Road Show en Buenos Aires Fondos de Pensión 04 – 05 de Abril 2006
Carlos Henrique Dumortout CastroGerente de Inversores de Renta Fija - Relaciones con Inversores
Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras
La autorización para hacer oferta pública de los valores negociables a que se refiere el presente ha sido solicitada a la Comisión Nacional de Valores con arreglo a las normas vigentes y, hasta el momento, ella no ha sido otorgada. La información que será provista en la mencionada presentación está sujeta a cambios y modificaciones y no puede ser considerada como definitiva por aquellas personas que tomen conocimiento de ella. La presentación no constituye una oferta de venta, ni una invitación a formular oferta de compra, ni podrán efectuarse compras o ventas de los valores negociables aquí referidos, hasta tanto la oferta pública haya sido autorizada por la Comisión Nacional de Valores.
Petrobras 2015
2
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.
Petrobras 2015
3
Financiero (US GAAP)
0,4 0,7
5,33,5 2,3
6,6 6,2
10,3
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
15,4 16,427,0 24,5 22,6
30,838,4
56,3
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Utilidad Neta (US$ mil millones)
Ingresos Operativos Netos (US$ mil millones)
Petrobras 2015
4
1.493
1.684
2004 2005
P - 48Caratinga
Capacidad 150.000 bpdMar 05
FPSO Marlim SulCapacidad 100.000 bpd
Jun 04
P - 43Caratinga
Capacidad 150.000 bpdDec 04
∆ 13%Crudo en Brasil
Principales proyectos que contribuirán con el crecimiento de la producción en el año 2005
Exploración & Producción
Petrobras 2015
5
1,910
1,684
2005A 2006E
Crudo en Brasil∆ 13.4%
P - 50Albacora Leste
Capacidad 180,000 bpdAbr - 2006
P - 50Albacora Leste
Capacidad 180,000 bpdAbr - 2006
P - 34 Jubarte Fase 1
Capacidad 60,000 bpdSep - 2006
P - 34 Jubarte Fase 1
Capacidad 60,000 bpdSep - 2006Golfinho
Mod. 1Capacidad 100,000 bpd
Jul - 2006
GolfinhoMod. 1
Capacidad 100,000 bpdJul - 2006
PiranemaCapacidad 20.000 bpd
Oct - 2006
PiranemaCapacidad 20.000 bpd
Oct - 2006
Exploración & Producción
Principales proyectos que contribuirán con el crecimiento de la producción en el año 2006
• Alcanzando un promedio de 1,910 mil barriles por día en el año 2006
Petrobras 2015
6
Exportación Neta de Crudo y Derivados
Importación ( mil bpd)
• Superávit de 126 mil bpd en el 4ºT de 2005 y 58 mil bpd en el año 2005
326 319450
322 333 393 360
216105
109
46 8399
65
2002 2003 2004 1T05 2T05 3T05 4T05Crudo Derivados
542424
559492
368 416 425
233 181 161343
249 301
235
221246
250
233
213228
206
2002 2003 2004 1T05 2T05 3T05 4T05Crudo Derivados
Exportación (mil bpd)
439 446 409 396
564495 551
Petrobras 2015
7
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
2001 2002 2003 2004 2005Exploración y Producción AbastecimientoGas y Energía InternacionalDistribuición Corporativo
4.254 4.911
6.5517.718
Inversiones (*) USGAAP (US$ millones)
•(*) Excluyendo adquisiciones
10.635
Petrobras 2015
8
Apalancamiento (US GAAP)
US$ millones dec/05 dec/04 dec/03Efectivo/Aplicaciones Financieiras 9,871 6,856 8,344
Endeudamiento Corto Plazo 5,030 3,325 3,694
Endeudamiento Largo Plazo 16,147 17,613 18,196
Endeudamiento Total 21,177 20,938 21,890
Endeudamiento Neto 11,305 14,082 12,130
Patrimonio Neto 32,917 22,506 16,336
Capitalizacion Total 54,094 43,444 38,226
Deuda Neta/Capitalizacion Neta 26% 38% 43%
Capitalizacion Neta 44,222 36,588 28,466
Petrobras 2015
9
Precios del crudo en E&P
• Elevados márgenes internacionales de refinación resultaron en un aumento del factor de utilización de las refinerías y el consecuente aumento de los “spreads”;• Incertidumbre sobre los verdaderos niveles de reserva de los países productores;• Estoque de derivados por debajo de la media histórica.
US$
10,8
5 bb
l
51,59
43,04
54,24
46,05
56,90
61,53
32,0235,38
29,43
44,0041,59
47,83
37,48
26,79
32,8829,53
35,1136,14
52,70
56,39
49,33
44,19
28,7930,77
34,38
38,98 39,70
4T03 1T04 2T04 3T04 4T04 1T05 2T05 3T05 4T05
US
$/bb
l
Brent (promedio) Precio medio de venta Cesta OPEP
Petrobras 2015
10
2006 – 45,002007 – 30,00
2008~2010 – 25,00Brent para financiabilidad (US$/bbl)
Parametrizados por los precios del mercado internacional, sin
alteración en los precios relativos
Precios de Derivados
19,00Brent de robustez (US$/bbl)
4,2PBI – Mundo (% al año) – PPP3,7PBI – América Latina (% al año) – PPP (*)
3,0Tasa de Cambio (R$/US$)4,0PBI – Brasil (% al año)
2006-2010Indicadores
(*) PPP – paridad del poder de compra
Premisas y Tendencias Macroeconómicas
Petrobras 2015
11
226300 307 337226 235 253
732 775894
95121 132
255
201196
117127
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
2003 2004 BP 2006-10LPG Gasolina NaftaDiesel + QAV Oleo Combustible Otros
El mercado de derivados en Brasil presenta un alto dinamismo
Mil bpd 2010
1,7631,700
2,060
+2,6% p.y.
Premisas – Mercado Domestico
No está incluido el consumo de nuestras refinerías
Petrobras 2015
12
1.638,61692,17 808,71
1.380,81
162,45190,70
487,38
339,02229,55
1.444,38
0
1000
2000
3000
4000
2003 2004 2005** BP 2006/10*
Termoeléctrico Industriales Otros
1,084.3
(30.7 MM3) (40.9 MM3)
1,338.4
(37.9 MM3)
2010
(*) Considera la capacidad total de oferta de gas, incluye las conversiones bi-combustibles, control de la demanda de contingencia y del sistema aislado de la región norte. (**) Fuente: ABEGASObservación : No está incluido el consumo de gas de Petrobras
3,506.80(99.3 MM3)
MMcfd / (Million m3/día)
Premisas – Mercado de Gas Natural en Brasil
Petrobras 2015
13
4%12%
2%20%
60%
2%
E&P RTCG&E PetroquímicaDistribuicion Corporativo
87%
13%
Brasil Internacional
58,9
12,2
2 0 0 6 - 2 0 10
FinanciamientoFlujo de Caja
56,4
14,7
2 0 0 6 - 2 0 10Amort. DeudaInversiones
El PN 2006-10 totaliza inversiones de US$ 56,4 mil millones, en el período, representando un promedio anual de US$ 11,3 mil millones, manteniendo el énfasis en proyectos de E&P y Abastecimiento.
Fuentes y Usos Distribución por área Distribución por el segmento de negocios
Plan de Inversiones
US$ 71.1
mil millones
US$ 71.1
mil milones
(*)
(**)
(*) US$ 58.9 mil millones – Flujo de Caja Neto de Dividendos
(**) Neto de amortización de “ leasing” y “chartering” de 2006 hasta 2010 en el valor de US$ 2.3 mil millones
7.1
49,3
US$ 56.4 US$ 56.4
Petrobras 2015
14
25252530
45
50
38
2925
0
10
20
30
40
50
60
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
(*) Datos del los años anteriores en bases nominales. De 2006 adelante los valores son presentados en bases corrientes.
Petrobras Brent estimativa (rojo)
37,535,0
32,5
30,0
27,5
25,0
22,5
20
25
30
35
40
12 13 14 15 16 17 18
ROCE
Prec
io M
edio
Bre
nt20
06 –
2010
Curva de variación Brent – Margen ROCE
correlación: Brent x Roce
(*)
Plan Estratégico basado en variables conservativas:
- Considerando el costo del BRENT a US$ 50- Ventas Futuras basadas en precio del BRENT proyectado para el periodo
Prec
io M
edio
Bre
nt
Media BRENT @ US$
25 30 35 40
Sensibilidad en 2010
• Cada US$ 5.00 de variación en el precio de Brent resultará en un cambio de US$ 2.5 mil millones en la generación operacional de Caja en el año 2010.
Petrobras 2015
15
1. 5 0 0 1. 5 4 0 1. 4 9 3 1. 6 8 4
16 8 16 3
1. 3 3 62 . 3 0 0
2 6 5 2 7 42 3 2 2 5 2 2 5 0
5 6 0
4 3 3 5 16 1
3 3 9
2 59 4 9 6
2 0 6
2 3 8 5
2 0 0 1 2 0 0 2 2 0 0 3 2 0 0 4 2 0 0 5 M et a2 0 10
Cr udo + GNL Br a si l Ga s Na t ur a l Br a si lCr udo + GNL I nt e r na c i ona l Ga s Na t ur a l I nt e r na c i ona l
Producción Total – Crudo & GNL y Gas Natural
2.036
3.405
1.8101.636
9,1% a.a.
Mil
boed
• A partir de 2006 la producción de crudo liviano de nuevos proyectossuperará los 150 mil bpd.
• Volumen de ventas del excedente de petróleo nacional será de 522 mil bpd en el año 2010.
2.020 2.217
Metas Corporativas
Petrobras 2015
16
2.200
2.100
2.000
1.910
1.684
2.300
1.400
1.600
1.800
2.000
2.200
2.400
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Albacora LesteP-50
180.000 bpdAbr/2006
Albacora LesteP-50
180.000 bpdAbr/2006
BarracudaP-43
150.000 bpdCaratinga
P-48150.000 bpd
2005
BarracudaP-43
150.000 bpdCaratinga
P-48150.000 bpd
2005
JubarteFase 1P-34
60.000 bpdSep/2006
JubarteFase 1P-34
60.000 bpdSep/2006
Marlim LesteP-53
180.000 bpd2008
Marlim LesteP-53
180.000 bpd2008
GolfinhoMód. 1
100.000 bpdJun/2006
GolfinhoMód. 1
100.000 bpdJun/2006
RJS-409Espadarte
100.000 bpd2007
RJS-409Espadarte
100.000 bpd2007
Frade100.000 bpd
2009
Frade100.000 bpd
2009
RoncadorP-52
180.000 bpd2007
RoncadorP-52
180.000 bpd2007
RoncadorP-54
180.000 bpd2007
RoncadorP-54
180.000 bpd2007
Marlim SulMódulo 2
P-51180.000 bpd
2008
Marlim SulMódulo 2
P-51180.000 bpd
2008
Piranema20.000 bpdOct/2006
Piranema20.000 bpdOct/2006
GolfinhoMód. 2
100.000 bpd2007
GolfinhoMód. 2
100.000 bpd2007
Albacora Complementar100.000 bpd
2010
Albacora Complementar100.000 bpd
2010
RoncadorP-552010
RoncadorP-552010
GolfinhoFPSO Mod. 3100.000 bpd
2010
GolfinhoFPSO Mod. 3100.000 bpd
2010
JubarteFase 2P-572010
JubarteFase 2P-572010
E&P: Producción de Crudo en BrasilM
il bo
ed
El promedio de la producción doméstica de crudo crecerá un 6,2% a.a.
Petrobras 2015
17
E&P: Producción de Gas en Brasil
26,531,4
43,050,8
58,3 59,0
69,6
61,5
54,3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
2005 2006 2007 2008 2009 2010
Peroá-Cangoa(PPER)
Golfinho(FPSO 3)
2010
Barracuda (P-43)Caratinga (P-48)
Albacora Leste(P-50)
Golfinho Mód 12006
Jubarte –Fase 1(P-34)2006
Manati2006
Piranema2006
UrucuInício da
venda do gás2007
GolfinhoMód 22007
Roncador (P-54)2007
Peroá-CangoaFase 22007
Roncador(P-52)2007
RJS-409Espadarte
2007
Marlim Leste(P-53)2008
Mexilhão2008
Marlim SulMód 2(P-51)2008
Frade2009
Roncador(P-55)2010
Jubarte Fase 2(P-57)2010
BS-5002010
AlbacoraExtensão
2010
En 2010 la entrega de gas natural por Petrobras será de 59 MM m3/d mientras que la de todos los productores será de aproximadamente 70 MM m3/d.
GN
asociado
GN
No asociado
Petrobras 2015
18
Crudo y NGL Costos de Extracción US$/barril
Metas Corporativas
5,73
4,484.28
3.36
2003 2004 2005 BP 2006-10
• Aumento de la meta fue debido al resultado del alto costo de servicios y materiales en la industria de petróleo;• Escasez de taladros de ubicaciones disponibles en el mercado.
Petrobras 2015
19
Inversiones de US$ 12,9 mil millones en elárea de Abastecimiento....
Plan de Inversiones - Abastecimiento
61%
15%
8%
16%
Refinación Transporte D&TTransporte Marítimo Petroquímica
US$ 8,0
US$ 2,0
US$ 1,9
US$ 1,0
41%
14%
12%
25%
8%
Calidad diesel y gasolina AmpliaciónMantenimiento y SMS ConversiónOtros
US$ 3,3
US$ 2,0US$ 1,1
US
$ 1,0
US$ 0,6
... Inversiones de US$ 8 mil millones, en la refinación
Petrobras 2015
20
Refinación
16 refinerías:• 11 en Brasil• 5 en el exterior
Capacidad nominal instalada:• 2.115 mil barriles/día
Carga promedio procesada:• Brasil: 1.728 mil barriles/día• Exterior: 119 mil barriles/día
Producción promedio de derivados:• 1.797 mil barriles/día
Refinería Guillermo Elder Bell(Bolivia)
Refinería Ricardo Eliçabe(Argentina)
Refinería Duque de Caxias (Brasil)
Petrobras 2015
21
Precio Medio de Realización - PMR
• La política de precios de la Compañía refleja los movimientos de los precios internacionales, evitando la volatilidad de corto plazo; • Al acabar la temporada de huracanes, los precios en E.E.U.U. volvieron al nivel de pretemporada.
Refinación : Precio en Brasil
20
40
60
80
100
Dic-03 Mar-04 Jun-04 Sep-04 Dic-04 Mar-05 Jun-05 Sep-05 Dic-05PMR Brasil (US$/bbl)Precio Medio Brent (US$/bbl)PMR EEUU (US$/bbl c/ volúmenes vendidos en Brasil)
68,9
74,05
56,9
4T05Medio
MEDIAS ANUALES en (US$/bbl) 2005 2004P M R B rasil 58.61 40.61P M R EEUU 65.36 46.35P recio medio B rent 54.15 38.08
60,26
73,20
61,54
3T05Medio
Petrobras 2015
22
Costo de Refinación US$ por bbl
US$/bbl
• El aumento en el costo de refinación refleja altos costos para operar unidades más complejas y productos con cualidades más sofisticadas
• El costo de refinación continúa en línea con la industria de petróleo.
Metas Corporativas
1,32
1,631,74
1,96 1,862,03 2,02
3T 04 4T 04 1T 05 2T 05 3T 05 4T 05 BP 2006-10
Petrobras 2015
23
(*) Importación Nacional y Refinerías Privadas
Producción Internacional339
Producción Brasil2.300
339 522+
1.710
Importación350
522
Carga Procesadaen Brasil 1.869
Consumo de Derivados en Brasil 2.060
Crudo159
Derivados (*)191
Ventas Internacionales861
68
Mil bpd
Flujo de Productos Líquidos: En 2010 las Ventas Internacionales totalizarán 861 mil bpd día
Estrategia de Negocios
Petrobras 2015
24
Nueva Refinería – Pernambuco - Brasil• Inversiones: US$ 2,5 mil millones
• Capacidad de procesamiento: 200 mil barriles de crudo pesado (50% de crudo Petrobras y 50% de crudo PDVSA)
• Destinada a maximización de diesel y LPG, la nueva refinería ayudará a suplir la demanda creciente de derivados del Nordeste.
•La región Nordeste responde por 19% de la demanda de derivados de Brasil y solamente posee una refinería en Bahia. A corto plazo tendrá que importar derivados (tanto de refinerías de Brasil como de otros países).
• Reducción de Costos: El transporte de derivados es más caro que el transporte de crudo.
50% 50%
Negocios Estratégicos
Nueva Refinería - Texas - E.E.U.U.• Petrobras adquirió 50% de la Refinería - Passadena RefinerySystem Inc. (PRSI), localizada en Texas, E.E.U.U..
•Inversiones Totales: US$ 370 millones
•Actualmente la refinería tiene capacidad de 100,000 bbl/día, será adaptada para procesar 70,000 bbl/día de crudo pesado, incluyendo la producción del crudo de la cuenca de Marlim.
• La ampliación de la refinería estará concluida en 4 años. Después de concluido el proyecto de “revamp” todos los productos estarán encuadrados con los altos padrones de calidad de los E.E.U.U..
Petrobras 2015
25
1.6591.727 1.708 1.668
1.8041.696 1.7351.761
1.6041.726 1.670
1.6551.6371.6471.537 1.533
1.619 1.676 1.691 1.589 1.6651.731
77
81 80 7977
888687
848781
8987 83
91 91
807779
73
7779
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
4Q03 1Q04 2Q04 3Q04 4Q04 1Q05 2Q05 3Q05 4Q05 2004 200570
75
80
85
90
95
100
Producció n N acio nal de D erivad os V o lumen de D erivado s V end idos
U t i lización C ap acid ad N ominal - B rasil % Part icipación C rudo N acional en la C arga p rocesad a ( %)
• En 2005, la participación de crudo nacional en la carga procesada fue 84 mil bpd a más que en 2004.
• El alto factor de utilización de las refinerías (91%) en el 2º semestre de 2005 resultó en un mantenimiento de la producción de derivados al nivel elevado, disminuyendo la necesidad de importación de derivados.
Estrategia de Negocios - Abastecimiento
Refino Domestico y Ventas
Petrobras 2015
26Fuente: Purvin & Gertz
Margen de refinación limitada por la capacidad de conversión
Margen de Refinación en el Golfo de E.E.U.U.(US$/bbl, corrientes de 2004)
* Estimado para la media del año. Última actualización: ago/05
(2)
0
2
4
6
8
10
12
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
*
Maya Coking (Heavy Oil)Isthmus CokingIsthmus Cracking
• Fuerte demanda de derivados medios y livianos permiten que las refinerías con capacidad de procesamiento de crudo pesado aumenten sus márgenes;•Especificaciones ambientales en los E.E.U.U. y Europa, bajos inventarios, limite de refinación y capacidad de conversión, aumentaran fuertemente los márgenes de refinación.
Petrobras 2015
27
Gas Natural – Red de Transporte de Gas Natural
Red de transporte en expansión para integrar mercados del NE y del SE
Plan de Desarrollo del transporte de Gas -PDEG
Inversiones en Gasoductos US$ 4,5 mil millones para el período 2006-10
Gasoducto Paulínea-JacutingaProyecto Malhas Se y NeGasoducto Bolivia-Brasil (hasta 34 MM m3/día)Ampliación GasbelGasoducto Urucu-Coari-ManausRed de Gasoductos del NordesteGasoducto Sudeste-Nordeste (GASENE)
Principales Proyectos en Gasoductos
Petrobras 2015
28
Internacional - Actuación Regional
Houston
Colombia
Argentina
Angola
Reino Unido
EEUU
BRASIL
BoliviaRío de Janeiro
Trinidad &Tobago Nigeria
Venezuela
EcuadorPerú
México
Tanzania
Arabia Saudita
Irán
Nueva York
TokioPekín
Singapur
Líbia
Mozambique
Uruguay
Guinea Ecuatorial
Turquía
Paraguay
E&PCOMERCIALIZAICIÓN Y DISTR.
OFICINA CENTRAL
REFINACIÓN
EN EVALUACIÓN
OFICINA REPRESENTATIVA
Petrobras 2015
29
El 87% de las inversiones para el área internacional se destinarán a E&P.
Inversiones de US$ 7,1 mil millones
Internacional
87%
3%
7%1%
1%1%E&P Gas y EnergíaRefinería y Marketing PetroquímicaDistribución Corporativo
Inversión por región
Las inversiones en las Áreas Clave, totalizan el 82% de las inversiones totales del Área Internacional
44%
18% 20%
18%
América Latina Oeste de África
América del Norte Otros
3,1
1,41,3
1,3
Internacional - Inversiones
Petrobras 2015
30
E&P Internacional – producción y reservas
3%
40%
21%
6%4%
6%
18%
2%
Angola Argentina Bolivia Colombia Ecuador EEUU Perú Venezuela
Producción en 2005: 259 mil boed
1% 18%
6%
4%9%
2%25%
10%
25%
Angola Argentina BoliviaColombia Ecuador EEUUNigeria Perú Venezuela
Reservas Probadas en 2005 (Crudo y Condensado): 955,1 Mboe Criterio SPE
Petrobras 2015
31
E&P Internacional – Producción de Crudo y Gas
Producción (mil boed)
168 163
33996
206
94
2004 2005 Meta 2010Crudo & GNL Gas Natural
262 259
545∆110%
Petrobras 2015
32
E&P: Argentina
E&PE&PProducción de 104,1 mil boed (2005)
61,9 mil bpd de crudo y LGN42 mil boed de gas natural
Operación y participación en 28 bloques17 en producción11 en fase exploratoria
Gasto de extracción (2005)US$ 3,76 por boe
Cartera integrada en la Argentina
Activos E&PPetrolera Santa Fe
Activos E&P Petrobras Energía
Austral
San Jorge
Neuquén
Cuyo
Noroeste
Activos E&PPetrobras Argentina
Petrobras 2015
33
2,000m
1,000m
2,000m
1,000m
Oeste de África
315
Arranque / Pico de Producción:AGBAMI:- Primer Crudo: 2008 - Producción 280.000 bpd (30.000 participación Petrobras)
AKPO:- Primer Crudo: 2008- Producción 185.000 bpd (36.000 participación Petrobras)
Reservas Probadas (SPE): 273 millones bbl
Bloque 2 - Angola
Producción en 2005:8.291bpdReservas Probadas (SPE):9.1 millones bbl
E&P: Nigeria y Angola
• Expansión de la base de reservas en áreas productoras en el exterior
Petrobras 2015
34
Sector Americano del GoM
UNITED STATES
MEXICO
HoustonNew Orleans
Cascade
ChinookSt Malo
Cuencas productorasDescubrimientosProspects
Coulomb NorthZion
Bryce Sedona
Das Bump
Hadrian
Deep Shelf Gas Prospects
Hadrian S
Monte BeloCottonwood
Live Oak
Aquarius
CentaurusAndromeda
Claudius
Flavian
Aurelian
Redbud
Cygnus
Crater
Aquila
Pegasus
Scorpio
Posición de la Cartera de Proyectos:
• 80 Bloques de agua rasa
• 197 Bloques de agua profunda
• 6 campos en producción
• 5 descubrimientos (en evaluación)
• 1 prospecto en tierra
• Pozo de 11.000 m de profundidad
• Reservas Probadas SPE, 2005: 40,67 mmboe
• Producción en 2004: 4,618 boe/d
E&P internacional: EEUU
Petrobras 2015
35
E&P internacional: América LatinaOperación en 9 países: Brasil, Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú, Venezuela, Paraguay y Uruguay.
Colombia :• Primera producción de petróleo en el exterior.
Bolivia :• Mayor reserva en el exterior (681 Mmboe)• Principal fuente de gas natural para Brasil (25MMm3/d)• 17% de la recaudación de impuestos del país (2004)
Uruguay :• Participación en la distribución de gas natural
Destaques:México :• Contrato de servicios
Venezuela :• Actuación a través de PESA• 4 activos en producción y 2 en exploración• Producción de 44,2 mil bpd de crudo y LGN, y 3,4 mil boed de gas natural
Petrobras 2015
36
Petrobras Moneda Local
A2
B3B1
B1
Caa1B3
B2 B2 B1
Ba3Ba3
B2B1
B2
Ba1Ba2
Ba1
Baa2
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005Riesgo Moneda Local Riesgo Soberano Moneda Local Petrobras Moneda Extranjera
• Títulos de Renta Fija y Acciones son “Investment Grade”
Rating Petrobras PIFCO comparado con el Riesgo Soberano (Moody's)
Investment Grade
Financiero
Petrobras 2015
37
Base accionaría diversificada: necesidad de atender las demandas del gobierno, accionistas brasileños y extranjeros
• Más de 340.000 inversores en Brasil y en el exterior;• El 60% del valor económico de Petrobras en manos privadas;• Más de 1/3 de las acciones con inversores internacionales.
(1) Incluye BNDES / BNDESPAR
Aprox. 40%
LibreNegociación46,4 38,4 55,6 59,4 59,9 60,8
53,6% 61,6%44,4% 40,6% 40,1% 39,8%
46,4% 18,0%25,1% 23,1% 20,7% 20,4%
31,6%10,3% 9,9% 8,0% 8,1%
9,5% 20,3% 26,4% 31,2%10,9%
Oct/1992 Jul/2000 Oferta deagosto/00
Oferta de jul/01 Dic/2003 Jan/2005
Gobierno (1) (%) Bovespa Brasil ADRs Bovespa Extranjeros
Diversificando la base de accionistas
Petrobras 2015
38
7,8%
5,7%
4,4% 4,1% 4,0% 3,9% 3,7% 3,6% 3,6% 3,4%2,7%
2,3%
0%
2%
4%
6%
8%
ENIStat
oilHyd
ro
ConocoPhilli
psPetr
obras
(PN)
TOTAL BPPetr
obras
(ON)
RD ShellChev
ron
Repso
l YPF
ExxonMobil
Dividend Yields - 2005
Comparación con Otras Empresas
Dividend Yield 2005 calculado por la PFC. Basado en el preció de las acciones el 31/12/2004 y dividendos pagados durante 2005 en moneda local.
Petrobras 2015
39
Dividend Yield
4,6%
2,0%
4,6%
6,3%
4,8%6,2%
4,3% 3,9%3,4%
1,8%
4,9%
6,5%5,4%
6,8%
4,7% 4,3%
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005Acciones Ordinarias Acciones Preferidas
FinancieroDividend Payout - Dividend Yield
Dividend Payout43,4%
52,1%
34,8%28,2%
32,2% 29,9%26,6% 28,2% 31,5%29,9%29,7%28,3%26,5%25,9%
30,7% 29,6%
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
% de la Utilidad Neta % de la Utilidad Neta Ajustada
Dividend Yield: Dividendo declarado para cada año / Precio por acción al final del mismo año
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