DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 2º Trimestre de 2014 Teleconferência / Webcast 11 de Agosto de 2014
AVISOS 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 2014 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.
Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Produção Operada pela Petrobras no foi de 2.072 mbpd Mil bpd 2.400 2.350 2.300 2.250 2.200 2.150 2.100 2.050 2.000 1.950 1.900 1.850 1T13 Média 1.948 FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá) 5/Jan 120 mbpd (45% Petrobras) 2013 24 mbpd 89 mbpd 1.996 1.957 1.893 1.977 Média 1.975 FPSO Cidade de Itajaí (Baúna) 16/Fev 80 mbpd (100% Petrobras) 2013 36 mbpd 69 mbpd 1.925 2013: 1.977 mbpd FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE) 6/Jun 2.024 3T13 Média 1.969 120 mbpd (65% Petrobras) 2013 15 mbpd 44 mbpd 1.932 1.954 2.025 P-63 (Papa-Terra) 11/Nov 1.997 4T13 Média 2.013 140 mbpd (62,5% Petrobras) 2013 1 mbpd 27 mbpd 2.012 2.029 P-55 (Roncador) 31/Dez 180 mbpd (100% Petrobras) 18 mbpd 1.990 Média 2.006 P-58 (Parque das Baleias) 17/Mar 180 mbpd (100% Petrobras) 38 mbpd 2.012 2.017 P-62 (Roncador) 12/Mai 2.019 Média 2.072 180 mbpd (100% Petrobras) 8 mbpd 2.078 2.120 2.152 jan-13 fev-13 mar-13 abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13 out-13 nov-13 dez-13 jan-14 fev-14 mar-14 abr-14 mai-14 jun-14 jul-14 Produção Operada pela Petrobras 3
Petrobras: Produção de Óleo e LGN no Brasil Produção da Petrobras no foi de 1.972 mbpd, +50 mbpd frente ao Mil bpd 2.400 2.350 2.300 2.250 2.200 2.150 2.100 2.050 2.000 1.950 1.900 1.850 1T13 Média 1.910 FPSO Cid. São Paulo (Sapinhoá) 5/Jan 120 mbpd (45% Petrobras) 2013 11 mbpd 40 mbpd 1.996 1.977 1.957 1.925 1.893 1.965 1.920 1.924 1.892 1.846 Média 1.931 FPSO Cidade de Itajaí (Baúna) 16/Fev 80 mbpd (100% Petrobras) 2013 36 mbpd 69 mbpd 2013: 1.931 mbpd FPSO Cid. Paraty (Piloto de Lula NE) 6/Jun 2.024 1.979 1.888 3T13 Média 1.924 120 mbpd (65% Petrobras) 2013 10 mbpd 28 mbpd 1.932 1.954 1.908 2.025 1.979 P-63 (Papa-Terra) 11/Nov 1.997 1.960 4T13 Média 1.960 140 mbpd (62,5% Petrobras) 2013 1 mbpd 17 mbpd 2.012 1.957 2.029 1.964 P-55 (Roncador) 31/Dez 180 mbpd (100% Petrobras) 18 mbpd 1.990 1.917 Média 1.922 P-58 (Parque das Baleias) 17/Mar 180 mbpd (100% Petrobras) 38 mbpd 2.012 1.923 2.017 1.926 P-62 (Roncador) 12/Mai 2.019 1.933 Média 1.972 180 mbpd (100% Petrobras) 8 mbpd 2.078 1.975 2.120 2.008 2.152 2.049 jan-13 fev-13 mar-13 abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13 out-13 nov-13 dez-13 jan-14 fev-14 mar-14 abr-14 mai-14 jun-14 jul-14 Produção Operada pela Petrobras Produção da Petrobras Principais fatores que impactaram a produção de óleo no frente ao Início da produção da P-62 (Roncador) Contribuição de novos poços nas plataformas P-55 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias) e FPSO Cidade de São Paulo (Sapinhoá). Crescimento da produção de forma sustentada (1.926 mbpd em março para 2.008 mbpd em junho), ou seja, +82 mbpd de produção ao longo do. 4
Produção de Petróleo no Pré-Sal Recorde diário de 546 mil bpd em 13/Julho com 25 poços A alta produtividade dos poços do pré-sal contribuem para o menor custo de extração (CE) destes projetos. O campo de Lula tem custo de extração de US$ 9/boe (2013), frente a um CE de US$ 14,76/boe da Petrobras. Mil bpd 550 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 FPSO Cidade de São Paulo P-58 120 mbpd (45% Petrobras) Produção Total: 2013: 24 mbpd / : 44 mbpd / : 89 mbpd (05/01/13) (17/03/14) ) 3 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Recordes sucessivos de produção do Pré-Sal: 18/fev: interligação do 1º poço do boião (BSR1) ao FPSO Cid. São Paulo, com 36 mbpd (melhor poço do país); 17/mar: 1º óleo da P-58; 03/abr: interligação do 2º poço ao BSR1, com 35 mbpd; 15/abr: Início da exportação de gás do FPSO Cid. São Paulo; 09/mai: interligação do 1º poço à BSR2 (FPSO Cid. Paraty), com 31 mbpd; 09/mai: concluída a instalação da BSR4, última das 4 bóias de sustentação de risers; 25/jun: Início da exportação de gás do FPSO Cid. Paraty; 28/jun: Início da exportação de gás da P-58. 15 180 mbpd (100% Petrobras) : 2 mbpd : 38 mbpd 41 119 169 302 546 Nota: Valor de 2014 refere-se ao recorde diário alcançado em 13/07/2014 5
jan-13 fev-13 mar-13 abr-13 mai-13 jun-13 jul-13 ago-13 set-13 out-13 nov-13 dez-13 jan-14 fev-14 mar-14 abr-14 mai-14 jun-14 jul-14 ago-14 set-14 out-14 nov-14 dez-14 ilustração Produção de Óleo e LGN no Brasil Projeção 2014 Mantida a meta de crescimento da produção de 7,5% (+/- 1 p.p.) Mil bpd 2.600 2.500 2.400 1T13 Média 1.910 FPSO Cid. São Paulo Média 2013: 1.931 mbpd Média 1.931 3T13 Média 1.924 4T13 Média 1.960 5/Jan FPSO Cid. Paraty P-55 6/Jun 31/Dez Média 1.922 Média 2014: 2.075 mbpd +/- 1% P-58 17/Mar Média 1.972 3T14 4º Tri 4º Tri P-61 4T14 2.300 2.200 2.100 2.000 1.900 1.800 FPSO Cidade de Itajaí 16/Fev 1.965 1.924 1.920 1.846 1.892 1.979 1.888 1.908 1.979 1.960 P-63 12/Nov 1.957 1.964 1.917 1.923 1.926 1.933 P-62 12/Mai 2.008 1.975 2.049 2.103 Até 09/08 * TAD Cid. Mangaratiba 4º Tri 4º Tri 0 Realizado Cid. Ilhabela Fatores que sustentam o crescimento da produção: Novos sistemas: P-61/TAD (4T14), FPSO Cidade de Ilhabela (4T14) e FPSO Cidade de Mangaratiba (4T14). Interligação de 33 poços produtores no 2S14, 30 já interligados no 1S14. - MAIOR FROTA DE PLSVs: 11 no, 13 no, 16 no 3T14 e 19 navios no 4T14. - MAIOR PRODUTIVIDADE: de 84 km / PLSV / ano no para 114 km / PLSV / ano no (+36%). * Realizado agosto (preliminar) - GRAU DE PRONTIDÃO: Redução do tempo não produtivo de PLSVs, de 33% do tempo no para 31% do tempo no. 6
Custos da Produção de Óleo e Gás Natural no Brasil Maior produtividade assegurou a manutenção do patamar do custo de extração Redução do custo em reais em relação ao devido ao aumento da produção total (+2,6%), principalmente pelo ramp-up dos novos sistemas P-58, P-55, P-62 e FPSO São Paulo. Aumento do indicador em dólar devido à valorização cambial. US$/boe 2011 2012 2013 +9% +7% Média: US$ 12,59 /boe Média: US$ 13,79 /boe Média: US$ 14,76 /boe US$ 14,57 /boe 18 +3% 15,24 14,76 15,02 14,96 14,33 15 14,57 13,12 13,37 11,38 12,49 12,91 13,28 13,80 14,15 12 2014 Projeção -4% 14,16 R$/boe 9 40 30 20 2011 2012 2013 2014 +27% +18% Média: R$ 21,19 /boe Média: R$ 26,97 /boe Média: R$ 31,94 /boe R$ 32,30 /boe -3% 34,28 30,79 31,25 32,66 33,14 32,57 32,30 28,33 29,49 26,39 19,00 20,93 22,31 22,47 22,57 Projeção +2% 10 1T11 2T11 3T11 4T11 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 3T13 4T13 2014 2011 2012 2013 Câmbio Médio (R$/US$) 1,67 1,96 2,16 2,37 2,23 % do Custo em US$ 18 18 32 35 33 Produção de Óleo (mbpd) 2.022 1.980 1.931 1.922 1.972 Produção Pré-Sal (mbpd) 100 138 249 299 347 Nº de UEP em Operação 121 122 124 124 125 Dias de Intervenção em Poços (PROEF) 1.402 2.966 3.479 872 647 7
Produção e Vendas de Derivados no Brasil A produção do foi 3% acima do, com maior produção de Diesel e Gasolina Produção de Derivados Vendas de Derivados Brasil Mil bbl/dia +2% +3% +3% +3% 2.138 2.124 2.180 203 208 219 245 290 284 100 105 88 146 92 135 125 501 483 +2,6% 496 102 87 2.372 2.371 2.443 201 202 204 103 110 170 104 111 178 162 233 222 237 583 3% 601 619 114 108 855 822 +4,3% 857 Jul/14: Produção: 2.236 mbpd (500 Gasolina e 896 Diesel) 5% 978 947 999 Outros * OC QAV Nafta GLP Gasolina Diesel x A produção de derivados foi 3% superior devido ao retorno da unidade de destilação da REPLAN, após parada programada no 1T2014. Maior fator de utilização (de 96% para 98%). Considera somente as vendas do Abastecimento (*) Outros Lubrificantes, Asfalto, Coque, Propeno, Solvente, Benzeno, Querosene iluminante e Intermediários x Diesel (aumento de 5%) sazonalidade do consumo, tendo em vista a redução da atividade industrial e agrícola no início do ano. Gasolina (aumento de 3%) crescimento da frota de veículos leves e melhor competitividade com o etanol. GLP (aumento de 7%) temperaturas médias mais baixas e maior atividade econômica. 8
Processamento de Petróleo no Brasil: 12 Refinarias Recorde de Processamento: 2.172 mbpd de petróleo em junho A elevação expressiva do patamar de operação decorre da melhor performance obtida com a entrada em funcionamento de novas unidades de qualidade e conversão, além da otimização dos processos de refino e da remoção de gargalos na logística. mbpd Refinaria de Paulínia REPLAN +228 mbpd (+12%) 2.200 2.150 2.100 2.050 2.000 1.950 1.900 1.850 1.800 1.750 1.700 1.650 1.600 1.550 2.074 1.944 1.862 1.799 1.779 1.798 1.746 1.765 1.727 1.704 1.588 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2.172 2014 Novos recordes de processamento no refino Excelentes níveis de eficiência: fator de utilização de 98% no. Novo recorde de processamento de petróleo em junho, 2.172 mil bpd, 21 mil bpd acima do anterior obtido em março de 2014. Nota: Valor de 2014 refere-se ao recorde mensal alcançado em junho/2014. 9
Balança de Líquidos: Petróleo e Derivados x : Maior importação de petróleo e menor importação de gasolina mbpd Exportação Importação Saldo Líquido +33% +20% Jul/14: Exportação de Óleo 321 mbpd Importação de Óleo 193 mbpd -14% -16% 359 366 162 159 308 195 138 38 135 36 136 Petróleo OC Outros Derivados 34 708 447 68 180 13 Diesel 783 359 166 58 200 Gasolina 941 534 179 200 Derivados 28-285 -349 +82% -64-164 -253-417 +52% -396-237 -633 x Redução nas exportações de petróleo em função do volume de exportações em andamento e do maior volume processado nas refinarias. Menores importações de derivados refletindo o aumento na produção de gasolina. Maiores importações de petróleo no, com grande parte ocorrida em junho, devido à indicação econômica de aproveitamento de oportunidade comercial e de maior utilização de óleo importado no refino. Adicionalmente, a parada da REPLAN no diminuiu a base de comparação. 10
Custo de Refino no Brasil Redução de patamar devido ao aumento da produtividade e da carga processada Em reais, custo unitário praticamente estável. Elevação de 7% em dólar devido à valorização cambial. Manutenção de patamar é reflexo da otimização dos custos operacionais (PROCOP) e do aumento incremental e sustentável da carga processada (PROMEGA). 6 2011 2012 2013-11% -10% Média: US$ 3,86 /bbl Média: US$ 3,44 /bbl Média: US$ 3,09 /bbl US$ 2,94 / bbl 2014 Projeção US$/bbl 5 4 3 3,47 3,91 4,20 3,83 3,74 3,14 3,50 3,37 3,14 3,08 3,26 +7% 2,88 2,75 2,94-2% 3,03 2 10 2011 2012 2013 +3% 0% Média: R$ 6,51 /bbl Média: R$ 6,73 /bbl Média: R$ 6,67 /bbl R$ 6,56 /bbl 2014 Projeção R$/bbl 8 6 5,80 6,25 7,00 6,94 6,60 6,25 7,07 6,98 7,45 +1,2% 6,24 6,37 6,62 6,48 6,56 +4% 6,95 4 1T11 2T11 3T11 4T11 1T12 2T12 3T12 4T12 1T13 3T13 4T13 2014 2011 2012 2013 Câmbio Médio (R$/US$) 1,67 1,96 2,16 2,37 2,23 Nº de Efetivo 9.231 9.289 9.078 9.017 8.938 Carga Processada (mbpd) 1.866 1.944 2.074 2.058 2.101 FUT (%) 91 94 97 96 98 Complexidade (UEDC/d) 12,94 14,39 15,02 16,16 16,58 11
Oferta e Demanda de Gás Natural Aumento da demanda do mercado térmico no em relação ao e ao DEMANDA OFERTA milhão m³/dia Não-Termelétrico Termelétrico Abast/Fafens 39,9 Gás de Sistema* +6% +6% +6% +6% 91,2 91,1 39,2 38,4 +1% 38,1 37,8 +11% 41,9 37,0 39,3 12,1 1,8 11,7 13,0 1,9 13,440,2 96,3 91,2 91,1 38,9 41,2 39,5 2,0 96,3 41,2 31,6 32,8 33,0 18,3 18,8 22,1 +4% +18% Jul/14: Demanda: 94,3 MM m³/d Térmelétrico: 41,3 MM m³/d Oferta: 94,3 MM m³/d Nacional: 45,8 MM m³/d Nacional Bolívia GNL x Oferta de gás ao mercado totalizou 96 milhões de m3/dia, um crescimento de 6% sobre o, puxado pela importação de GNL para atendimento ao maior despacho termelétrico. Geração de energia do parque da Petrobras chegou a 4,7 GW (4,1 GW no ), com ganhos de margem, dado que o preço spot de venda de energia praticamente não se alterou (em torno de R$ 650/MWh) e custo unitário do GNL importado foi 8% menor no. 12
Resultado Lucro Operacional 17% superior ao. Crescimento do Lucro Operacional no, principalmente, devido à ausência da provisão para PIDV ocorrida no. R$ bilhão 8,8 7,6 +17% Lucro Operacional x Redução dos custos unitários de importação devido à apreciação do real Ausência da provisão de PIDV ocorrida no Menor volume de petróleo exportado Menor ganho com a venda de ativos Baixa de projetos de E&P 13
Resultado Lucro Operacional 17% superior ao. Queda de 8% no Lucro Líquido. Crescimento do Lucro Operacional no, principalmente, devido à ausência da provisão para PIDV ocorrida no. O Lucro Líquido reduziu devido ao impacto do resultado financeiro e da maior alíquota efetiva de imposto de renda. R$ bilhão Lucro Líquido x Redução dos custos unitários de importação devido à apreciação do real Ausência da provisão de PIDV ocorrida no 7,6 8,8 +17% Menor volume de petróleo exportado 5,4 5,0-8% Menor ganho com a venda de ativos Baixa de projetos de E&P Menor resultado financeiro devido ao aumento de despesas com juros e redução da receita financeira Maior alíquota efetiva de imposto de renda decorrente dos créditos fiscais ocorridos no 14
Programas Estruturantes e impacto no Lucro Líquido Efeito positivo de R$ 3,1 bilhões no PROCOP (R$ 1,6 bilhão), PRODESIN (R$ 0,3 bilhão), PROEF (R$ 1,2 bilhão) impactaram positivamente o Lucro Líquido em 63% (R$ 3,1 bilhões). R$ bilhão 5,0 R$ -3,1 bilhões (-63%) 1,6 0,3 Programas Estruturantes 1,2 1,9 Lucro Líquido PROCOP PRODESIN PROEF Resultado 2,4 0,3 1,8 IR -0,8 - -0,6 Lucro Líquido 1,6 0,3 1,2 Lucro Líquido sem Programas Estruturantes PROCOP: Programa de Otimização de Custos Operacionais. PRODESIN: Programa de Desinvestimentos. PROEF: Programa de Aumento da Eficiência Operacional 15
Tipo de Gasto R$ Milhões Despesas Gerais e Administrativas Forte Desaceleração da Taxa de Crescimento devido ao PROCOP e ao PIDV 2011 Evolução de 2011 a 2014 2012 2013 1S14 +15,8% +7,8% +1,6% 4.057 4.589 4.696 5.146 5.060 5.691 5.140 % da Receita 1S11 2S11 1S12 2S12 1S13 2S13 1S14 3,5 3,6 3,5 3,5 3,5 3,6 3,1 Sistema Petrobras Outras Empresas do Sistema Petrobras Holding 5.060 +1,6% 5.140 1.554 1.587 3.507 (69%) 3.552 (69%) 3,507 1,651 (47%) Holding +1% 3,552 1,661 (47%) Processamento de Dados, Serviços, Aluguéis, Treinamento, Consultoria e Depreciação Iniciativas do PROCOP Viagens aéreas Transporte terrestre Gestão predial TIC PIDV: Desligamento de 581 empregados de Abr/14 à Jun/14-7% 1,856 (53%) 1,891 (53%) Personnel mil emp. 8,2 8,2 8,3 8,2 8,2 7,9 7,6 1S13 1S14 1S13 1S14 dez-13 jan-14 fev-14 mar-14 abr-14 mai-14 jun-14 16
EL/ EBITDA ALAVANCAGEM Indicadores Financeiros Endividamento Manutenção do Endividamento Total Redução das disponibilidades em função dos investimentos efetuados no período e do pagamento de dividendos aos acionistas R$ Bilhões 31/03/14 30/06/14 Endividamento de Curto Prazo 21,8 23,5 Endividamento de Longo Prazo 286,3 284,2 Endividamento Total 308,1 307,7 (-) Disponibilidades ajustadas 3 78,5 66,4 = Endividamento Líquido 229,7 241,3 US$ Bilhões Endividamento Líquido 101,5 109,6 Indicadores de Endividamento Alavancagem se mantém no patamar de 40% 4,5 Endividamento Líquido / EBITDA ¹ Endividamento Líquido / Capitalização Líquida ² 39% 40% 50% 40% EL/EBITDA reduz de 4,00x para 3,94x devido à diluição do provisionamento do PIDV ocorrido no 3,5 2,5 4,00 3,94 30% 20% 10% 1,5 0% 1) Endividamento Líquido / (EBITDA ajustado x 2). EBITDA ajustado= EBITDA excluindo a participação em investimentos e a perda na recuperação de ativos 2) Endividamento Líquido / (Endividamento Líquido + Patrimônio Líquido) 3) Inclui títulos federais com vencimento superior a 90 dias 17
Projeções 2014 Produção de Petróleo (mbpd) Manutenção da meta de produção Exportação de Petróleo (mbpd) Crescimento sustentável da exportação de petróleo 1.931 7,5% +/- 1p.p. 207 166 +51% 250 mbpd mbpd 2013 2014 Projeção 2013 1S14 2S14 Projeção Outros Gasolina Produção de Derivados (mbpd) Melhora do perfil: mais Diesel e Gasolina no 2S14 2.124 2.152 +4% 2.240 783 823 803 6% 491 489 520 Oferta de Gás Natural Nacional (MM m³/dia) Maior oferta nacional com menor importação de GNL 41 40 +20% 48 Diesel 9% 850 840 917 mbpd MM m³/dia 2013 1S14 2S14 Projeção 2013 1S14 2S14 Projeção 18
DIVULGAÇÃO DE RESULTADOS 2º Trimestre de 2014 Informações: Relacionamento com Investidores +55 21 3224-1510 petroinvest@petrobras.com.br