IES “VALLE DEL JILOCA” CALAMOCHA (TERUEL) (PRIMER TRIMESTRE 2006-07)
Resultados Primer Trimestre Ejercicio 2006
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PETROBRAS
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Resultados Primer Trimestre Ejercicio 2006Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS
Bolsa de Comercio de Buenos Aires
Carlos Henrique Dumortout CastroGerente de Renta Fija - Relaciones con Inversores
Buenos Aires, 18 de mayo de 2006
‘
PETROBRAS
1
Las presentaciones pueden contener previsiones sobre eventos futuros. Estas previsiones reflejan únicamente las expectativas de los administradores de la Compañía. Los términos "anticipa", "cree", "espera", "prevé", "pretende", "planea", "proyecta", "tiene por objeto", "deberá", así como otros similares, sirven para identificar dichas previsiones, lo que puede implicar, evidentemente, riesgos o incertidumbres previstos o no por la Compañía. Siendo así, es posible que los resultados futuros de las operaciones de la Compañía difieran de las actuales expectativas, por lo que los presentes no deben basarse exclusivamente en las informaciones contenidas aquí. La Compañía no está obligada a actualizar las presentaciones y previsiones en razón de nuevas informaciones o de sus desdoblamientos futuros.
Aviso a los inversores Norteamericanos:
La SEC sólo permite que las compañías de petróleo crudo y gas incluyan en sus informes archivados reservas probadas que la Compañía haya comprobado mediante la producción o pruebas conclusivas que seanviables económica y legalmente en las condiciones económicas y operativas vigentes. Utilizamos algunos términos en esta presentación, tales como descubrimientos, que las orientaciones de la SEC nos prohíben usar en nuestros informes archivados.
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2
Demostrativo de Resultado 1T06 vs. 4T05
6.675
12.010
14.113
19.644
35.886
8.142
10.940
13.211
22.030
38.638
Utilidad Neta
Utilidad Operativa
EBITDA
CPV
Ingresos Netos
1T06 4T05-7,1%
6,8%
9,8%
-10,8%
-18,0%
R$
mill
ones
• Resultado operativo un 9,8% más elevado que en el trimestre anterior, debido especialmente a la ausencia de items extraordinarios (gastos operativos) ocurridos en el 4T05 como será demostrado en la diapositiva siguiente.
Mayor pagode IR
PETROBRAS
3
428
310
1.186
1.342
573
1.254
1.660
1.709
Otros
Costos de Exploración
Generales y Adm.
Gastos de Ventas
1T06 4T05
Análisis de los Gastos Operativos 1T06 vs. 4T05
-21,5%
-28,6%
-75,3%
-25,3%
• Mejor estructura de gastos operativos en el 1T06 por la no ocurrencia de itemsextraordinarios del 4T05, tales como: gastos con provisión para deudores dudosos, personal, reducción de los gastos con exploración y perforación y no cumplimientos contractuales con termoeléctricas.• Además de la no ocurrencia de estos items, hubo también una reducción de los costos con fletes marítimos en el 1T06.
PETROBRAS
4
Producción Nacional de Petróleo y LGN
1.7951.7511.730 1.725 1.736
1.543
1T05 2T05 3T05 4T05 1T06 abr/
mil
bpd
∆ = 14% ∆ = 2,5%
•El aumento del 14% en relación con el mismo trimestre del año anterior fue debido, principalmente, a la entrada en operación de las plataformas P-43 y P-48 (Barracuda y Caratinga) en diciembre de 2004 y febrero de 2005 en la cuenca de Campos, y cuyas producciones fueron estabilizadas a partir del 2º trimestre de 2005.•El 21 de abril de 2006 la plataforma P-50 (180 mil bpd) entró en operación en el campo de Albacora Leste y el 8 de mayo el FPSO Capixaba (100 mil bpd) entró en operación en el campo de Golfinho. Otras 2 unidades están previstas para el 2S06: P-34 y Piranema.
06
PETROBRAS
5
61,53
46,05
61,7556,90
35,38
41,59
32,02
47,8344,00
51,59
53,6954,24
43,04
29,53
36,1432,88
37,4835,11
57,5952,7056,39
49,33
30,7734,38
38,98
39,7044,19
1T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06
US
$/bb
l
Brent (promedio) Precio medio de venta Cesta OPEP
Precios del Petróleo en E&P
•La diferencia entre el precio promedio del petróleo nacional y la cotización del petróleo tipo Brent se redujo de US$ 10,85/bbl en el 4T-2005 para US$ 8,06/bbl en el 1T-2006. Esa apreciación del petróleo pesado en el trimestre perjudicó la performance de los márgenes de refinación.
US$
8,0
6 bb
l
PETROBRAS
6
5,995,45 5,44
6,07 6,32
1T 05 2T 05 3T 05 4T 05 1T06
Costos de Extracción sin Participación Gubernamental(*)
∆ = +4% o US$ 0,25
Principales causas
+ US$ 0,07/boe: producción total menor en el 1T06 (90 días) respecto del 4T05(92 días). (1T06: 1.751 x90 =157.590 barriles contra 4T05: 1.736 x 92 días = 159.712, diferencia 2.122)+ US$ 0,18/boe: efecto cambio promedio debido a la apreciación del Real en el 3%.En Reales ese indicador permaneció estable en comparación con el trimestre anterior (R$
13,69 vs. R$ 13,73 en el 4T05).
(*) La compañía, en el sentido de promover una mayor adherencia de los indicadores a sus modelos de gestión y operativos, revisó los conceptos de esos indicadores, promoviendo el recálculo de los períodos anteriores.
PETROBRAS
7
3,0 3,4 4,3 6,0 5,5 5,4 6,1 6,34,0 5,1
6,47,6 7,8 9,6 9,9 11,024,8
28,8
38,2
47,551,6
61,5 56,961,8
-4
1
6
11
16
21
26
2002 2003 2004 1T05 2T05 3T05 4T05 1T06
US$
/boe
-8
2
12
22
32
42
52
62
Costo de Extracción Participación Gub. Brent
7,08,5
10,7
13,6 13,315,0 16,0 17,3
Costos de Extracción con Participación Gubernamental
57%
63%
• Aumento del peso de la participación gubernamental en los costos de extracción en función de los mayores precios del BRENT y la entrada en producción de campos de alta productividad.
62%
56%
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Evolución del Resultado en el trimestre (4T05 vs. 1T06)Exploración y Producción
7.987
2.059 193807 10.523
96233
4º Tri - 05 UtilidadOper.
Efecto Precio enlas ventas
Efecto Volumenen las ventas
Efecto CostoMedio en el CPV
Efecto Volumenen el CPV
Gastos Oper. 1º Tri - 06 UtilidadOper.
Evolución de la Utilidad Operativa – R$ millonesProducción Nacional de Petróleo, LGN y Condensado (mil bpd) 1.7511.736
• Aumento del 31% en el resultado operativo debido al aumento del precio internacional del petróleo y de la reducción de los gastos con exploración y perforación en el 1T06. •Aunque la producción media diaria haya aumentado, el volumen total producido fue menor debido al menor número de días en el trimestre.
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Refinación en Brasil y Ventas en el Mercado interno
• Se destaca el aumento de la participación del petróleo nacional en la carga procesada al mismo tiempo que tenemos una elevación en la producción de derivados. Eso es resultado de las mejorías operativas en las refinerías, en particular en la conversión del petróleo pesado.
1.761 1.8121.8041.6681.708
1.6491.6471.7311.665
1.589
81
91
8783
91 91
81 807979
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
1T05 2T05 3T05 4T05 1T0670
75
80
85
90
95
100
Producción Nacional de DerivadosVolumen de Derivados VendidosUtilización de la Capacidad Nominal (%) - BrasilParticipación del petróleo nacional en la Carga Procesada
PETROBRAS
10
20
40
60
80
100
mar-04 jun-04 sep-04 dic-04 mar-05 jun-05 sep-05 dic-05 mar-06PMR Brasil (US$/bbl)Precio Medio Brent (US$/bbl)PMR EE.UU. (US$/bbl c/ volúmenes vendidos en Brasil)
Precio Medio de Realización - PMR
• El PMR en Brasil en línea con los precios internacionales. Los Precios internacionales siguen presionados por cuestiones geopolíticas y la demanda asiática; • En reales el PMR pasó de R$ 161,11 a R$ 153,16 (una reducción del 4,9%) en el 1T06.
68,9
74,05
56,9
4T05Promedio
70,261,8
71,0
1T06Promedio
PETROBRAS
11
1,741,96 1,86
2,03 1,90
1T 05 2T 05 3T 05 4T 05 1T 06
Costo de Refinación en Brasil (*) (US$/bbl)
• Reducción del 6% en función del menor número de paradas programadas en el trimestre;• Descontando los efectos de la apreciación del 3% en la tasa media del real, el costo unitario de refinación disminuyó un 8%.
(*) La compañía, en el sentido de promover una mayor adherencia de los indicadores a sus modelos de gestión y operativos, revisó los conceptos de esos indicadores, promoviendo el recálculo de los períodos anteriores.
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Evolución del Resultado en el trimestre (1T06 vs. 4T05)Abastecimiento Evolución de la Utilidad Operativa – R$ millones
• Aumento de la Utilidad Operativa debido principalmente a la realización de stocks formados con costos menores en el trimestre anterior que impactaron en el costo medio del CPV.• Principales efectos en la reducción del volumen de ventas:
R$ 650 millones en función del menor volumen de ventas en el mercado interno, debido al menor número de días en el 1T-06 ;
R$ 340 millones en la reducción de las exportaciones de petróleo de los terminales del Abastecimiento;
R$ 300 millones de ventas offshore, R$ 160 millones de venta de petróleo en el mercado interno, R$ 101 millones en exportaciones de derivados.
•Efecto Precio en los Ingresos: aumento en el PMR de los derivados en el mercado externo.
2.302123
696
42 3.0131.606
1.672
4º Tri - 05 UtilidadOperativa
Efecto Precio enlas ventas
Efecto Volumenen las ventas
Efecto CostoMedio en el CPV
Efecto Volumenen el CPV
Gastos Operativos 1º Tri - 06 UtilidadOperativa
PETROBRAS
13
8.142 2.752 2.386
1.436850
1.0061.210
6.6751.483
4T05 Utilidad Neta Ingreso CPV Gastos Oper. Gastos Fin. Part. De losEmpleados
Part. Accionistasno controlantes
Impuestos 1T06 Utilidad Neta
Evolución de la Utilidad Neta – R$ millones (4T05 vs. 1T06)
Producción Nacional de Petróleo, LGN y Condensado (mil bpd) 1.7511.736
•La Utilidad Neta en el 1T06 fue afectada negativamente por:• Menor precio de realización en Reales; • Aumento del Impuesto a la Renta (ausencia del beneficio fiscal ocurrido en el 4T05 por la declaración de intereses sobre capital propio) y;• Comportamiento de la tasa de cambio (apreciación del Real en un 3%) generó pérdidas de equivalencia patrimonial.• Esos efectos fueron parcialmente compensados por la mejor estructura de gastos y costos.
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• Resultado afectado principalmente por:• G&E: Debido a la ausencia de gastos extraordinarios relativos al cumplimiento de itemscontractuales con termoeléctricas (ocurridas en el 4T05);• INTER: La mejora en los precios de realización no fue suficiente para compensar el efecto de la conversión de los estados contables (apreciación del Real en un 7% en el 1T06) • DISTRIB: Pérdida de Market Share debido a la mayor agresividad de la competencia.
10.145
2.770874 355 93 11 451
12.010
2.503
4T05 UtilidadOper.
E&P Abast. G&E Distrib. Internacional Corp. Elimin. 1T06 UtilidadOper.
Contribución de las Áreas de Negocio para la Utilidad Operativa 1T06 vs. 4T05 (R$ millones)
PETROBRAS
15
233 181 263 262
241 255
233
213 228206
2002 2003 2004 2005 1T06Petróleo Derivados
Exportación Neta de Petróleo y Derivados
• Superávit físico de 58 mil bpd en el 1T06;• En volúmenes financieros, déficit de sólo US$ 41 millones.• (Exportaciones: US$ 2.540 millones / Importaciones: US$ 2.580 millones)
542424
559
Importación ( mil bpd)
446439 446 409
Exportación (mil bpd)
504 517459
326 319450
352 344
216105
109
94 115
2002 2003 2004 2005 1T06Petróleo Derivados
PETROBRAS
16
(25.000)
(15.000)
(5.000)
5.000
15.000
25.000
'31/12/2004 31/03/05 30/06/05 30/09/05 31/12/05 31/03/06
(1.200)
(800)
(400)
0
400
800
1.200
1.600
En el exterior Fondos de Inv. Exclusivos / Cambiarios**En Brasil - Renta Fija CajaIngreso Financiero
Distribución del Efectivo y Aplicaciones Financieras(R$ millones)
• Ingreso financiero refleja la posición de la caja indexada al dólar como forma de hedge al endeudamiento y a los costos dolarizados.
Efec
tivo
Ingr
esos
Fina
ncie
ros
Var. Cambiaria*
* Dólar al final del período** En el rubro "Fondos de inversiones financieras - cambiaria " fue reclasificada para “..inversiones exclusivas" para adecuarse a la exigencia de la instrución CVM 411 y 413/2004.
∆0,4% ∆-11,8% ∆-5,5% ∆5,3% ∆-7,2%
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Índices de Endeudamiento de Petrobras
Estructura de Capital
R$ millones 31/03/2006 31/12/2005Endeudamiento Corto Plazo (1) 11.399 11.116
Endeudamiento Largo Plazo (1) 33.100 37.126
Endeudamiento Total 44.499 48.242
Caja y Equivalentes de Caja 22.983 23.417
Endeudamiento Neto (2) 21.516 24.825
•Aumento del endeudamiento de corto plazo fue resultante del vencimiento del PRI Bonds en 2007. •Reducción del 13% respecto de 31.12.05 debido a:
Efectos de la apreciación del Real frente al Dólar;Amortización de financiamientos.
24%
26%
37%
32%
20%
23%
19%20% 19%
26%
1T05 2T05 3T05 4T05 1T06End. neto./Cap. NetaEnd. CP/End. Total
(1) Incluye endeudamiento contraído a través de contratos de Leasing (R$ 2.942 millones el 31.03.2006 y R$ 3.300 millones el 31.12.2005).(2) Endeudamiento Total – Disponibilidades
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1T06 4T05 (1)
(=) Efectivo Generado por las Actividades Operativas 10.144 8.513 (-) Efectivo Utilizado en Actividades de Inversión (6.020) (7.025) (=) Flujo de Efectivo Neto 4.124 1.488 (-) Efectivo Utilizado en Actividades de Financiación (4.558) (718) Financiaciones (499) (768) Dividendos (4.059) 50 (=) Generación de Efectivo en el Ejercicio (434) 2.206 Efectivo al Inicio del Ejercicio 23.417 21.210 Efectivo al Cierre del Ejercicio 22.983 23.417
R$ millones
Demostración del Flujo de Caja – Consolidado
(1) A partir del 01.01.2005, las Sociedades de Propósito Específico, cuyas actividades operativas son controladas, directa o indirectamente, por Petrobras, fueron incluidas en los Estados Contables Consolidados, conforme lo que determina la Instrucción CVM nº 408/2004.
• Caja al cierre del ejercicio afectada por el pago de interés sobre el capital propio durante el 1T06.
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Inversiones
2006 % 2005 % %• Inversiones Directas 5.386 91 4.740 89 14 Exploración y Producción 3.359 57 2.834 54 19 Refinería y Marketing 799 13 681 13 17 Gas y Energía 149 3 433 8 (66) Internacional 703 12 545 10 29 Distribución 138 2 112 2 23 Corporativo 238 4 135 2 76 • Sociedades de Propósito Específico (SPEs) 494 8 457 9 8 • Emprendimientos en Negociación 33 1 45 1 (27) • Proyetos Estructurados 1 - 39 1 (97) Exploración y Producción 1 - 39 1 (97) Espadarte/Marimbá/Voador 1 - 39 1 (97) Total de inversiones 5.914 100 5.281 100 12
R$ Millones
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Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Departamento de Relaciones con Inversores
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