PETROBRAS ENERGIA S.A.

Transcripción

1 Reseña Informativa y Estados Contables al 31 de marzo de 2009 juntamente con el Informe de Revisión Limitada e Informe de la Comisión Fiscalizadora

2 RESEÑA MACROECONÓMICA PRIMER TRIMESTRE DE 2009 Contexto Internacional La economía mundial arrancó el año 2009 con malas performances de los principales países, manteniendo la tendencia registrada en la última parte del año anterior. En Estados Unidos, la contracción de la actividad económica alcanzó el 6%, destacándose la caída de la inversión. En el mes de enero asumió la presidencia Barack Obama y profundizó las políticas activas (nuevos paquetes de estímulo, plan de compras de activos tóxicos, compras de títulos del Tesoro por parte de la Reserva Federal, etc.) con el objetivo de intentar revertir esta situación. En este contexto, el dólar se apreció frente a las principales monedas internacionales y la tasa de interés de largo plazo subió desde 2% a principios de año a valores en torno a 3%, mientras que la tasa de interés de referencia (Fed Funds) se mantuvo en niveles cercanos a cero. Las economías de Europa y Japón también mostraron contracciones y a pesar de anuncios de paquetes de estímulo, las autoridades económicas no se han mostrado tan dinámicas como en Estados Unidos en sus esfuerzos por superar la crisis. En el caso de China, si bien registró tasas de crecimiento positivas en el período, éstas fueron las menores en más de 15 años. En la cumbre del G-20 realizada en Londres se acordó coordinar esfuerzos y una mayor intervención de los Estados en la economía y en los mercados financieros. Asimismo, se acordó la creación del Consejo de Estabilidad Financiera para el monitoreo de riesgos macroeconómicos. Petróleo El primer trimestre del año mostró la etapa más ácida (hasta la fecha) de la crisis internacional y en consonancia con la misma, las caídas generalizadas de los precios de las commodities y del crudo en particular. El petróleo de referencia West Texas Intermediate (WTI) se ubicó en un valor promedio de 42,8 dólares por barril, 56% inferior a lo registrado en igual período de 2008 y en línea con el último tramo de dicho año, logrando incluso perforar en febrero la barrera de los 40 dólares nominales por barril, hito que no se registraba desde mediados de La demanda se contrajo en el trimestre en 2,13 millones de barriles día, una baja interanual del 2,5%. Los menores volúmenes fueron explicados casi en su totalidad por las naciones desarrolladas (OECD), con EE.UU. a la cabeza, que acumularon una baja de 2 millones. Por su parte, las naciones en desarrollo también registraron bajas en su agregado de demanda (0,11 millones), aunque revistiendo cifras más tenues por el impacto rezagado de la crisis en sus economías. China, como insignia, registró también una baja en niveles del orden de 0,14 millones de barriles diarios, hecho por demás significativo para el ritmo de expansión de ese país. La oferta, por su parte, se contrajo en el período en 2,55 millones de barriles día, a un nivel de 3% respecto el primer trimestre de La OPEP redujo drásticamente producción, enmarcada en su reciente política de corte (y cumplimiento) en las cuotas. Así, el grupo quitó oferta por 2,58 millones de barriles día (2,99 millones en crudo versus. un alza de 0,41 millones en crudos no convencionales y líquidos del gas natural). Los países por fuera del grupo, en términos agregados, adicionaron exigüos volúmenes (0,03 millones), con un alza significativa, dentro del contexto, de América Latina. Las ex repúblicas soviéticas - Rusia y Mar Caspio, los grandes jugadores por fuera de la OPEP- quitaron oferta por alrededor de 0,06 millones de barriles, reflejando así la propia meseta en sus cuencas más que un ajuste deliberado de la producción.

3 Argentina La economía argentina registró una moderada contracción en el primer trimestre del año, de acuerdo con estimaciones privadas. La actividad industrial, por su parte, ostentó una caída sensiblemente más significativa, con bajas muy fuertes en algunos sectores como el automotor. Las exportaciones se vieron afectadas tanto por la fuerte caída de los precios internacionales de las commodities como por menores volúmenes exportados en todos los grandes rubros. En el caso de las importaciones, en cambio, prácticamente toda la merma se explica por menores cantidades, evidenciando la contracción del consumo y la inversión. Los índices oficiales de precios continúan mostrando una inflación acotada (6% interanual), pero estimaciones alternativas siguen dando cuenta de presiones inflacionarias mayores, aunque, y en línea con la tendencia observada en los últimos meses del año 2008, de menor intensidad que en los dos años previos. Adicionalmente, los salarios volvieron a mostrar alzas superiores al 20% interanual. El tipo de cambio registró un alza de 7,8%, cerrando el trimestre en 3,72 pesos por dólar. El Banco Central morigeró el alza de la cotización del dólar vendiendo reservas. En el sistema financiero se observó un estancamiento en el nivel absoluto de depósitos, pero una creciente dolarización. El gobierno nacional mantuvo números fiscales positivos, pero el superávit primario nominal se vio reducido a la mitad que en el mismo período del año anterior. La recaudación tributaria se vio afectada por menores recursos provenientes de las retenciones a las exportaciones, pero a su vez se benefició por el fin de las AFJP y la vuelta del sistema jubilatorio de reparto obligatorio. La debilidad de la actividad económica provocó que la demanda de gasoil se contrajera en torno al 8% en el trimestre. En cambio, la demanda de naftas aun se mantiene levemente por encima de los valores del mismo período del año anterior, favorecida por la continua caída de las ventas de GNC. En el mercado de naftas se observa una marcada sustitución por productos de menor precio: una importante caída de las naftas premium y un avance de la nafta normal. En línea con lo anterior, la utilización de la capacidad instalada en las refinerías se redujo. La demanda de electricidad en el trimestre se ubicó 1% por debajo de los valores del año 2008, arrastrada por la caída del 13% de la energía consumida por la industria y a pesar del aumento de la demanda residencial provocada en parte por mayores temperaturas. La menor demanda de gas por parte de la industria permitió aumentar la participación de la generación térmica y reducir el uso de combustibles líquidos en la oferta eléctrica. Perú La economía peruana persiste en su senda de crecimiento, desacelerándose desde el alto ritmo de expansión de pasados años, en un movimiento lógico que traduce el impacto de la crisis especialmente vía sector externo e inversión. El producto trepó a una tasa del 3% interanual (ene-09), garantizado parcialmente por el arrastre estadístico de El buen desempeño se explica por los sectores de Servicios, Minería e Hidrocarburos, Comercio y Construcción -en ese orden- que contrarrestan al Agro, Pesca y Manufacturas, ya en terreno negativo en términos interanuales. El tipo de cambio promedió NS. 3,18/ USD (10% superior al primer trimestre de 2008), en línea con la depreciación generalizada de las monedas de países emergentes. Así, los precios minoristas, que venían desde cifras relativamente altas en 2008 (6,6%) alentados por factores exógenos y demanda interna, persistieron por sobre la meta inflacionaria, aunque con tendencia decreciente, para ubicarse en un acumulado de 0,4% (4,8%, 12 meses móviles).

4 Las reservas del Banco Central disminuyeron en forma leve y promediaron USD millones, 6% inferior al primer trimestre de 2008, afectadas por la intervención de la autoridad monetaria para frenar el deslizamiento del tipo de cambio, asimismo como por el menor ingreso de divisas por superávit comercial. El sector externo acusó la fuerte caída de las exportaciones (-32%) y con una baja más tenue de las importaciones (-19%), arrojó un saldo positivo de sólo USD 78 millones, reflejando una baja interanual del 92%. La producción de hidrocarburos líquidos alcanzó un promedio de barriles día, 37% superior respecto al mismo periodo de 2008, explicado por la puesta en producción del Lote 56 a partir de septiembre del La producción promedio de gas natural fue de 295 millones de pies cúbicos día, incrementando 13% respecto al mismo periodo de 2008 y acompañado por mayores volúmenes de venta del Lote 88 (Camisea), originado por el aumento de la demanda de las centrales térmicas de generación eléctrica.

5 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS CONSOLIDADOS De acuerdo con los procedimientos establecidos en la Resolución Técnica ( RT ) N 21 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas ( FACPCE ), la Sociedad consolida línea por línea sus estados contables con los respectivos estados contables de las sociedades en las que ejerce directa o indirectamente el control societario y el control conjunto de las mismas. Se verifica una situación de control conjunto cuando la totalidad de los socios o bien los que posean la mayoría de los votos, en virtud de acuerdos escritos, han resuelto compartir el poder de definir y dirigir las políticas operativas y financieras de una sociedad. Al 31 de marzo de 2009, Petrobras Energía ejerce el control conjunto en Distrilec Inversora S.A. ( Distrilec ), en Compañía de Inversiones de Energía S.A. ( CIESA ) y en Petrobras de Valores Internacional de España S.L. (PVIE). Con posterioridad al cierre, en abril de 2009, la Sociedad acordó la desinversión total de su tenencia en PVIE. En la consolidación de las sociedades en las que se ejerce el control societario, los importes de la inversión en la sociedad controlada y la participación en sus resultados y flujos de efectivo se reemplazan por la totalidad de los activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo de la controlada, reflejando separadamente la participación minoritaria de terceros en las sociedades controladas. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del grupo consolidado se eliminan en la consolidación. Los resultados originados por operaciones entre miembros del grupo consolidado no trascendidos a terceros se eliminan totalmente. En la consolidación de sociedades en las que se ejerce el control conjunto, los importes de la inversión en la sociedad bajo control conjunto y la participación en sus resultados y flujos de efectivo se reemplazan por la proporción que le corresponde a la Sociedad de acuerdo con su tenencia accionaria en sus activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del grupo consolidado y las sociedades bajo control conjunto se eliminan en la consolidación en proporción a la tenencia accionaria de la Sociedad. A los efectos de evaluar la gestión de los negocios, la Dirección de la Sociedad analiza por separado los resultados y la situación patrimonial de CIESA y de Distrilec, compañías bajo control conjunto compartido con terceros ajenos al Grupo de Control. En consecuencia, y de manera congruente con la visión de la Dirección, el análisis incluido a continuación se realiza sobre la base de los resultados consolidados de la Compañía sin considerar los efectos correspondientes a la consolidación proporcional de los resultados de CIESA y de Distrilec y, por lo tanto, no resulta directamente comparable con la información reportada en los estados contables. Algunos montos y porcentajes incluidos en el presente análisis han sido redondeados. Por ende, es posible que las cifras que figuran como totales en algunos cuadros no constituyan la suma exacta. El siguiente cuadro expone los resultados de la Sociedad correspondiente a los períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2009 y 2008 de conformidad con las normas contables profesionales y, comparativamente a los efectos del presente análisis, los resultados pro forma que excluyen los efectos de la consolidación proporcional de CIESA y de Distrilec. A los efectos de este último propósito, los resultados de CIESA y Distrilec, consolidados proporcionalmente en los estados contables, son analizados conjuntamente en Resultados de Inversiones no Corrientes.

6 (cifras en millones de pesos) (Pérdida)/ Utilidad neta: El resultado del presente período representó una pérdida de Ps.205 millones en comparación a una utilidad neta de Ps.261 millones del período comparativo. Ventas netas: Las ventas netas disminuyeron Ps.512 millones, a Ps millones de Ps millones del período comparativo. Esta disminución se debe principalmente a las bajas de los precios del petróleo, productos refinados y petroquímicos. Las ventas de los segmentos de Petroquímica, Exploración y Producción de Petróleo y Gas y Refinación y Distribución disminuyeron Ps.209 millones, Ps.181 millones y Ps.101 millones, respectivamente. Utilidad bruta: La utilidad bruta del período 2009 disminuyó Ps.200 millones, a Ps.508 millones de Ps.708 millones. La utilidad bruta de los segmentos de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, Refinación y Distribución, Petroquímica y Gas y Energía disminuyó Ps.249 millones, Ps.51 millones, Ps.44 millones y Ps.43 millones, respectivamente. En sentido contrario, los resultados por operaciones intersegmentos representaron en el período corriente una utilidad de Ps.101 millones, en contraposición a una pérdida de Ps.86 millones, debido principalmente a las variaciones en los niveles de crudo de las refinerías, y en menor medida a la reducción de los márgenes de utilidad contenidos en dichos stocks. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización se incrementaron Ps.2 millones, a Ps.328 millones de Ps.326 millones del período comparativo. Gastos de exploración: Ver Exploración y Producción de Petróleo y Gas.

7 Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos totalizaron pérdidas de Ps.54 millones y Ps.22 millones para los períodos 2009 y 2008, respectivamente. El incremento en el cargo del período actual se corresponde principalmente con disminución de ingresos de los negocios de Petroquímica y Gas y Energía. (Pérdida)/ Utilidad operativa: El resultado operativo representó una pérdida de Ps.25 millones en comparación a la utilidad de Ps.311 millones del período comparativo, principalmente por la baja observada en el segmento de Exploración y Producción de Petróleo y Gas, que disminuyó Ps. 342 millones. Resultados de inversiones no corrientes: El resultado por la participación en inversiones no corrientes representó una pérdida de Ps. 35 millones en comparación a una ganancia de Ps.172 millones del período comparativo principalmente como consecuencia: la variación de los resultados derivados de las participaciones accionarias en: (i) las Empresas Mixtas de Venezuela, que representaron ganancias de Ps.4 millones en 2009 y Ps.149 millones en 2008, y (ii) en CIESA, que representó pérdidas de Ps.51 millones en 2009 en contraposición a ganancias de Ps.15 millones en el período comparativo, derivado principalmente del efecto de la mayor depreciación del peso con respecto al dólar estadounidense sobre las deudas financieras de CIESA y Transportadora de Gas del Sur S.A. ( TGS ), nominadas principalmente en esa moneda. Resultados financieros y por tenencia: Los resultados financieros y por tenencia representaron pérdidas de Ps.289 millones en 2009 y Ps.84 millones en el período comparativo. Determinan esta variación: - Mayores pérdidas por diferencias de cambio de Ps.151 millones, una pérdida de Ps.143 millones en el período 2009 en comparación a una utilidad de Ps.8 millones en el período comparativo, determinada por la mayor depreciación del peso argentino con respecto al dólar estadounidense (7,8% y 0,3% en los períodos 2009 y 2008, respectivamente). - Mayor cargo por intereses netos de Ps.28 millones a Ps.105 millones de Ps.77 millones, reflejando el efecto del aumento en el tipo de cambio y, asimismo, las menores ganancias derivadas de colocaciones financieras. - Mayores pérdidas por tenencia de inventarios de Ps.23 millones, una pérdida de Ps.25 millones en el período 2009 y de Ps.2 millones en el período comparativo, configurada en el marco del retroceso del precio del crudo y sus derivados en el período actual, principalmente en petroquímicos. Otros ingresos netos: Los otros ingresos netos totalizaron ganancias de Ps.4 millones y Ps.10 millones para los períodos 2009 y 2008, respectivamente. Impuesto a las ganancias: El cargo por impuesto a las ganancias representó una ganancia de Ps.141 millones en el período 2009, en contraposición a una pérdida de Ps.154 millones en período 2008.

8 ANÁLISIS DE LA UTILIDAD OPERATIVA Exploración y Producción de Petróleo y Gas Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento de negocios de Exploración y Producción de Petróleo y Gas disminuyó Ps 342 millones, a Ps.24 millones de Ps.366 millones del período comparativo. El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: Ventas netas: Las ventas netas del segmento de negocios correspondientes al período 2009 disminuyeron Ps.181 millones, a Ps.804 millones de Ps.985 millones del período comparativo, derivado principalmente de la disminución de los precios medios de venta del petróleo de las operaciones del exterior en línea con la baja de las referencias internacionales, efecto parcialmente compensado por un incremento del 1,6% de los volúmenes comercializados de petróleo equivalente. En el período actual, el volúmen comercializado de petróleo equivalente creció a 105,9 mil barriles por día, en correspondencia con el incremento del volumen comercializado de gas en la Argentina, a partir de la mayor disponiblidad de fluido incorporada por las adquisiciones de las participaciones del 25,67% en el área Sierra Chata y del 13,72% en el área El Tordillo, efecto parcialmente compensado por la reducción de la participación en el Bloque 18 como resultado de la venta del 40% de EcuadorTLC en diciembre de 2008, participación que en el período comparativo aportó un promedio de 3,1 mil barriles de petróleo por día. La producción diaria totalizó un promedio de 106,8 mil barriles de petróleo equivalente, registrando una declinación del 5,4%, atribuida principalmente a la venta de la participación del 40% del Bloque 18 mencionada anteriormente y a la declinación natural de los campos maduros en Argentina. Estos efectos resultaron parcialmente compensados por la producción asociada a las mencionadas adquisiciones de áreas. Las ventas de petróleo crudo disminuyeron un 25%, a Ps.608 millones de Ps.811 millones, como consecuencia de la disminución del 19,6% en los precios promedio de venta, verificado esto principalmente en Ecuador y en Perú, en sintonía con el comportamiento de las referencias internacionales y una baja del 5,8% en los volúmenes comercializados, determinado principalmente por la venta del 40% del Bloque 18. Las ventas de gas registraron un incremento del 12,1% a Ps.185 millones en 2009 de Ps.165 millones en 2008, como consecuencia principalmente del incremento en la participación contractual en el área Sierra Chata y, en menor medida, por mejoras en los precios de venta en Perú y en Bolivia principalmente. Utilidad bruta: La utilidad bruta del segmento de negocios en el presente período disminuyó Ps.249 millones a Ps.267 millones de Ps.516 millones. El respectivo margen sobre ventas disminuyó a 33,2% en 2009 de 52,39% en el período comparativo. La disminución evidenciada en el período 2009 es

9 consecuencia básicamente de: (i) la disminución de los precios medios de venta del petróleo verificado en las operaciones del exterior, en línea con la baja de las referencias internacionales, (ii) la suba del lifting cost ( costo de extracción ) en Argentina derivado de reconocimientos inflacionarios en las tarifas de servicios petroleros, y (iii) el incremento de las depreciaciones en Argentina por las mayores inversiones al tratarse de campos maduros. Estos efectos fueron parcialmente compensados por la disminución de la alícuota de regalías en Perú, como consecuencia de la baja registrada en la canasta de crudos de referencia. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización disminuyeron a Ps.65 millones en el período 2009 de Ps.67 millones en el período 2008, principalmente por los menores gastos en Ecuador debido a la venta del 40% del Bloque 18. Gastos de exploración: Los gastos de exploración totalizaron Ps.151 millones y Ps.49 millones en los períodos 2009 y 2008, respectivamente. El cargo del período actual se corresponde principalmente con inversiones en pozos exploratorios offshore y onshore en el Golfo San Jorge y en la Cuenca Austral, respectivamente, en Argentina. El cargo del período 2008 se vincula básicamente a gastos geológicos y geofísicos en el yacimiento Tierra Negra en Colombia y gastos de sísmica 3D en las áreas Chirete, Gobernador Ayala, Santa Cruz I y Santa Cruz I Oeste en Argentina Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos representaron pérdidas de Ps.27 millones y Ps.34 millones, respectivamente. Los resultados de ambos períodos se corresponden principalmente con los costos asociados a la capacidad de transporte no utilizada, derivada del contrato con Oleoducto de Crudos Pesados S.A., que representó pérdidas por Ps.21 millones y Ps.39 millones para los períodos 2009 y 2008, respectivamente.

10 Refinación y Distribución Resultado operativo: El resultado operativo del segmento Refinación y Distribución totalizó pérdidas de Ps.144 millones y Ps.84 millones en 2009 y 2008, respectivamente. En ambos períodos los márgenes operativos resultaron significativamente afectados por la política de estabilización de precios vigente en Argentina. El siguiente cuadro expone la integración del resultado operativo del segmento de negocios: (cifras en millones de pesos) Ventas netas: Las ventas de productos refinados en el período 2009 disminuyeron Ps.101 millones, a Ps millones de Ps millones del período comparativo, principalmente por una disminución del 14,9% del volumen comercializado y por la baja de las referencias internacionales en el caso de los productos alineados con dichas referencias, efectos que fueron parcialmente compensados por una parcial recomposición de los precios de venta en el mercado local de gas oil y naftas. La corrida de crudo de las refinerías registró una disminución del 15,8%, a 56,7 mil barriles/día en el período 2009 de 67,3 mil barriles/día en el período comparativo, principalmente por la reducción de la demanda interna operada a partir de octubre de En un contexto de contracción de la demanda, los volúmenes de venta local de gas oil y de naftas comerciales disminuyeron 19,1% y 18% a 419 mil metros cúbicos y 171,8 mil metros cúbicos, respectivamente. Asimismo, los intercambios de gas oil y de naftas comerciales con otras compañías refinadoras disminuyeron un 23,3% y 13%, a 51,9 mil metros cúbicos y 14,2 mil metros cúbicos, respectivamente. Adicionalmente, las exportaciones de naftas disminuyeron un 87% a 3,1 mil metros cúbicos. El volumen comercializado de fuel oil e IFOs registró una disminución del 27,8%, derivado principalmente de la menor demanda local de fuel oil para abastecer a las centrales térmicas y de la menor demanda de IFOs para abastecer el consumo de buques, configurada ésta por la contracción del comercio marítimo. Los volúmenes totales de venta de otros derivados crecieron 24,8% en 2009, totalizando 219,7 mil metros cúbicos, debido a la acumulación de stocks en el período comparativo cuya venta se materializó en el segundo trimestre de 2008.

11 (Pérdida)/ Utilidad bruta: El resultado bruto representó una pérdida de Ps.34 millones en 2009 en contraposición a una ganancia de 17 millones en 2008, y el margen bruto disminuyó a -2,6% de 1,2%, principalmente como consecuencia del incremento en pesos del costo del crudo, el cual sólo pudo ser trasladado parcialmente a los precios de venta. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización se incrementaron a Ps.111 millones de Ps.104 millones en el período comparativo, principalmente como consecuencia del aumento de los costos por efectos de la inflación, en particular transportes.

12 Petroquímica Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Petroquímica en el período 2009 disminuyó Ps.58 millones, a Ps.11 millones de Ps.69 millones. El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (cifras en millones de pesos) Ventas netas: En el período 2009, las ventas netas disminuyeron Ps.209 millones, a Ps.454 millones de Ps.663 millones del período comparativo (neto de eliminaciones de operaciones entre estirénicos Argentina e Innova por Ps.52 millones en el período 2008), principalmente como consecuencia de una caída general de los precios de venta, en consonancia con el comportamiento de las referencias internacionales y en menor medida por una retracción en los volúmenes comercializados de estirénicos. Cabe indicar que en septiembre de 2008 entró en operaciones la nueva planta de producción de etilbenceno de Innova, por lo cual a partir de esa fecha no se realizan más exportaciones de este producto a Innova. Las ventas de productos estirénicos en Argentina disminuyeron Ps.106 millones, a Ps.160 millones en 2009 de Ps.266 millones del período comparativo, como consecuencia principalmente de una caída del 35,4% en los volúmenes comercializados, que totalizaron 36 mil toneladas en el período 2009, provocada principalmente por las menores exportaciones a Innova y en menor medida por una retracción del 7% en los precios medios de venta. Las ventas de estirénicos en Brasil disminuyeron Ps.160 millones, a Ps.234 millones de Ps.394 millones, por un efecto combinado de una retracción en los precios del 30,8% y por una reducción del 14% en los volúmenes comercializados, que totalizaron 56,6 mil toneladas en el período 2009, derivada principalmente de una contracción de la demanda en el mercado local. Las ventas de fertilizantes se incrementaron Ps.5 millones, a Ps.60 millones en 2009 de Ps.55 millones en 2008, como consecuencia del efecto combinado de un aumento del 30,7% en los volúmenes comercializados, parcialmente compensado por una disminución del 16,5% en los precios medios de venta. El volumen comercializado totalizó 51,2 mil toneladas, magnitud que incluye una exportación de urea de 24 mil toneladas. Utilidad bruta: La utilidad bruta disminuyó Ps.44 millones, a Ps.95 millones de Ps.139 millones del período comparativo, principalmente como consecuencia de las bajas indicadas en los precios de ventas y en el volumen comercializado de estirénicos. El margen bruto de ventas se mantuvo en 21%. Gastos de administración y comercialización: Los gastos de administración y comercialización disminuyeron a Ps.74 millones en el período actual de Ps.90 millones en el período comparativo,

13 principalmente como consecuencia de la disminución de gastos e impuestos asociados con el menor volumen comercializado. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos representaron una pérdida de Ps.10 millones en 2009, en contraposición a una ganancia de Ps.20 millones en La variación se corresponde principalmente con la sub-absorción de costos fijos por paradas de planta y por los menores ingresos derivados del Fundopem en Brasil, que aportó ganancias de Ps.6 millones en 2009 y Ps.20 millones en el período comparativo.

14 Gas y Energía: Utilidad operativa: La utilidad operativa del segmento Gas y Energía en el período 2009 disminuyó Ps.57 millones, a Ps.68 millones de Ps.125 millones. Otros resultados operativos: Los otros resultados operativos representaron ganancias de Ps.1 millón en 2009 y Ps.17 millones en La variación se corresponde principalmente con menores ingresos por servicios de asistencia técnica a TGS. El siguiente cuadro expone la integración de la utilidad operativa del segmento de negocios: (cifras en millones de pesos) - Generación de Electricidad Utilidad operativa: En el período 2009 la utilidad operativa de las operaciones de generación de electricidad aumentó Ps.2 millones, a Ps.82 millones de Ps.80 millones. Ventas: En el período 2009 las ventas correspondientes a la generación de electricidad aumentaron Ps.34 millones, a Ps.200 millones de Ps.166 millones del período comparativo, principalmente por un incremento del 17% en los precios medios de venta derivado del despacho al mercado de máquinas térmicas menos eficientes. Las ventas correspondientes a la Central Genelba aumentaron Ps.33 millones, a Ps.187 millones de Ps.154 millones, debido principalmente a una mejora del 16% en el precio medio de venta a Ps.125,4 por MWh en el período 2009 de Ps.108,1 por Mwh en el período anterior y, en menor medida, por el incremento del 5% en la energía comercializada a GWh en 2009 de GWh en Las ventas correspondientes a Pichi Picún Leufú totalizaron Ps.13 millones en 2009 y Ps.12 millones en el período comparativo. La mejora en los precios medios de venta resultó neutralizada por la disminución de la energía comercializada que totalizó 100 GWh en 2009 y 127 GWh en 2008, debido a la política oficial de reconstitución de las reservas hídricas en la Cuenca del Comahue. Utilidad bruta: La utilidad bruta de la actividad de generación aumentó Ps.4 millones a Ps.85 millones en el período 2009 de Ps.81 millones en el período anterior.

15 - Comercialización y Transporte de Hidrocarburos Utilidad operativa: En el período 2009, la utilidad operativa de las operaciones de Comercialización y Transporte de Hidrocarburos registró una pérdida de Ps.18 millones, en contraposición a una ganancia de Ps.36 millones en el período comparativo. Ventas netas: En el presente período los ingresos por ventas disminuyeron Ps.9 millones, a Ps.228 millones de Ps.237 millones, principalmente como consecuencia de la disminución en los ingresos por comercialización de líquidos y de los servicios de brokerage de gas y GLP y otros, que registraron ingresos por ventas de Ps.6 millones en 2009 y Ps.18 millones en 2008, parcialmente compensado por el incremento de los ingresos por la comercialización de gas. Los ingresos por la comercialización de líquidos disminuyeron Ps.35 millones, a Ps.48 millones de Ps.83 millones, principalmente por la disminución del 42,6% en los precios medios de venta producto de la caída en los precios internacionales, por los efectos negativos de la aplicación del esquema de retenciones móviles a las exportaciones de GLP a partir de marzo de 2008 y por la aplicación del Acuerdo de Productores de GLP firmado en el último trimestre de 2008, a través del cual se comenzó a vender GLP a precio subsidiado para usuarios de bajos recursos. Los ingresos por la comercialización de gas se incrementaron en Ps.38 millones a Ps.174 millones de Ps.136 millones, debido principalmente al incremento en los volúmenes comercializados del 38,3% a 355 millones de pies cúbicos diarios en 2009 de 256,6 millones de pies cúbicos diarios en 2008, como consecuencia de la acumulación de stocks en 2008 en la cuenca neuquina. (Pérdida) / utilidad bruta: El resultado bruto correspondiente al período 2009 representó una pérdida de Ps.7 millones en contraposición a una ganancia de Ps.40 millones en el período comparativo debido principalmente a la baja indicada en los precios medios de venta de líquidos.

16 SÍNTESIS DE LA ESTRUCTURA PATRIMONIAL Y DE RESULTADOS La información que se presenta a continuación correspondiente al períodos de tres meses finalizados el 31 de marzo de 2005 no contiene los efectos retroactivos de las nuevas normas profesionales.

17 Cotización de la Acción de la Sociedad PETROBRAS ENERGIA S.A.

18 Datos Estadísticos PETROBRAS ENERGIA S.A.

19 Perspectivas Frente a los desafíos que plantea la actual coyuntura nacional e internacional, estamos gestionando los negocios con la meta de recomponer la rentabilidad, optimizando la utilización de capital de trabajo, gestionando los recursos de manera eficiente y asegurando la financiabilidad de nuestras operaciones. En el negocio de Exploración y Producción de Petróleo, nuestro desafío continúa siendo incrementar reservas y producción, priorizando la exploración como vehículo de crecimiento para el largo plazo. En el negocio de Refinación y Distribución, continuamos optimizando la producción de nuestras refinerías para abastecer los requerimientos del mercado doméstico de combustibles. Nos focalizamos en la búsqueda de rentabilidad de la operación, manteniendo la marca Petrobras como sinónimo de servicio, calidad y tecnología. En los negocios petroquímicos, a partir de inversiones realizadas en los ejercicios anteriores, estamos procurando mantener y consolidar nuestra posición en el mercado de estirénicos. En el negocio de Gas continuamos buscando asegurar el abastecimiento de los consumos propios y encontrar paralelamente alternativas de comercialización rentables. En electricidad estamos trabajando en la puesta en marcha de dos proyectos que ampliarán nuestra capacidad de generación (Genelba Plus y Eco Energía) en el marco de proyectos de Energía Plus. DECIO FABRICIO ODDONE DA COSTA Director General Ejecutivo

20 INDICE BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS... 4 ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS... 5 ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS... 6 NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS Estados contables consolidados... 7 a) Bases de presentación y sociedades consolidadas... 7 b) Estados contables utilizados... 8 c) Criterios de valuación Inversiones, resultado de inversiones no corrientes y dividendos cobrados... 9 a) Inversiones:... 9 b) Resultado de inversiones no corrientes c) Dividendos cobrados Participación en áreas de petróleo y gas Compromisos de inversión Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas Operaciones en Ecuador Financiación Endeudamiento de Edesur Endeudamiento de CIESA Endeudamiento de TGS Detalle de la deuda a largo plazo Otros créditos, bienes de cambio, otros pasivos, otros resultados operativos e información suplementaria al estado de flujo de efectivo Impuesto a las ganancias e impuesto diferido Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico Compromisos contractuales, avales, fianzas y garantías otorgadas Información por segmento de negocios Información geográfica BIENES DE USO PREVISIONES COSTO DE VENTAS ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. b) DE LA LEY INFORMACIÓN CONSOLIDADA SOBRE PARTICIPACIÓN EN SOCIEDADES RELACIONADAS AL 31 DE MARZO DE PARTICIPACIÓN EN NEGOCIOS CONJUNTOS BALANCES GENERALES ESTADOS DE RESULTADOS ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES La Sociedad Bases de presentación de los estados contables I. Consideración de los efectos de la inflación II. Contabilización de instrumentos financieros derivados III. Criterios de valuación IV. Conversión de operaciones en el exterior V. Contabilización de las operaciones en consorcios hidrocarburíferos y sucursales

21 VI. Cambios en los criterios de presentación respecto a los aplicados en los períodos anteriores Participación en áreas de petróleo y gas Compromisos de inversión Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas Créditos por ventas y ventas netas Bienes de cambio Inversiones, resultado de inversiones no corrientes y dividendos cobrados a) Inversiones b) Resultado de inversiones no corrientes c) Dividendos cobrados I. Participación en sociedades en las que se ejerce control conjunto o influencia significativa con restricciones sobre su disponibilidad II. Situación tarifaria de las empresas de servicios públicos III. Inversiones en las empresas mixtas en Venezuela IV. Venta de participaciones accionarias Financiación I. Programas globales de obligaciones negociables II. Cláusulas de cross default Fondo para las Inversiones Necesarias que permitan Incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (FONINVEMEM) Previsiones a) Medio ambiente b) Otras cuestiones Capital social Otros créditos, otros pasivos y otros resultados operativos Impuesto a las ganancias e impuesto diferido Beneficios sociales y otros beneficios para el personal Saldos y operaciones con sociedades pertenecientes al mismo grupo económico Grupo de Control Hechos posteriores BIENES DE USO INVERSIONES EN ACCIONES COSTO DE VENTAS ACTIVOS Y PASIVOS EN MONEDA EXTRANJERA INFORMACIÓN REQUERIDA POR EL ART. 64, APARTADO I, INC. b) DE LA LEY N APERTURA DE COLOCACIONES DE FONDOS, CREDITOS, PRESTAMOS Y OTRAS DEUDAS AL 31 DE MARZO DE PARTICIPACIÓN EN AREAS DE PETROLEO Y GAS AL 31 DE MARZO DE PARTICIPACIÓN EN NEGOCIOS CONJUNTOS

22 PETROBRAS ENERGIA S.A. Maipú 1 - Piso 22 Ciudad Autónoma de Buenos Aires EJERCICIO ECONOMICO Nº 64 ESTADOS CONTABLES AL 31 DE MARZO DE 2009 Sociedad no adherida al Régimen estatutario optativo de oferta pública de adquisición obligatoria. Actividad principal de la Sociedad: Estudio, exploración y explotación de pozos hidrocarburíferos, el desarrollo de actividades mineras, la industrialización, transporte y comercialización de hidrocarburos y sus derivados, la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. Fecha de inscripción en el Registro Público de Comercio: 17 de noviembre de Fecha de finalización del contrato social: 18 de junio de Fecha de inscripción de la última modificación de los estatutos: 26 de enero de Sociedad controlante: Petrobras Energía Participaciones S.A (1) Actividad principal de la sociedad controlante: Inversora y financiera. Participación de la sociedad controlante en el capital social y en los votos: 75,8% (1) COMPOSICION DEL CAPITAL (2) - Expresado en pesos - (1) Una vez que resulte efectiva la reorganización societaria indicada en la Nota 1.b) a los estados contables individuales, Petrobras Participaciones, S.L. será la sociedad controlante con una participación del 67,2% en el capital y en los votos de la Sociedad. (2) Ver nota 10 a los estados contables individuales. JUAN C. CINCOTTA Por Comisión Fiscalizadora CPCECABA Tº45 Fº 71 DECIO FABRICIO ODDONE DA COSTA Director General Ejecutivo -3-

23 CUADRO I 1 de 3 PETROBRAS ENERGÍA S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS AL 31 DE MARZO DE 2009 Y 31 DE DICIEMBRE DE 2008 (Expresados en millones de pesos) JUAN C. CINCOTTA Por Comisión Fiscalizadora CPCECABA Tº45 Fº 71 DECIO FABRICIO ODDONE DA COSTA Director General Ejecutivo -4-

24 CUADRO I 2 de 3 PETROBRAS ENERGÍA S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS POR LOS PERÍODOS DE TRES MESES TERMINADOS EL 31 DE MARZO DE 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos) JUAN C. CINCOTTA Por Comisión Fiscalizadora CPCECABA Tº45 Fº 71 DECIO FABRICIO ODDONE DA COSTA Director General Ejecutivo -5-

25 CUADRO I 3 de 3 PETROBRAS ENERGÍA S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS POR LOS PERÍODOS DE TRES MESES TERMINADOS EL 31 DE MARZO DE 2009 Y 2008 (Expresados en millones de pesos) JUAN C. CINCOTTA Por Comisión Fiscalizadora CPCECABA Tº45 Fº 71 DECIO FABRICIO ODDONE DA COSTA Director General Ejecutivo -6-

26 PETROBRAS ENERGIA S.A. Y SOCIEDADES CONTROLADAS Y BAJO CONTROL CONJUNTO NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS AL 31 DE MARZO DE 2009 (Cifras expresadas en millones de pesos, excepto donde se indica en forma expresa) 1. Estados contables consolidados En virtud de lo dispuesto por la Resolución N 368/01 de la Comisión Nacional de Valores ( CNV ), la presentación de los estados contables consolidados debe efectuarse precediendo a los estados contables individuales de la emisora. Esta disposición sólo implica un cambio de ubicación de la información consolidada, no modificando el carácter de información principal de los estados contables individuales y el de complementarios de los estados contables consolidados, de acuerdo con lo establecido por la Ley de Sociedades Comerciales y las normas profesionales vigentes. Por tal motivo y para su correcta interpretación, los presentes estados contables consolidados deben ser leídos junto con los estados contables individuales, que se presentan a continuación de la presente información consolidada. a) Bases de presentación y sociedades consolidadas De acuerdo con el procedimiento establecido en la Resolución Técnica ( RT ) Nº 21 de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas ( FACPCE ), Petrobras Energía S.A., en adelante Petrobras Energía o la Sociedad, ha consolidado línea por línea sus estados contables con los respectivos estados contables de las sociedades en las que ejerce el control societario y el control conjunto de las mismas. Se verifica una situación de control conjunto cuando la totalidad de los socios, o bien los que posean la mayoría de los votos, en virtud de acuerdos escritos, han resuelto compartir el poder de definir y dirigir las políticas operativas y financieras de una sociedad. Al 31 de marzo de 2009 y 2008 y al 31 de diciembre de 2008 la Sociedad ejerce el control conjunto en Distrilec Inversora S.A. ( Distrilec ), en Compañía de Inversiones de Energía S.A. ( CIESA ) y en Petrobras de Valores Internacional de España S.L. (PVIE). Respecto de esta última sociedad ver Nota 16.a) a los estados contables individuales. En la consolidación de las sociedades en las que se ejerce el control societario, los importes de la inversión en la sociedad controlada y la participación en sus resultados y flujos de efectivo se reemplazan por la totalidad de los activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo de la controlada, reflejando separadamente la participación minoritaria de terceros en las sociedades controladas. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del grupo consolidado se eliminan en la consolidación. Los resultados originados por operaciones entre miembros del grupo consolidado no trascendidos a terceros se eliminan totalmente. En la consolidación de sociedades en las que se ejerce el control conjunto, los importes de la inversión en la sociedad bajo control conjunto y la participación en sus resultados y flujos de efectivo, se reemplazan por la proporción que le corresponde a la Sociedad de acuerdo con su tenencia accionaria en sus activos, pasivos, resultados y flujos de efectivo. Los créditos y deudas y las operaciones entre miembros del grupo consolidado y las sociedades bajo control conjunto se eliminan en la consolidación en proporción a la tenencia accionaria de la sociedad controlante. La información sobre las participaciones en otras sociedades relacionadas se expone en el Anexo I. -7-

27 b) Estados contables utilizados Para la consolidación se han utilizado los estados contables de las sociedades controladas y bajo control conjunto al 31 de marzo de 2009 y 2008 y al 31 de diciembre de 2008, o bien la mejor información contable disponible a tales fechas, adaptados a igual período de tiempo respecto de los estados contables de la Sociedad. Asimismo, han sido considerados los ajustes para adaptar los criterios de valuación a los de la Sociedad. c) Criterios de valuación Los estados contables de las sociedades controladas y bajo control conjunto han sido confeccionados sobre la base de o adaptados a criterios de valuación y de exposición homogéneos a los de la Sociedad. En adición a lo indicado en los estados contables individuales, los principales criterios de valuación utilizados en la preparación de los presentes estados contables consolidados son los siguientes: - Bienes de uso: El costo de los bienes de uso correspondientes a Transportadora de Gas del Sur S.A. ( TGS ) fue determinado en función al precio efectivamente pagado por el 70% del capital accionario de TGS en el momento de la respectiva privatización. Dicho precio sirvió de base para determinar el total del capital accionario, al cual se le adicionó el importe de las deudas iniciales asumidas en el Contrato de Transferencia para determinar el valor inicial de los bienes de uso. Dicho costo fue reexpresado en moneda homogénea según se describe en la Nota 2.I a los estados contables individuales. - Reconocimiento de ingresos: Los ingresos por ventas generados por el transporte en firme de gas natural se reconocen por la reserva devengada de capacidad de transporte contratada, independientemente de los volúmenes transportados. Los ingresos generados por el transporte interrumpible de gas y por ciertos contratos de producción y comercialización de líquidos del gas natural (LGN), se reconocen en el momento de la entrega del gas natural y de los líquidos a los clientes, respectivamente. Para otros contratos de producción de LGN y otros servicios, los ingresos se reconocen cuando se prestan los servicios. Los ingresos por ventas derivados de la distribución de energía se reconocen con la prestación efectiva del servicio, considerando la porción facturada que surge de la lectura periódica de medidores y un estimado devengado y no facturado por los servicios consumidos entre la última fecha de lectura y el cierre del período. Los servicios devengados y no facturados al cierre de cada período se estiman en función al consumo diario estimado de energía para los días posteriores a la última lectura de los medidores, basándose en el consumo histórico de los clientes y ajustados por factores meteorológicos u otros factores mensurables que puedan afectar dicho consumo. -8-

28 2. Inversiones, resultado de inversiones no corrientes y dividendos cobrados La composición de las inversiones corrientes y no corrientes, el resultado de inversiones no corrientes y los dividendos cobrados se detallan a continuación: a) Inversiones: (1) Corresponde a la activación de la diferencia de cambio de CIESA (2) Nota 6.II a los estados contables individuales. -9-

29 b) Resultado de inversiones no corrientes c) Dividendos cobrados 3. Participación en áreas de petróleo y gas Las áreas de producción en Perú son contratos de producción bajo la forma de concesión, con libre disponibilidad del crudo. Por la producción de petróleo crudo se abonan regalías que se determinan de conformidad con el precio de una canasta de crudos, partiendo de una alícuota del 13% para precios de hasta U$S 23,90 por barril. Al 31 de marzo de 2009 la alícuota promedio aplicable es del 20,7%. Asimismo, por la producción de gas natural, se abona una regalía fija del 24,5%. En Ecuador, los contratos de explotación del Bloque 18 prevén la libre disponibilidad del crudo producido y contemplan porcentajes de producción a favor del Estado Ecuatoriano del 40% en el campo Pata y del 60% en el campo Palo Azul. Adicionalmente, y conforme a la Ley de Equidad Tributaria, el Estado Ecuatoriano recibe el 70% de los ingresos por sobre un precio base de U$S 45,43 por barril. Compromisos de inversión En Colombia, por su participación en el Consorcio Tibú, al 31 de marzo de 2009 la Sociedad mantiene compromisos de inversión por US$ 12 millones, las cuales incluyen principalmente la ejecución de estudios y trabajos de prospección sísmica. -10-

30 Cambios en las participaciones en áreas de petróleo y gas El 11 de enero del 2007 el Ministerio de Energía y Minas de Ecuador aprobó el acuerdo previo suscripto en enero de 2005 con Teikoku Oil Co. Ltd. para la cesión del 40% de los derechos y obligaciones del contrato de participación del Bloque 18. Con fecha 24 de octubre de 2008, Petroecuador procedió a incorporar a Teikoku Oil Ecuador, controlada de Teikoku Oil Co. Ltd, como socio en los convenios del Bloque 18, e inscribió el Contrato de Cesión en la Dirección Nacional de Hidrocarburos el 27 de octubre de A la fecha de los presentes estados contables las partes se encuentran negociando los términos económicos definitivos de los respectivos contratos de cesión de participaciones. En el cuarto trimestre de 2008 la Sociedad estimó una pérdida de 28 derivada de esta transacción. Operaciones en Ecuador Contratos Modificatorios del Contrato de Participación del Bloque 18 El 31 de octubre de 2008, EcuadorTLC S.A., Teikoku Oil Ecuador y Petroecuador, entre otros, suscribieron los contratos modificatorios que, entre otras cosas, regularán por el término de un año la explotación del Bloque 18, período en el cual se negociará la migración o no a una nueva modalidad contractual. A través de los indicados contratos modificatorios, la participación del Estado Ecuatoriano en la producción de los campos Pata y Palo Azul se incrementó al 40% y 60%, respectivamente. Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos En abril de 2006 el Estado Ecuatoriano aprobó la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos (Ley No. 42/2006) en la cual reconocía a favor del Estado una participación de al menos el 50% de los ingresos extraordinarios que se generasen por aumentos del precio de venta del crudo ecuatoriano (precio promedio mensual efectivo de venta FOB) respecto del promedio mensual de venta de dicho crudo a la fecha de suscripción de los respectivos contratos, expresado en valores constantes del mes de la liquidación. El 18 de octubre de 2007 el Presidente Constitucional de la República de Ecuador expidió la Reforma al Reglamento de Aplicación de la Ley No. 42/2006, por la cual a partir de esa fecha elevó la participación del Estado en los excedentes extraordinarios del precio de crudo al 99 %, reduciendo la correspondiente participación de las compañías petroleras al 1%. EcuadorTLC S.A. y Petroecuador expresaron importantes diferencias interpretativas respecto a la pertinencia y alcance de la aplicación de la Ley No. 42/2006 a los ingresos del convenio operacional del campo Palo Azul, para el cual ya se preveía la participación del Estado en los excedentes determinados por el incremento del precio del petróleo crudo. En opinión de la Sociedad la aplicación de la ley bajo los supuestos de Petroecuador, resultaba confiscatoria de la inversión, y comprometía su viabilidad económica. A partir del mes de enero de 2008 EcuadorTLC S.A no registró contablemente las liquidaciones efectuadas por Petroecuador bajo la Ley No. 42/2006, ni realizó los pagos correspondientes. En el marco de las negociaciones sostenidas con el Gobierno Ecuatoriano, que dieron como resultado la firma de los contratos modificatorios del Contrato de Participación en el Bloque 18, y considerando el criterio emitido por el Procurador General del Estado, las partes acordaron el alcance de la Ley No.42/