdlkfjdflj e de 10,2% no dslfkdfjldfjj diesel. Depreciação Crescimentocambial das vendas ampliou de derivados a defasagemem +7%. em relação a Crescimento Depreciação cambial das vendas amplioude a defasagem derivadosemem relação +7%. aos dfdgffdglkfdgl preços internacionais. Maiores Maiores importações de de gasolina gasolina (+102%) (+102%) e de e de diesel diesel (+16%). (+16%). Crescimento dos dos custos custos de de aquisição do do óleo óleo em em Reais +21%. em +21%.Aumento do Gás & Energia R$ 3,1 Bi vs R$ 1,6 Bi Aumento da oferta da oferta de gás de gás nacional nacional em em +18%. +18%. Aumento do do despacho termelétrico, associado ao aumento dopreço preço da energia da energia (PLD), (PLD), atendido atendido pela pela maior importação NL e gás boliviano. de GNL e gás boliviano. Reconhecimento de créditos de créditos fiscais fiscais no valor no líquido valor líquido de R$ 928 de R$ 928 milhões em (fato não recorrente). milhões em Internacional R$ 1,9 Bi vs R$ 1,3 Bi Reavaliaçãode de ativos gerando perdasdeder$ R$ 487 487 milhões em em. Parada programada para para manutenção no no campo de de Akpo, Akpo, na na Nigéria. Início Iníciodada produçãonos nos Campos de de Cascadee e Chinook, em em águas profundas no no Golfo Golfo do do México, com com aumento do do custo custo de de extração, em em função dos dos custos iniciais de de produção. 13
Lucro Operacional vs (R$ milhões) 37.203 45.403 (43.533) (1.849) (4.827) 32.397 Lucro Operacional Receita de Vendas CPV Despesas de vendas, gerais e administrativas Outras despesas Lucro Operacional Maior receita refletindo o crescimento da demanda e os preços mais elevados das exportações e das vendas de derivados. Elevação do CPV em função do maior volume de vendas, suprido por importações e pelo efeito da depreciação cambial sobre as importações e participações governamentais. Aumento das despesas gerais e administrativas devido principalmente aos maiores gastos com pessoal. Aumento de outras despesas operacionais em função das maiores baixas de poços secos ou subcomerciais. 14
Lucro Líquido vs (R$ milhões) 33.313 (13.006) (3.845) (302) 555 4.447 20 21.182 Lucro Líquido Lucro Operacional Resultado Financeiro Participação em Investimentos Participação nos Lucros Imposto de Renda e CSLL Lucro Atrib. aos não Controladores Lucro Líquido Menor resultado operacional devido ao aumento na demanda por derivados atendida em grande parte por importações e preços de realização abaixo dos internacionais. Redução do resultado financeiro pelo efeito da depreciação do Real e maior endividamento líquido denominado em dólar. Redução do imposto de renda a pagar devido ao menor resultado de. 15
Lucro Operacional 3T12 vs 4T12 (R$ milhões) 8.864 (388) (1.136) 98 (1.318) 6.120 3T12 Lucro Operacional Receita de Vendas CPV Despesas de vendas, gerais e administrativas Outras despesas 4T12 Lucro Operacional Receita: maiores preços e aumento da demanda compensados pela redução das exportações (receita de exportações em andamento ainda não reconhecidas). Aumento do CPV devido ao aumento do volume de vendas ter sido suprido em grande parte por importações. Crescimento das outras despesas em função das maiores baixas de poços secos ou subcomerciais e perda na recuperação de ativos da área internacional. 16
Lucro Líquido 3T12 vs 4T12 (R$ milhões) 5.567 3.357 (10) (117) 1.646 48 7.747 (2.744) 3T12 Lucro Líquido Lucro Operacional Resultado Financeiro Participação em Investimentos Participação nos Lucros Imposto de Renda e CSLL Lucro Atrib. aos não Controladores 4T12 Lucro Líquido Aumento do resultado financeiro devido à venda de NTN-B e pelos rendimentos sobre depósitos judiciais. Redução do imposto de renda em função do benefício fiscal decorrente do provisionamento de juros sobre capital próprio. 17
Endividamento 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 Endividamento Líquido/EBITDA Endividamento Líquido/ Capitalização Líquida 1 24% 24% 28% 28% 2,46 2,42 1,66 1,61 30% 2,77 2 40% 30% 20% 10% 0% -10% 0,0 4T11 1T12 2T12 3T12 4T12 R$ Bilhões 31/12/12 31/12/11 Endividamento de Curto Prazo 15,3 19,0 Endividamento de Longo Prazo 181,0 136,6 Endividamento Total 196,3 155,6 (-) Disponibilidades ajustadas 3 48,5 52,5 = Endividamento Líquido 147,8 103,0 US$ Bilhões Endividamento Líquido 72,3 54,9-20% Menor geração de caixa operacional e crescimento do CAPEX levaram ao crescimento do endividamento líquido. A depreciação cambial (9%) 4 também impactou a dívida líquida. 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 4) Dólar final de venda 18
Dividendos Nota: 1 ADR = 2 ações Dividendos Propostos PN = R$ 0,96 / ação e R$ 1,92 / ADR ON = R$ 0,47 / ação e R$ 0,94 / ADR Regras Gerais Companhias com duas classes de ações têm dever de pagamento mínimo de dividendos Valor mínimo a ser distribuído (PN + ON) de 25% do Lucro Líquido Ajustado Cálculo de pagamento de dividendos para acionistas preferencialistas. Prioridade no recebimento, prevalecendo sempre o maior dos critérios abaixo: 25% do Lucro Líquido Ajustado 3% do valor do Patrimônio Líquido da ação 5% do Capital Social representado por essa classe 19
Perspectivas para 2013 Gestão PROCOP: implementação do Programa, com obtenção dos primeiros resultados em 2013. PROEF: Continuação dos trabalhos de recuperação da eficiência operacional. PRODESIN: intensificação do Programa de Desinvestimentos. Investimentos Orçamento de capital: R$ 97,7 bilhões, sendo 53% para o E&P e 33% para o Abastecimento. Refino e Mercado de Derivados Crescimento de 4% do mercado de derivados, menor que o verificado em (8%). Produção do parque de refino no mesmo patamar de, apesar do maior número de paradas programadas. Maior produção de diesel (5%), em detrimento dos demais derivados. Maior participação do óleo nacional na carga fresca processada (84%, contra 82% em ). Produção de Óleo no Brasil Produção média no mesmo patamar de. Menor patamar de produção no 1S13 está associado à concentração de paradas programadas e à menor contribuição de novos sistemas. No 2S13 a situação se inverte, com o ramp-up de produção dos campos de Sapinhoá, Baúna e Piracaba, Lula NE, Papa-Terra P-63 e Roncador P-55, dando sustentação para o aumento da produção previsto para 2014. 6 Novas Plataformas em 2013 Piloto de Sapinhoá FPSO Cid. São Paulo Baúna e Piracaba FPSO Cid. Itajaí Piloto de Lula NE FPSO Cid. Paraty Papa Terra P-63 Roncador Mod. III P-55 Papa Terra P-61 Entrada em Operação Início do TLD de Franco (Cessão Onerosa). Início do TLD de Sapinhoá Norte. Capacidade Total / Parcela Petrobras (mbpd) Jan-13 120 / 54 Fev-13 80 / 80 Mai-13 120 / 78 Jul-13 140 / 87,5* Set-13 180 / 180 Dez-13 * Utilização da capacidade de processamento da P-63 20
DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS FIM 4º trimestre de e exercício de Teleconferência/Webcast 05 de Fevereiro de 2013