APIMEC
Resultados 2006 &
Perspectivas
AVISO
As apresentações podem conter previsões acerca de eventos futuros. Tais previsões refletem apenas
expectativas dos administradores da Companhia. 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 ou incertezas previstos ou não pela 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.
Investidores Norte-Americanos:
A SEC somente permite que as companhias de óleo e gás incluam em seus relatórios arquivados de 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
1
PRODUÇÃO TOTAL DE ÓLEO, LGN E GÁS NATURAL
mil boed
2.334
2.301
2.278
2.273
1T06
2T06
2.256
4T05
3T06
4T06
• Aumento da produção no 4T06 comparado ao trimestre anterior influenciado pela entrada em produção de novos
poços interligados à plataforma P-50 (Albacora Leste);
• No mesmo período a produção internacional apresentou queda na produção de óleo devido à parada por
reivindicações salariais na Argentina afetando a produção em alguns campos e na produção de gás em decorrência da
menor demanda do gás boliviano e da parada para conclusão de reparos nos dutos em San Antonio.
2
PREÇOS DE PETRÓLEO DO E&P
US$/bbl
2005
2006

Preço Médio de Venda
45,42
54,71
20,45%
Brent (Média)
54,38
65,14
19,79%
Spread
8,96
10,43
-
US$/bbl
61,53
61,75
64,74
56,39
57,59
44,00
39,70
54,24
66,07
52,7
58,20
58,69
56,08
53,69
US$ 10,98 bbl
48,70
49,33
44,19
59,68
56,9
51,59
47,83
69,49
69,62
46,05
43,04
37,48
35,11
4T04
1T05
2T05
Preço médio de venda
3T05
4T05
Brent (média)
1T06
2T06
3T06
4T06
Cesta OPEP
O spread entre o preço médio do petróleo nacional e a cotação do Brent se manteve estável (US$ 10,80/bbl
no 3T06 e US$ 10,98/bbl no 4T06) apesar do movimento de baixa no mercado internacional
3
EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (4T06 VS 3T06)
Exploração & Produção – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões
Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)
1.779
10.313
3.748
776
363
796
3º Tri - 06 Lucro
Operac.
1.823
Efeito Preço na
Receita
Efeito Custo Médio
no CPV
Efeito Volume na
Receita
Efeito Volume no
CPV
365
Despesas Operac.
7.409
4º Tri - 06 Lucro
Operac.
O resultado operacional do E&P, 4T06, foi afetado particularmente pelo decréscimo nos
preços do petróleo no mercado internacional.
4
PREÇO MÉDIO DE REALIZAÇÃO - PMR
100
US$/bbl
2005
2006

PMR Brasil
58,58
70,92
21,07%
Brent (Média)
54,38
65,14
19,79%
PMR EUA
65,14
75,52
15,93%
80
60
4T05
Média
3T06
Média
72,90
81,83
68,90
72,28
56,90
69,49
4T06
Média
70,59
68,81
59,68
40
20
dez/04
mar/05
jun/05
set/05
PMR Brasil (US$/ bbl)
dez/05
mar/06
jun/06
set/06
dez/06
Preço Médio Brent (US$/ bbl)
PMR EUA (US$/ bbl c/ vol. vend. no Brasil)
No 4T06 nossos preços estiveram em linha com os preços praticados no mercado Americano.
Após o verão Americano os preços internacionais tenderam à baixa.
5
EVOLUÇÃO DO RESULTADO NO TRIMESTRE (4T06 VS 3T06)
Abastecimento – Evolução do Lucro Operacional – R$ milhões
4.191
1.533
326
319
634
141
2.315
Despesas
Operac.
4º Tri - 06 Lucro
Operac.
3.557
3º Tri - 06 Lucro
Operac.
Efeito Líquido
Efeito Preço
na Receita
Efeito Volume Efeito Volume
na Receita
no CPV
Efeito Custo
Médio no CPV
• O efeito da queda do PMR reduziu a receita do Abast em R$ 3.557 milhões;
• Os efeitos da queda de preços de transferência do E&P para o Abast e dos menores custos das operações offshore
contribuíram para redução do custo médio (R$ 4.191 milhões).
• O efeito líquido de R$ 634 milhões reflete a utilização da realização de estoque formado a custos mais elevados no
trimestre anterior.
6
DEMONSTRATIVO DE RESULTADO 4T06 VS 3T06
3T06
4T06
41.041
43.363
R$ milhões
Receita Líquida
26.696
27.066
CPV
EBITDA
Lucro Operacional
Lucro Líquido
10.594
13.218
7.829
10.609
5.200
7.085
- 5,4%
-1,4%
- 19,9%
- 26,2%
- 26,6%
• Queda de receita líquida devido à queda nos preços do petróleo (E&P) e de realização (Abast.) e menor
volume de vendas no 4T06. O decréscimo do CPV não acompanhou a queda na receita em função da
realização de estoques formados a custos mais elevados no 3T06 (critério de avaliação de estoques pelo
custo médio);
• Elevação das despesas operacionais, especialmente Exploratórias e Gerais e Administrativas.
7
EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO – R$ milhões (4T06 VS 3T06)
Produção Doméstica de Óleo, LGN e Condensado (mil bpd)
1.779
7.085
2.322
370
3T06 LL
1.823
Receita
CPV
828
Desp. Oper.
361
640
Desp. Fin.,
Não Oper.,
Outros e Eq.
Pat.
Impostos
43
63
Part.
Part.
acionistas Empregados
não control.
5.200
4T06 LL
• Redução do lucro no 4T06 deveu-se, principalmente, aos menores preços médios de realização das
exportações e dos derivados no mercado interno;
• A realização de estoque formado a custos mais elevados no trimestre anterior (critério de custo médio)
impediu uma queda mais acentuada do CPV.
8
CUSTOS DE EXTRAÇÃO COM PARTICIPAÇÃO GOVERNAMENTAL
26
61,8
61,5
69,6
56,9
59,7
69,5
60
51,6
US$/boe
47,5
38,2
16
7,0
6
13,6
28,8
24,8
4,0 57%
15,2
17,5
18,1
17,6
40
13,9
10,7
8,5
16,1
17,3
64% 11,5
64% 11,0 65% 11,4
59%
10,4
9,7
10,0
5,4
5,4
6,1
6,3
6,1
6,6
7,2
2T05
3T05
4T05
1T06
2T06
3T06
4T06
7,7
59% 8,4
6,0
1T05
20
6,4
5,1
3,0
3,4
4,3
2002
2003
2004
-4
0
-20
Lifting Cost
Participação Gov.
Brent
Menor participação governamental no trimestre em função da diminuição dos preços médios de
referência do petróleo nacional, atrelados às cotações internacionais.
9
CUSTOS DE REFINO NO BRASIL (US$bbl)
 = 9% ou US$ 0,23
2,71
2,48
2,03
4T 05
1,90
1T 06
2,07
2T 06
3T 06
4T 06
Aumento de 9% no 4T06 em relação ao período anterior refletindo o aumento dos gastos com
pessoal em função do Acordo Coletivo de Trabalho 2006/2007 e das paradas programadas.
10
VOLUME DE VENDAS
2006
Diesel
Gaso lina
Óleo co mbustível
Nafta
GLP
QA V
Outro s
T o t a l de riv a do s
Á lco o is, Nitro genado s e o utro s
Gás natural
T o t a l m e rc a do int e rno
2005
%
4T 06
3T 06
%
672
308
100
165
201
64
187
1.6 9 7
665
287
99
157
213
67
156
1.6 4 4
1
7
1
5
(6)
(4)
20
3
701
317
103
160
204
65
157
1.7 0 7
693
315
107
169
208
60
194
1.7 4 6
1
1
(4)
(5)
(2)
8
(19)
(2)
24
243
28
228
(14)
7
20
252
35
250
(43)
1
T o t a l m e rc a do e xt e rno
1.9 6 4
1.0 8 4
1.9 0 0
908
3
19
1.9 7 9
1.2 7 2
2 .0 3 1
1.0 8 5
(3)
17
T o t a l ge ra l
3 .0 4 8
2 .8 0 8
9
3 .2 5 1
3 .116
4
• Volume
de vendas no mercado interno em 2006 superior em 3% devido principalmente à:
• Gasolina (7%): crescimento da frota, redução do teor do álcool na gasolina, à recuperação da
massa salarial do consumidor e à perda de competitividade do álcool (carros flexfuel);
• Nafta (5%): maior disponibilidade de nafta no sistema Petrobras associado aos preços mais
atrativos em relação aos praticados no mercado internacional;
• Gás Natural (7%): substituição ao óleo combustível na atividade industrial e intensificação do
uso do gás natural veicular;
• No mercado externo aumento nas vendas devido ao incremento das operações off-shore e da
11
inclusão das vendas das empresas adquiridas em 2006
EXPORTAÇÃO LÍQUIDA DE PETRÓLEO E DERIVADOS
Superávit Físico de 128 mil bpd no 4T06 e 93 mil bpd no ano
Exportação (mil barris/dia)
Importação (mil barris/dia)
669
523
409
581
548
532
2004
263
2005
262
2006 1T06
488
118
459
267
2T06
Petróleo
4T06
510
137
132
408
88
344
354
373
2T06
3T06
450
355
3T06
442
115
281
454
181
446
94
228
335
109
221
270
260
540
576
215
246
559
2004
352
370
2005
2006
1T06
4T06
Derivados
• O declínio da participação do óleo nacional na carga processada (devido às vantagens comerciais de
processar maior quantidade de óleo leve, reduzindo a produção de óleo combustível) permitiu a elevação das
exportações de petróleo pesado e a diminuição das exportações de óleo combustível;
• Em contrapartida houve elevação das importações de óleo leve e estabilidade na importação de derivados.
2006 inclui exportações em andamento
12
ESTRUTURA DE CAPITAL
Índices de Endividamento da Petrobras
37%
R$ milhões
Endividamento de
32%
26%
20%
19%
26%
28%
Curto Prazo (1)
Endividamento de
27%
24%
28%
20%
23%
18%
17%
(1)
Endividamento Total
16%
19%
mar/05 jun/05 set/05 dez/05 mar/06 jun/06 set/06 dez/06
End. Líq./Cap. Líq.
Longo Prazo
Caixa e Aplic.
Financeiras
Endividamento
Líquido
(2)
31/12/2006
31/12/2005
13.074
11.116
33.531
37.126
46.605
48.242
27.829
23.417
18.776
24.825
End. CP/End. Total
Queda no endividamento total e líquido:
Forte geração de caixa operacional vem possibilitando a redução da
dívida (recompra de títulos) e aumento do saldo de caixa
(1)
(2)
Inclui endividamento contraído através de contratos de Leasing (R$ 2.540 em 31.12.2006 e R$ 3.300 em 31.12.2005).
Endividamento Total – Disponibilidades
13
INVESTIMENTOS
2006
Investimentos Diretos
Exploração e produção
Abastecimento
Gás e Energia
Internacional
Distribuição
Corporativo
Sociedades de Propósito Específico (SPEs)
Empreendimentos em Negociação
Projetos Estruturados
Total de investimentos
29.769
15.314
4.181
1.566
7.161
642
905
3.507
409
1
33.686
%
90
51
13
5
17
2
2
9
1
100
2005
22.927
13.934
3.286
1.527
3.153
495
532
2.385
311
87
25.710
%
89
54
13
6
12
2
2
10
1
100
%
30
10
27
3
127
30
70
47
32
31
Investindo prioritariamente no desenvolvimento da capacidade de produção de petróleo e gás
natural, através de investimentos próprios e da estruturação de empreendimentos com parceiros.
14
COMPARAÇÃO DE LUCRO LÍQUIDO 3T06 Vs 4T06 E 2006 Vs 2005
A Petrobras obteve o maior crescimento anual entre as majors...
US$ bilhões
2005
2006
2006/ 2005
Petrobras*
9,74
11,92
22,3%
Chevron
14,10
17,14
21,6%
ConocoPhillips
13,53
15,55
14,9%
Exxon
36,13
39,50
9,3%
Shell
25,31
25,44
0,5%
BP
22,34
22,00
-1,5%
Média
11,2%
...mas no entanto teve seus resultados do 4T06 afetados pela queda do preço do Brent.
US$ bilhões
Exxon
Shell
ConocoPhillips
Chevron
Petrobras*
BP
Média
3T06
10,49
5,94
3,88
5,02
3,26
6,23
4T06
4T06/3T06
10,25
-2,3%
5,28
-11,1%
3,20
-17,5%
3,77
-24,8%
2,42
-25,8%
2,88
-53,8%
-22,5%
Fonte: Evaluate Energy
* Resultados Petrobras convertidos pelos dólares médios dos períodos em questão
15
Desenvolvimentos recentes
16
Principais projetos no E&P Brasil em 2007
Capacidade adicional = 580 mil bpd
Crescimento da produção = 8%
P-54
Roncador
180.000 bpd
Out07
2.000
Thousand bpd
1.950
SSP
Piranema
20.000 bpd
Maio07
1.900
1.919
1.850
1.800
1.778
1.750

P-52
Roncador
180.000
bpd
Dez07
Cidade Vitória
Golfinho
100.000 bpd
Maio07
FPSO RJ
Espadarte
100.000 bpd
Jan07
1.700
dez/06
jan/07
fev/07
mar/07
abr/07
mai/07
jun/07
jul/07
ago/07
set/07
out/07
nov/07
dez/07
• Campo de Manati iniciou produção em fevereiro de 2007 com capacidade de
2 milhões de metros cúbicos por dia e deverá atingir 6 milhões de metros
cúbicos por dia ao final de 2007.
17
Custos de upstream: Capex & Opex
• Revisão dos projetos da P-55 e P-57:
• Suspensão das licitações, menor preço
acima da estimativa da Companhia. Em
estudo:
• Redução da capacidade (atualmente
de 180 mil bpd);
• Mudanças nas especificações;
• Adaptação de um casco de um
petroleiro existente (a ser adquirido no
mercado – P-57).
• Evidência de inflexibilidade de certos custos relativos à indústria: recursos humanos,
serviços especializados de E&P, produtos químicos etc.
• Consolidação das Cias fornecedoras de equipamentos (em especial de perfuração)
não deverá afetar bruscamente os custos no curto prazo, uma vez que a Petrobras
utiliza contratos de longo prazo e frota própria.
• Parte dos custos operacionais apresenta forte correlação com os preços do petróleo,
portanto uma queda de preço acarretaria impacto positivo no custo de extração,
principalmente em relação à participação governamental.
18
Desenvolvimentos recentes em Downstream
• As refinarias no Brasil processaram 1.899.200 bpd em 27
de fevereiro – novo recorde da Petrobras
• Dois projetos terão início em 2007 na
REDUC: uma unidade de
coqueamento retardado de 5.000
m3/dia e uma planta de coqueamento
de NAFTA de 2.000 m3/dia. =>
Investimentos em elevação da
conversão de óleo pesado.
• Iniciando a construção de planta de polipropileno na
Petroquímica de Paulínia. Investimento total de R$ 300
milhões, com operações esperadas para 3T08. =>
Investimentos petroquímica em sinergia com o refino;
aproveitamento do gás de refinaria.
19
ÁLCOOL: O potencial de expansão da produção mundial é enorme
América do
Norte e Central
37%
Brasil
35%
Europa
9,8%
América do Sul
Ásia
38%
16,2%
Distribuição atual do consumo mundial
Mercado global de etanol é de 46,5 bilhões de litros
Etanol como combustível é de 30,6 bilhões de litros ou 67% do total produzido
Atualmente o consumo de etanol equivale a 2,6% do mercado de gasolina
Elevando a participação do etanol para 10% da gasolina representará
118 bilhões de litros (mais de 2 milhões de barris por dia)
20
20
ÁLCOOL: Petrobras participará da cadeia logística de exportação
Novo alcoolduto (800 km)
Exportação de etanol
3,5 milhões de m3 em 2012
Terminal marítimo do Rio de
Janeiro
Novo canal de
escoamento de etanol
Terminal marítimo São Paulo
• Novo Alcoolduto passando por Goiás, Minas e São Paulo e chegando ao terminal de
São Sebastião (SP) e da Ilha D’água (RJ),
• O projeto da Petrobras, juntamente com Mitsui e Camargo Correa, é totalmente
destinado à exportação, procurando suprir o potencial de demanda no exterior
21
Infra-estrutura de gás natural
•
Financiamento do Gasene – duas operações de financiamento (BNDES)
totalizando R$ 1,36 bilhão, através da Transportadora Gasene S.A., responsável
pelo projeto.
1. R$ 1,05 bilhão será aplicado na aquisição de dutos para o
segmento GASCAC (940 km), que ligará Cacimbas (ES) a
Catu (BA). Investimento total estimado em R$ 3,5
bilhões.
2. R$ 312 milhões serão destinados ao segmento GASCAV
(300 km), conectando Cabiúnas (RJ) a Vitória (ES).
Investimento total estimado em R$ 1,5 bilhão.
Termelétricas à gás
•
•
Testes da capacidade de geração simultânea das
termelétricas à gás indicaram uma disponibilidade de até
1.363 MW (geração própria no S/SE/CO).
Gás adicional para geração de energia estará disponível na
medida em que a Petrobras desenvolver produção adicional de
gás => mesmo tempo em que sua capacidade ociosa for sendo
contratada.
22
Consolidando posição
Estados Unidos da América
• Mineral Management Service (MMS) aprovou o plano
conceitual de desenvolvimento dos campos de Cascade e
Chinook no Golfo do México (GoM). Petrobras propôs 6 novas
tecnologias no GoM, incluindo uma FPSO com torre
desconectável.
• Produção iniciada em Cottonwood, alcançando 25 mil boed
depois que um segundo poço for conectado em Março de 2007.
Bolívia
• Petrobras e YPFB selaram acordo sobre o gás importado
• Sem alteração no volume
• Sem alteração no preço do gás natural
• Petrobras pagará preços internacionais pelas frações
líquidas de hidrocarbono presentes no gás (etano,
butano, propano e gasolina natural). A YPFB passa a ter
obrigação de entregar tais frações nobres
23
Eventos Recentes: Corporativo e Financeiro
Dividendos
• R$ 7.897 milhões (R$ 1,80 por
ação, R$ 7,20 por ADR)
• Inclui JCP (R$ 6.361 milhões
- R$ 1,45 por ação),
• R$ 4.387 milhões pagos em
jan/2007 e R$ 1.974 milhões
em mar/2007.
Investment Grade
• Standard & Poor’s elevou a
Petrobras ao grau de
investimento BBB – classificação
de crédito de longo prazo em
moeda local e estrangeira.
Recompra de ações
• Conselho da Administração aprovou
Programa de Recompra de Ações
Preferenciais para cancelamento
futuro.
Oferta de troca de títulos
• Propostas recebidas e aceitas
totalizando US$ 399.053 mil (valor de
face) para as cinco séries de títulos
(PIFCO).
24
SESSÃO DE PERGUNTAS E RESPOSTAS
Visite nosso website: www.petrobras.com.br/ri
Para mais informações favor contactar:
Petróleo Brasileiro S.A – PETROBRAS
Departamento de Relacionamento com Investidores
Raul Adalberto de Campos– Gerente Executivo
E-mail: [email protected]
Av. República do Chile, 65 – 22o andar
20031-912 – Rio de Janeiro, RJ
(55-21) 3224-1510 / 3224-9947
25
ANÁLISE DAS DESPESAS OPERACIONAIS 4T06 VS 3T06
3T06
4T06
1.550
1.546
R$ milhões
Despesas de Vendas
1.728
Gerais e Admin.
Outras
18,4%
1.459
818
Custos Exploratórios
Tributárias
0,3%
54,0%
531
356
262
35,9%
1.059
1.036
2,2%
• Despesas de vendas: ficou estável; apesar do decréscimo no volume total vendido no mercado interno,
houve elevação dos volumes individuais de gasolina e diesel.
• Gerais e Adm.: maiores gastos com pessoal devido aumento da força de trabalho e ao acordo coletivo ;
• Custos Exploratórios: baixa de poços secos/sub-comerciais e atualização da provisão para abandono de
área.
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CONTRIBUIÇÃO DAS ÁREAS DE NEGÓCIO PARA O LUCRO OPERACIONAL
10.609
2.904
4T05 vs. 3T05 (R$ milhões)
782
3T06 Luc.
Oper.
E&P
Abast.
327
G&E
45
Distr.
Internacional: queda principalmente devido:
• Redução das cotações internacionais do petróleo;
• Menor volume comercializado na Argentina (greve dos petroleiros
privados);
• Menor volume vendido na Bolívia (reparo complementar no duto
de San Antonio);
• Baixa de poços nos EUA, e gastos com sísmica na Arg. e EUA;
542
377
21
7.829
Inter.
Corp.
Elim.
4T06 Luc.
Oper.
G&E: melhoria em relação ao 3T06 em decorrência de:
• Aumento no lucro bruto, em função das melhores
margens na comercialização de energia;
• Reconhecimento da perda no trimestre anterior
decorrente do encerramento do contrato de hedge
para redução da volatilidade de preços do gás natural.
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Petroquímica
Comperj (Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro)
• Recebimento de certificado de propriedade de terra para instalação do
Complexo, 45 milhões de metros quadrados;
• Assinatura de acordo com Embrapa para desenvolvimento de cinturão verde
ao redor do Comperj;
• Estudos básicos de engenharia já em andamento;
• Desenvolvimento de nova tecnologia (FCC) para processar grandes volumes
de propano, eteno e aromáticos a partir do petróleo pesado.
Complexo Petroquímico Suape
• Consiste em duas unidades:
• PTA (“purified terephthalic acid”) usado na produção de PET, com
operações previstas para 4T08;
• POY (“polyester yarns”), com operações previstas para 2010.
• Petrobras detém 50% da unidade de PTA e 40% de POY;
• Investimentos total de R$ 800 milhões.
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Construção de plantas de biodiesel
Três Projetos em curso
Quixadá
Capacidade: 171 mil m3/ano (~1 milhão bpa)
CE
Investimentos: ~ US$ 60 milhões
Insumos
Agricultura familiar: mamona, algodão e
palmeiras.
Complementarmente: soja.
Geração de postos de trabalho
Construção: 1.200 diretos e 400 indiretos
Operação: 105 diretos
Produção de matéria prima: 70.000 famílias
Início:
4T07
BA
Candeias
MG
Montes
Claros
Semi-árido
Todo biodiesel da Petrobras possui certificação social
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H-Bio – Tecnologia de uso complementar do óleo vegetal,
patenteada pela Petrobras
2007
• H-BIO em 4 refinarias – usando até 256 mil m3/ano de óleo vegetal
• 9,1% do total de óleo de soja exportado
• Equivalente a 15% da importação de diesel
2008
• H-BIO em 5 refinarias – usando até 425 mil m3/ano de óleo vegetal
• 15,1 % do total de óleo de soja exportado
• Equivalente a 25% da importação de diesel
Principais vantagens:
• Ausência de emissões
• Logística simples
• Melhora a qualidade do diesel
• Fonte flexível de óleo vegetal
Fontes: Abiove e Petrobras
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Revisão do Capex
Orçamento anterior para 2007
R$ 47.457 milhões
Orçamento atual para 2007
R$ 54.998 milhões
E&P
Abastecimento
G&E
R$ 1.477 - 3%
R$ 4.631 - 10%
R$ 953 - 2%
Internacional
R$ 1.493 - 3%
Corporativo
Distribuição
R$ 811 - 1%
R$ 7.074 - 13%
R$ 25.859 - 47%
R$ 7.061 - 15%
R$ 9.522 - 17%
R$ 23.463 - 49%
R$ 9.872 - 21%
R$ 10.239 - 19%
• Atualização do PLANGAS para aproveitar oportunidades no mercado de gás natural
• 45% da revisão (R$ 3.328 milhões de R$ 7.542 milhões) se deve a projetos do
PLANGAS
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Renegociação do Plano de Pensão Petros
R$ mil
2006
2005
2004
Valor presente da dívida atuarial
36.867.058
33.756.097
30.548.261
Valor justo dos ativos do plano
27.805.938
24.405.413
21.100.801
Valor presente do déficit
9.061.120
9.350.684
9.447.460
•
O objetivo de 2/3 de adesão ao Novo Plano foi atingido. O incentivo financeiro,
negociado com representantes sindicais como contrapartida para a repactuação,
está estimado em R$ 900 milhões e será creditado em março.
•
Com a repactuação (adesão) as aposentadorias e pensões passam a ser
corrigidas pelo IPCA, sem vínculo com o reajuste salarial dos empregados ativos.
Menor probabilidade de déficits atuariais.
•
O Plano Petros 2 deverá ser oferecido aos empregados que atualmente não estão
cobertos por plano de previdência suplementar patrocinado pela Petrobras.
“Para a Petrobras, a proposta de adaptação do modelo de pensão
suplementar é fundamental para sua administração, tanto como
instrumento de administração de pessoal, medida em que mantém sua
atratividade, como para sua financiabilidade, sua solidez”
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