RESULTADO DEL CUARTO TRIMESTRE Y DEL EJERCICIO DE 2009.

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1 RESULTADO DEL CUARTO TRIMESTRE Y DEL EJERCICIO DE Río de Janeiro 19 de marzo de 2010 Petrobras divulga hoy sus resultados consolidados expresados en millones de Reales, según las prácticas contables adoptadas en Brasil y normas expedidas por la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM). DESTAQUES DEL EJERCICIO 4º Trimestre 3T T09 Ejercicio Ganancia Neta Consolidada (12) EBITDA Valor de Mercado (Controlante) Producción Total de Petróleo y Gas Natural (mil bbl/día) La ganancia neta consolidada del 4T-2009 ascendió a R$ millones, el 11% superior a la del 3T La elevación de la cotización promedio del petróleo Brent en el 4T-2009, y su reflejo en las exportaciones el aumento de las ventas en el mercado interno (2,3%) y la reducción de los gastos operativos contribuyeron para ese resultado. La reducción de los gastos operativos en el 4T-2009 se explica, especialmente, debido al gasto extraordinario con participación especial del campo de Marlim, ocurrida en el 3T En 2009, la ganancia neta consolidada ascendió a R$ millones 12% inferior a, reflejando la reducción en los precios de ventas de petróleo y derivados(desplome en la cotización promedio del Brent de 34% e de 11% no PMR), las pérdidas cambiarias durante el período en que la Compañía mantuvo exposición neta activa en Dólar y el gasto extraordinario con participación especial. Vale resaltar que a pesar de la baja cotización del petróleo y de los derivados, la generación de flujo operativo (EBITDA) aumentó 5%,ascendiendo a R$ millones. Este hecho se explica principalmente por la reducción de los costos promedios unitarios y del desplome en los gastos con importación y participaciones gubernamentales vinculados a las cotizaciones internacionales. Excluyéndose el gasto extraordinario con participación especial del campo de Marlim, el EBITIDA ascendió a R$ millones, representando un aumento del 8% en relación a. La producción total de petróleo y gas natural en 2009 aumentó el 5% en relación a, alcanzando un promedio de mil barriles/día debido al aumento en la producción de las plataformas P-52 y P-54 (Roncador) y de la P-53 en Marlim Leste, Además ocurrió entrada en operación de las unidades P-51 (Marlim Sul), FPSO - Cidade de Niterói (Marlim Leste), FPSO Cidade de São Vicente (TLD Tupi) y de la FPSO-Cidade de São Mateus (Camarupim). La entrada de estas plataformas con el aumento de la producción en las unidades mencionadas superaron la declinación natural de los campos maduros. El saldo de la balanza comercial de Petrobras en 2009, calculado con base en las exportaciones e importaciones de petróleo y derivados, presentó un superávit volumétrico de 156 mil barriles diarios, debido al aumento de la producción total de petróleo en el país y de la reducción del 23% en el total de derivados importados, se destaca la disminución en la importación de diesel, en función de una menor demanda y mayor disponibilidad del producto producido a partir del petróleo nacional. En 2009 se invirtieron R$ millones, principalmente en la ampliación de la capacidad futura de producción de petróleo y gas natural en las refinerías con el objetivo de la ampliación de la capacidad y mejora de la calidad de los combustibles y en la red de gasoductos, en el país, permitiendo un mejor transporte de la producción y la atención de los mercados. Las reservas totales cerrarón el año en mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe) por el criterio SPE/ANP y mil millones por el criterio SEC. El Índice de Reposición de Reservas (IRR) llegó al 75% por el SPE y al 209% por la SEC (relación reserva-producción de 17 años y 14 años, respectivamente). Las reservas comprobadas no reflejan los descubrimientos del pre-sal de la Cuenca de Santos que todavía están en evaluación, pero incluyen 182 millones de boe de los descubrimientos del pre-sal de la Cuenca de Espírito Santo. Los dividendos propuestos totalizaron R$ millones, de los cuales R$ millones se anticiparon a los accionistas durante 2009, en la forma de intereses sobre el capital propio generando un beneficio fiscal de R$ millones. Al , el valor de mercado de la Compañía ascendía a R$ millones, el 55% superior al del año anterior Para más información, favor comunicarse con: PETRÓLEO BRASILEIRO S. A. PETROBRAS Relaciones con Inversores I petroinvest@petrobras.com.br / acionistas@petrobras.com.br Av. República do Chile, B Rio de Janeiro, RJ Telefono: (55-21) / 9947 Índice: Desempeño Financiero 3 Desempeño Operativo 8 Estados Contables 19 Apéndices 28 Este documento puede contener pronósticos según el significado de la Sección 27A de la Ley de Valores Mobiliarios de 1933, según su modificación (Ley de Valores Mobiliarios), y Sección 21E de la ley de Negociación de Valores Mobiliarios de 1934, según su modificación (Ley de Negociación) que reflejan solo expectativas de los administradores de la Compañía. Los términos anticipa, cree, espera, prevé, pretende, planifica, proyecta, objetiva, deberá, así como otros términos similares, tienen como finalidad identificar dichos pronósticos, los cuales, evidentemente, involucran riesgos o incertidumbres previstos o no por la Compañía. Por lo tanto, los resultados futuros de las operaciones de la Compañía pueden diferir de las actuales expectativas, y el lector no debe basarse exclusivamente en la información aquí contenida.

2 Comentarios del Presidente Sr. José Sergio Gabrielli de Azevedo Estimados accionistas e inversores, Estamos divulgando los resultados referentes al cuarto trimestre y ejercicio social de 2009 que, sin duda, presentan la superación y las conquistas que la Compañía obtuvo durante este año en el que aún sufrió las influencias de la crisis financiera internacional. Manteniendo el enfoque estratégico bien definido, obtuvimos un expresivo desempeño en el campo operativo y financiero. A partir de ajustes realizados en nuestros procesos, de la utilización racional de los recursos, de la optimización de costos y con una inversión anual récord, continuamos nuestro crecimiento con el objetivo de ser una de las 5 mayores Empresas de Energía del Mundo, generando también empleos en Brasil y en el exterior y valor para nuestros accionistas. En este momento en el que el Congreso Nacional discute los proyectos de ley del nuevo marco regulador del sector de petróleo en Brasil, Petrobras se prepara para esta nueva fase en la economía nacional y prepara la revisión del Plan de Negocios para el período , con el objetivo de dar continuidad al robusto crecimiento de la Compañía. En 2009, las inversiones realizadas fueron récords en la historia de Petrobras, totalizando R$ 71 mil millones, el 33% superior al monto invertido en. Con estas inversiones, aumentamos nuestra producción de petróleo y gas natural en el 5,25%, con la entrada de nuevas unidades productoras, sumado al inicio de producción en Akpo en Nigeria. La Compañía presentó una fuerte generación de efectivo en caja, el 5% superior al año anterior, incluso con el precio del petróleo Brent el 37% inferior. Nuestra ganancia neta anual fue de R$ 2,9 mil millones, solamente el 12% inferior a la del año anterior. Esta robustez en la generación de efectivo en caja permite que continuemos realizando grandes inversiones. La disciplina de capital fue fundamental para que pudiéramos obtener mejores indicadores y, debemos subrayar, ésta es una preocupación constante en nuestras actividades. Proponemos a la Asamblea General Ordinaria de Accionistas, que se realizará el veinte y dos de abril de 2010, dividendos por un monto de R$ 8 mil millones, siendo que R$ 7 mil millones ya se habían anticipado durante Debemos subrayar que al 31/12/2009, el valor de mercado de Petrobras era de R$ millones, valor el 55% superior al de. El balance de nuestras reservas comprobadas en Brasil y en el exterior, que según el criterio de SPE (Society of Petroleum Engineers) llegó en 2009 a millones de petróleo, condensado y gas natural, en donde se incluyen apenas 182 millones de boe referente a los descubrimientos realizados en la capa del pre-sal, lo que abre excelentes perspectivas para la Compañía con la declaración de comercialidad de Tupi que debe realizarse hasta diciembre de 2010, Carioca hasta 2011, además de Parati y Guará en 2012 e Iara en En el año 2009, la balanza comercial de Petrobras presentó un superávit financiero de US$ 2,9 mil millones y volumétrico de 156 mil barriles diarios, lo que refleja el resultado del aumento de nuestra producción de petróleo y derivados, alentado por inversiones en nuestro parque de refinación. No podría dejar de comentar en esta oportunidad el Acuerdo con Odebrecht S.A. para la consolidación de la petroquímica nacional, con la incorporación de Quattor en Braskem y la consecuente ampliación de la participación de Petrobras en el Capital de Braskem, creando una empresa gigante en el ramo. En el año en que el mercado de crédito mundial fue más escaso y tuvo gran volatilidad, realizamos captaciones de US$ 35 mil millones a excelentes tasas, con el objetivo de complementar nuestras necesidades de inversión. En relación al pre-sal, el año 2009 fue productivo y de mucho conocimiento: comenzamos el Test de Larga Duración en Tupi, se comenzaron o continuaron diversos proyectos, anunciamos el volumen de petróleo recuperable en Guará y la alta productividad del reservorio, además de la constatación de la alta productividad también en Tupi. Habiendo sido el año 2009 un período realmente desafiador, considerando la situación de inestabilidad enfrentada por el mercado financiero internacional y por el mercado de commodities, comenzamos 2010 con un escenario menos adverso y con perspectivas de que el desafío continúa siendo nuestra energía y que nos sentimos todavía más alentados a continuar con nuestro espíritu emprendedor, buscando resultados mejores con nuestro crecimiento, superando límites y construyendo una empresa de energía cada vez mejor para el desarrollo de Brasil y de los países en los que actúa. 2

3 DESEMPEÑO FINANCIERO Ganancia Neta y Indicadores Económicos Consolidados La ganancia neta consolidada em el ejercicio de 2009 fue R$ millones, 12% menor a la ganancia en. 3T T Ingreso operativo bruto (14) (1) Ingreso operativo neto (15) (5) Ganancia Bruta Ganancia operativa (1) (235) (133) Resultado financiero (2.838) (191) Ganancia neta (12) 0,83 0,93 0,71 12 Ganancia neta por acción 3,30 3,76 (12) (1) Margen bruta Margen operativo Margen Neta EBITDA (2) Indicadores Económicos y Financieros (*) Petróleo Brent (US$/bbl) (36) 1,87 1,74 2,28 (7) Dólar Promedio de Venta (R$) 2,00 1,84 9 1,78 1,74 2,34 (2) Dólar Final de Venta (R$) 1,74 2,34 (26) Indicadores de Precios (*) 152,65 154,82 176,48 1 PMR Derivados Bás. Merc. Interno (R$/bbl) 157,77 176,41 (11) Precio Promedio de venta - Brasil 64,00 70,24 47,95 10 Petróleo (US$/bbl) 54,22 81,55 (34) 19,66 15,51 34,76 (21) Gas Natural (US$/bbl) 22,53 40,15 (44) Precio Promedio de venta - Internacional 57,16 64,39 47,37 13 Petróleo (US$/bbl) 53,58 63,16 (15) 12,30 14,36 17,81 17 Gas Natural (US$/bbl) 12,65 17,06 (26) (1) Ganancia operativa antes del resultado financiero, de la equivalencia patrimonial y de los impuestos. (2) Ganancia operativa antes del resultado financiero y de la equivalencia patrimonial + depreciación/amortización. (*) No auditado. 4º Trimestre Ejercicio 4T09 3T (14) Ganancia Operativa conforme Ley de las S.A (10) (707) 235 (2.405) 133 (-) Resultado Financiero (3.129) 191 (310) (-) Participaciones en Inversiones (90) (394) (386) (154) 2 Participación de Empleados (1.495) (1.345) (11) Ganancia Operativa Depreciación/Amortización (-) Provisión para pérdida del valor recuperable de activos (42) EBITDA Margen EBITDA El EBITDA no es un indicador calculado de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Brasil y, posiblemente, no puede servir de base de comparación con indicadores con el mismo nombre presentados por otras empresas. El EBITDA no se puede considerar como un indicador sustituto para medir la ganancia operativa, ni tampoco como una mejor forma de medición de la liquidez y del flujo de efectivo de las actividades operativas. El EBITDA es una información adicional de la capacidad de pago de las deudas, del mantenimiento de inversiones y de la capacidad de cubrir necesidades de capital de trabajo. 3

4 DESEMPEÑO FINANCIERO Comportamiento de los diversos componentes del resultado Consolidado (2009 x ): Aumento de la ganancia bruta en R$ 178 millones: Análisis de la Ganancia Bruta - Principales Factores Ingresos Netos Variación 2009 Costo de las Ventas Ganancia Bruta. Mercado Interno: - efecto de los volúmenes vendidos (6.539) (4.144) - efecto de los precios (11.686) (11.686). Mercado Externo: - efecto de los volúmenes exportados efecto de los precios de exportaciones (12.635) (12.635). Reducción de los Gastos: (*) Aumento (reducción) de la rentabilidad del segmento de Distribución (2.116) 516. Aumento (reducción) de la rentabilidad de las operaciones de trading (5.944) Aumento (reducción) de las ventas internacionales (4.280) Efecto cambiario en las controladas en el exterior (2.815) 692. Otros (526) (32.408) (*) Composición de la variación de los gastos: - importación de petróleo, derivados y gas - participaciones gubernamentales en el país - generación y compra de energía para comercialización - productos no petrolíferos, incluyendo alcoholes, biodiesel y otros - transportes marítimos y por ductos (1) - servicios de terceros - sueldos, ventajas y cargas - materiales, servicios, alquileres y depreciación Valor (291) (1.881) (1) Gastos con cabotaje y terminales y ductos. Los gastos operativos se mantuvieron estables. Destacándose a continuación las principales variaciones: Provisión para pérdida en el valor recuperable de activos (R$ 389 millones), reducción debida a la mayor provisión sobre los activos de exploración y producción reconocida en, en función de la reducción de la estimativa de los precios futuros de petróleo; Investigación y desarrollo (R$ 342 millones), reducción de la provisión destinada a la contratación de proyectos de instituciones acreditadas por la ANP (R$ 533 millones), debido a las menores cotizaciones del petróleo que afecta la base de cálculo para la fijación de la inversión mínima en investigación; Tributarios (R$ 205 millones) en razón del menor impuesto retenido en este año, en la distribución de dividendos entre las subsidiarias en el exterior (R$ 80 millones), reducción de PIS y COFINS sobre actividad no principal de la empresa e IOF sobre operaciones financieras (R$ 52 millones); 4

5 DESEMPEÑO FINANCIERO Otros Gastos Operativos (R$ 876 millones), aumento en virtud de gasto extraordinario participación especial del Campo de Marlim,en sep/2009, conforme acuerdo entre Petrobras y ANP (R$ millones). Este efecto fue compensado por la reducción de la pérdida con la desvalorización de las commodities (R$ 731 millones), gastos no recurrentes como la provisión, en, para contingencias relacionadas con royalties adicionales del Campo Guando, en Colombia (R$ 227 millones), menores gastos con Relaciones Institucionales y Proyectos Culturales (R$ 158 millones) y efecto cambiario en la conversión de esos gastos (R$ 159 millones), además de la inclusión de las nuevas operaciones de Chile y Japón. Desempeño negativo en el resultado financiero (R$ millones), en razón de pérdidas cambiarias sobre activos en el exterior (R$ millones), combinadas con resultado negativo en las operaciones de hedge (R$ millones) que superaron las ganancias cambiarias sobre el endeudamiento neto (R$ millones) y la variación monetaria sobre financiaciones (R$ millones). Aumento en el resultado con participación en inversiones (R$ 790 millones), destacándose el mayor resultado del sector petroquímico (R$ 682 millones), que en habían sido impactados por las pérdidas cambiarias sobre la deuda y del segmento internacional (R$ 127 millones), reflejando mayores pérdidas con la Refinería Pasadena en, debido a la amortización y el impairment de la plusvalía, en comparación con las pérdidas en 2009, proveniente de la diferencia entre el valor justo estimado de los activos netos y el definido por el panel arbitral, relativo a la adquisición del 50% restante de las acciones de la Refinería de Pasadena. Participación de los accionistas no controlantes (R$ millones) en las ganancias cambiarias sobre deuda de proyectos estructurados y otros. Impuesto sobre la Renta y Contribución Social (R$ millones) reducido por cuenta de: a) menor ganancia en el año 2009 generada por el Sistema Petrobras; b) aumento de resultados en unidades en el exterior con tasas diferenciadas de impuestos y c) pérdidas en de algunas controladas sin expectativa de utilización del beneficio fiscal a mediano plazo. 5

6 DESEMPEÑO FINANCIERO Comportamiento de los diversos componentes del resultado Consolidado (4T-2009 x 3T-2009): Reducción de la ganancia neta en R$ 857 millones: Variación 4T-2009 x 3T-2009 Análisis de la Ganancia Bruta - Principales Factores Ingresos Costo de Ganancia Netos las Ventas Bruta. Mercado Interno: - efecto de los volúmenes vendidos efecto de los precios (40) (40). Mercado Externo: - efecto de los volúmenes exportados (1.403) 770 (633) - efecto de los precios de exportaciones Aumento de los Gastos: (*) (1.263) (1.263). Aumento (reducción) de la rentabilidad del segmento de Distribución (1.099) 7. Aumento (reducción) de la rentabilidad de las operaciones de trading 343 (369) (26). Aumento (reducción) de las ventas internacionales (145) Efecto cambiario en las controladas en el exterior (580) 489 (91). Otros 79 (90) (11) (244) (613) (857) (*) Composición de la variación de los gastos: - generación y compra de energía para comercialización - participaciones gubernamentales en el país - importación de petróleo, derivado y gas - materiales, servicios, alquileres, depreciación - sueldos, ventajas y cargas - servicios de terceros - transportes marítimos y por ductos (1) (1) Gastos con cabotaje y terminales y ductos. Valor (518) (346) (225) (105) (100) (85) 116 (1.263) En función del período de permanencia de los productos en las existencias, de 60 días en promedio, el comportamiento de las cotizaciones internacionales de petróleo y derivados, así como el cambio sobre las importaciones y las participaciones gubernamentales no influyen totalmente el costo de las ventas del período, ocurriendo por completo apenas en el período siguiente. El cuadro a continuación demuestra la estimativa de los efectos en el costo de las ventas: Efecto costo promedio en el CPV ( R $ millones) 3T-09 4T (*) (426) ( ) aumento del CPV R$ / bbl Evolución del Brent T09 4T09 (*) El efecto de la realización de existencias formadas a costos unitarios más bajos en períodos anteriores fue menor en el 4T-2009 en relación el 3T-2009, reflejando el comportamiento de menor crecimiento de las cotizaciones internacionales, neto del cambio. 6

7 DESEMPEÑO FINANCIERO Reducción de R$ 873 millones en los gastos operativos, destacándose: la reducción en otros Gastos Operativos (R$ millones), en función de la participación especial del campo de Marlim, en el trimestre anterior conforme acuerdo entre Petrobras y la ANP (R$ millones), compensada por el aumento en los gastos con relaciones institucionales y proyectos culturales (R$ 147 millones) y con pérdida en la recuperación de activos de E&P en producción en Brasil (R$ 544 milhões). Reducción en el resultado financiero (R$ 942 millones), en virtud de la reducción de las ganancias monetarias sobre financiaciones (R$ millones), compensada por la reducción de las pérdidas cambiarias sobre recursos aplicados en el exterior (R$ 138 millones). Reducción en el resultado de participación en inversiones (R$ 706 millones), que refleja el menor resultado obtenido en el sector petroquímico, además de la provisión para pérdida sobre la inversión en la Refinería de Pasadena. Participación de los accionistas no controlantes (R$ millones) debido a la revisión de los flujos de cobros futuros relativos a las operaciones de leasing financiero y a la reducción de las ganancias cambiarias sobre las deudas de los proyectos estructurados. 7

8 DESEMPEÑO FINANCIERO RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO Petrobras es una compañía que opera de manera integrada, siendo que la mayor parte de la producción de petróleo y gas proveniente del área de Exploración y Producción se transfiere para otras áreas de la Compañía. En la verificación de los resultados, por área de negocio, se consideran las transacciones realizadas con terceros y las transferencias entre las áreas de negocio, siendo estas evaluadas por precios internos de transferencia definidos entre las áreas y con metodologías de verificación basadas en parámetros de mercado. EPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN 3T T T09 Ejercicio (48) (4T-2009 x 3T-2009): El aumento de la ganancia neta fue debido al aumento del 8% en el volumen de petróleo transferido/vendido y del gasto extraordinario con participación especial del Campo de Marlim, (R$ millones) conforme acuerdo entre Petrobras y ANP, realizado en el 3T Estos factores fueron parcialmente compensados por la pérdida estimada en la recuperación de activos (R$ 551 millones). El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent aumentó de US$ 4,27/bbl en el 3T-2009, para US$ 4,32/bbl en el 4T (2009 x ): La reducción de la ganancia neta reflejó el cambio en el nivel de las cotizaciones internacionales del petróleo y el gasto extraordinario con participación especial del Campo de Marlim, conforme acuerdo entre Petrobras y ANP. Parte de esos efectos fue compensada por el aumento del 6% en la producción diaria de petróleo y LGN y en los costos con participaciones gubernamentales (24%). El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent se redujo de US$ 15,44/bbl en, para US$ 7,29/bbl en 2009, reflejando la valorización en el mercado internacional de los petróleos pesados en relación a los livianos 4º Trimestre 3T T09 Ejercicio Producción Nacional (mil barriles/día) (*) Petróleo y LGN Gas Natural (1) (1) Total (*) No auditado. (1) No incluye gas licuado y incluye gas reinyectado. (4T-2009 x 3T-2009): El aumento de la producción, reflejo, principalmente, de la entrada de nuevos pozos vinculados a las plataformas FPSO Espírito Santo (Parque das Conchas), FPSO- Cidade de São Vicente (Tupi) y P-53 (Marlim Leste), superó la declinación natural de los campos maduros (2009 x ): El aumento de la producción de las plataformas P-52 (Roncador), P-54 (Roncador) y P-53 (Marlim Leste), y la entrada en operación de la P-51 (Marlim Sul), de la FPSO-Cidade de Niterói (Marlim Leste), de la FPSO-Cidade de São Vicente (Tupi), FPSO Espírito Santo (Parque das Conchas), FPSO - Frade y de la FPSO-Cidade de São Mateus (Camarupim), superaron la declinación natural de los campos maduros. 8

9 DESEMPEÑO FINANCIERO 3T Lifting Cost país (*) 4T US$/barril: 9,02 9,51 8,24 5 sin participación gubernamental 8,78 9,26 (5) 22,86 24,74 18,11 8 con participación gubernamental 20,51 26,08 (21) R$/barril: 16,84 16,51 19,09 (2) sin participación gubernamental 17,20 17, ,62 43,04 41,48 3 con participación gubernamental 39,49 47,61 (17) (*) No Auditado Lifting Cost sin participaciones gubernamentales (4T-2009 x 3T-2009): Descontándose los efectos de la devaluación del Dólar, el lifting cost unitario aumentó el 1%, ocasionado por los mayores gastos con intervenciones y mantenimiento en la Cuenca de Campos. (2009 x ): Descontándose los efectos de la depreciación del Real, el lifting cost unitario se mantuvo en el mismo nivel del año anterior. Los mayores gastos con la plantilla de personal, compensaron el aumento de gastos en, por el mayor número de intervenciones en pozos y de paradas programadas de unidades productivas. Lifting Cost con participaciones gubernamentales (4T-2009 x 3T-2009): el aumento de las participaciones gubernamentales, debido a las cotizaciones internacionales. (2009 x ): La reducción del indicador fue causada por la declinación en las cotizaciones internacionales, compensada parcialmente por el aumento de la producción originada por los nuevos sistemas productivos. 9

10 DESEMPEÑO FINANCIERO 3T T T09 ABASTECIMIENTO Ejercicio (42) (3.611) 469 (4T-2009 x 3T-2009): La reducción de la ganancia neta fue debida al aumento de los costos de adquisición/transferencia de petróleo y de importación de derivados, por la disminución del volumen exportado de derivados y petróleo, así como por el menor resultado obtenido con las empresas en las que tiene tenencia accionaria el sector petroquímico (R$ 567 millones), a pesar de positivo en el ejercicio. Estos factores fueron parcialmente compensados por el aumento del precio promedio de realización, reflejando el comportamiento de los derivados indexados a los precios internacionales y por el mayor volumen de venta de derivados en el mercado interno. 3T (2009 x ): El aumento del resultado fue debido a los menores costos de adquisición/transferencia de petróleo y de importación de derivados, reflejando el comportamiento de las cotizaciones internacionales del petróleo. Parte de esos factores fue compensada por la reducción del precio promedio de realización de los derivados, reflejando los menores precios de las exportaciones y, en el mercado interno, de los derivados indexados a los precios internacionales. 4T09 Importaciones y exportaciones (mil barriles/ día) (13) Importación de petróleo (33) Importación de derivados (23) (20) Importación de petróleo y derivados (*) (4) (5) Exportación de petróleo (1) (2) (10) Exportación de derivados (1) (3) (6) Exportación de petróleo y derivados (1) Exportación (import.) neta de petróleo y derivados (83) Importación otros Exportación otros (1) 2 3 (33) (*) No auditado. (1) Los volúmenes de las exportaciones de petróleo y derivados incluyen exportaciones en curso. (2) Están contemplados los volúmenes de exportaciones de petróleo procedentes de las áreas de negocio de Abastecimiento y de Explotación y Producción (4T-2009 x 3T-2009): La reducción de las exportaciones es consecuencia de la formación de existencias de petróleo en función de paradas programadas que ocurrirán al inicio de Las importaciones se redujeron debido al programa de maximización del diesel. (2009 x ): El aumento de la producción nacional de petróleo fue responsable por el aumento de las exportaciones. Ya las importaciones disminuyeron debido a la menor importación de diesel, debido a la falta de ventas para el Sistema Interconectado térmicas en 2009, baja del PIB, aumento del porcentaje de biodiésel y el programa de maximización del diesel. 10

11 DESEMPEÑO FINANCIERO T T09 Producción de derivados (mil barriles/día) (*) Producción de derivados Capacidad instalada de procesamiento primario (1) Utilización da capacidad nominal (1) Participación del petróleo nacional en la carga procesada % (*) No auditado. (1) De acuerdo con titularidad reconocida por la ANP T T09 Carga procesada país (mil barriles/día) (*) (*) No auditado (4T-2009 x 3T-2009): No hubo variación. (2009 x ): Aumento del 1%, debido a menor actividad de paradas programadas en unidades de destilación T T09 Costo de Refinación país (*) ,37 3,76 2,33 12 Costo de refinación (US$/barril) 3,21 3,24 (1) 6,27 6,54 5,65 4 Costo de refinación (R$/barril) 6,26 5,93 6 *) No auditado (4T-2009 x 3T-2009): Aumento del 4%, descontándose los efectos cambiarios, en función de los mayores gastos con paradas programadas y servicios de terceros, principalmente de conservación y reparación. (2009 x ):): Descontándose los efectos cambiarios, el aumento del 7% fue en función de los mayores gastos con personal y con materiales, principalmente por los reajustes de precios de los catalizadores y de los productos químicos. 11

12 DESEMPEÑO FINANCIERO GAS Y ENERGÍA 3T T T09 Ejercicio (53) 914 (315) 390 (4T-2009 x 3T-2009): La reducción en el resultado se debe a la enmienda del contrato de suministro de gas natural importado de Bolivia, que generó un aumento de R$ 175 millones en los costos del 4T (2009 x ): El mejor resultado se debe a los siguientes factores: Aumento de los ingresos fijos provenientes de las subastas de energía (Ambiente de Contratación Regulada), así como de la exportación de energía; Mayor disponibilidad de energía para comercialización, en función de la recuperación de lastre; Aumento del nivel de los reservorios de las hidroeléctricas, reduciendo el costo promedio de adquisición de energía y aumentado los márgenes de comercialización. Parte de ese efecto fue compensado por la reducción en la generación termoeléctrica; Reducción de los costos de importación/transferencia de gas natural, acompañando el comportamiento de las referencias internacionales. También contribuyó para un mejor resultado la conclusión de los emprendimientos en infraestructura que hizo posible el transporte de la producción de gas natural y, consecuentemente, evitó las penalidades por falla de suministro, habidas en T T09 Importación de gas (mil barriles/día) (*) (5) (27) (*) No auditado 12

13 DESEMPEÑO FINANCIERO DISTRIBUCIÓN 3T T T09 Ejercicio (26) (4T-2009 x 3T-2009): La disminución de la ganancia neta fue debida a la reducción de los márgenes de comercialización (2%) así como por los gastos de personal relacionados al acuerdo colectivo de trabajo (R$ 45 millones), al aumento de los gastos con relaciones institucionales y promociones de ventas (R$ 31 millones) y al reconocimiento de pérdidas con títulos incobrables (R$ 27 millones). Estos factores fueron parcialmente compensados por el aumento del 2% en el volumen de ventas. La participación en el mercado de distribución de combustibles fue del 38,6% en el 4T-2009, mientras que en el 3T-2009 era del 38,8%. (2009 x ): El mejor resultado fue debido al aumento del 13% en el volumen vendido, reflejando principalmente la inclusión de las actividades comerciales de Alvo Distribuidora, a pesar del consecuente aumento de los gastos con ventas, generales y administrativos (R$ 313 millones). Los márgenes de comercialización disminuyeron 2% debido a los menores precios promedio de realización, compensando parte del aumento del resultado. La participación en el mercado de distribución de combustibles aumentó del 34,9% en, para el 38,6% en

14 DESEMPEÑO FINANCIERO INTERNACIONAL 3T T T (179) (170) (220) (1.860) 88 (4T-2009 x 3T-2009): La reducción del resultado se debió a haber dado de baja pozos secos o sin viabilidad económica en Libia, Bolivia, Argentina y Angola (R$ 377 millones), juntamente con el aumento de los gastos de exploración (R$ 62 millones). (2009 x ): Los principales acontecimientos que influyeron sobre el resultado en 2009 fueron: Aumento de la ganancia bruta (R$ 961 millones), en función de los mejores márgenes en las operaciones de refinación en EE.UU. y Japón, mayor volumen de ventas de petróleo, atenuado por la reducción de los precios en el mercado internacional; Reducción de las pérdidas con desvalorización de las existencias (R$ 261 millones); Reconocimiento en, de la provisión para reducción del valor recuperable de los activos (R$ 330 millones) y de la pérdida por la devolución del Bloque 31, en Ecuador (R$ 182 millones) T T09 Producción Internacional (mil barriles/día) (*) 2009 Producción internacional Consolidada Petróleo y LGN Gas Natural (1) Total (3) Producción Internacional no Consolidada (2) (10) Producción Total internacional (29) (4T-2009 x 3T-2009): la producción internacional de petróleo y LGN de las empresas consolidadas aumentó en función del inicio de la producción de nuevos pozos en el campo de Akpo en el 4T La producción de gas de las empresas consolidadas aumentó el 2% debido a la huelga de 20 días ocurrida en Argentina en el 3T-2009, atenuada por el hecho de que Brasil importó menos gas de Bolivia en el 4T (2009 x ): la producción internacional de petróleo y LGN, de las empresas consolidadas, aumentó debido a la entrada en producción del campo de Agbami (jul/) y Akpo (mar/2009), ambos en Nigeria, atenuada por la reducción en Ecuador, debido a venta de parte de la participación en el Bloque 18 (dic/). La producción de gas de las empresas consolidadas se redujo el 3%, debido a la menor importación del gas boliviano por parte de Brasil, por el menor consumo de las termoeléctricas, en función de la mayor generación de las hidroeléctricas, compensado por el aumento en la participación en Sierra Chata, Argentina, ocurrida en el 4T-. 14

15 DESEMPEÑO OPERATIVO T T09 Lifting Cost Internacional (US$/barril) (*) ,72 (1) 6,49 5, ,42 4,73 15 (*) No auditado (1) Revisiones hechas en el lifting cost de las unidades Nigeria y Angola. (4T-2009 x 3T-2009): Aumento en los gastos en el campo de Akpo en Nigeria, debido a la intensificación de las operaciones, debido al aumento en Argentina causado por la mayor intervención en pozos y por el reajuste de tarifas habido en los servicios de terceros y materiales. (2009 x ): Aumento de los precios de los contratos de servicios de terceros en Argentina T T09 Carga procesada exterior (mil barriles/día) (*) (*) No auditado (4T-2009 x 3T-2009): Se mantuvo alineado con el trimestre anterior. (2009 x ): Aumento del 15% debido a la inclusión de la refinería de Japón a partir de abr/, además del mejor desempeño operativo de la refinería de EE.UU., debido a menores paradas programadas y no programadas en T T Producción de derivados internacional (*) (mil barriles/día) Producción de derivados Capacidad instalada de procesamiento primario Utilización da capacidad nominal (*) No auditado T T09 Costo de refinación Internacional (US$/barril) (*) ,50 (1) 3,07 3,70 (12) 4,23 5,34 (21) (*) No auditado (1) Revisiones hechas en el costo del refino de la Refinería del Japón. (4T-2009 x 3T-2009): Menores costos con mantenimiento y reparaciones, asociados al mejor desempeño operativo de la Refinería de Pasadena (EE.UU.). (2009 x ): Reducción de los gastos con parada programada y reparaciones, asociados al aumento de la carga procesada en la refinería de Pasadena (EE.UU.). 15

16 DESEMPEÑO OPERATIVO 3T Volumen de Ventas Mil Barriles/día (*) 4T Diesel (3) Gasolina (2) (1) Petróleo combustible (7) (8) Nafta (5) GLP (1) QAV Otros Total derivados Alcohol, Nitrogenados, Biodiesel y otros Gas natural (25) Total mercado interno (2) (6) Exportación (10) Ventas Internacionales (3) (8) Total mercado externo (1) Total general (1) (*) No auditado. El volumen de ventas en el mercado interno fue el 2% inferior al de, reflejando las ventas de los productos siguientes: Diesel (reducción del 3%) en función de la caída del PIB en el período, del aumento del porcentaje de biodiesel para el 4%, de la reducción de la producción de la cosecha de granos, del aumento de la colocación de diesel por parte de terceros (importadores y Refinería Riograndense) y accionamiento de emergencia de térmicas movidas a diesel en. Gasolina (reducción del 2%) en función de la reducción de la flota de vehículos movidos solamente a gasolina y del aumento de la colocación del producto en el mercado por otros players en 2009, destacándose las gasolinas formuladas, con importación de corrientes por terceros. Petróleo combustible (reducción del 7%) reflejando la reducción de la industria de transformación causada por la crisis financiera, la reducción en el consumo de las térmicas y la inexistencia de consumo de las industrias de peletización. Nafta (aumento del 9%) en el consumo de las unidades petroquímicas fue menor en función de las paradas programadas y de la crisis que afectó a toda la cadena. Gas natural (reducción del 25%) en función de la desaceleración económica y de la sustitución por petróleo combustible para uso industrial y también a la retracción de la demanda térmica debido a los mayores niveles de los reservorios del sudeste, en comparación al inicio de. Las exportaciones fueron el 5% superiores, en función del crecimiento de la producción. Las ventas internacionales se redujeron el 3%, debido a la reducción del trading en función de la reducción de la oferta en el mercado de los productos comercializados con anterioridad. Overhead Corporativo (US$ millones) (*) 3T T (7) (*) No auditado 2009 (4T-2009 x 3T-2009) Descontándose los efectos cambiarios se mantuvo en línea con el trimestre anterior en función de los menores gastos con personal compensado parcialmente por el aumento el los gastos con y programas de asistencia. 16 (2009 x ): Descontándose los efectos cambiarios, el overhead corporativo redujo 1% en función de los menores gastos con servicios vinculados a patrocinios, publicidad y propaganda, reflejando la optimización de costos de la compañia, compensados parcialmente por el aumento de los gastos con procesamiento de datos y personal.

17 DESEMPEÑO OPERATIVO Inversiones Consolidadas Petrobras, cumpliendo las metas trazadas en su planificación estratégica, continúa invirtiendo prioritariamente en el desarrollo de su capacidad de producción de petróleo y gas natural, a través de inversiones propias y de la estructuración de proyectos con aliados. En 2009, las inversiones totales ascendieron a R$ millones, representando un aumento del 33% sobre los fondos aplicados en. Ejercicio 2009 % % % Inversiones Directas Explotación y producción Abastecimiento Gas y Energía Internacional (1) Distribuición Corporativo Sociedades de Propósito Específico (SPEs) (2) (1) Emprendimientos en Negociación Total de inversiones (1) Internacional Explotación y producción (21) Abastecimiento Gas y Energía (13) Distribuición Otros (69) (2) Proyectos Estructurados por SPEs (1) Explotación y producción (47) Abastecimiento Gas y Energía De acuerdo con sus objetivos estratégicos, Petrobras actúa en consorcio con otras empresas como concesionaria de derechos de explotación, desarrollo y producción de petróleo y de gas natural. En la actualidad, la Compañía mantiene 105 concesiones en alianza, siendo 71 de ellas operadas por Petrobras. 17

18 DESEMPEÑO OPERATIVO Endeudamiento Consolidado % Endeudamiento Corto Plazo (1) Endeudamiento Largo Plazo (1) Total Efectivo y equivalentes al efectivo Endeudamiento Neto (2) Endeudamiento Neto (Endeudamiento Neto+Patrimonio Neto) (1) 31% 26% 5 Pasivo Total neto (3) Estructura de capital (capital de terceros neto / pasivo total neto) 50% 50% - (1) Incluye compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgo y control de bienes (R$ 739 millones al y R$ millones al ). (2) Endeudamiento Total (-) Disponibilidades. (3) Pasivo total neto de efectivo en caja/inversiones financieras. US$ millones % Endeudamiento Corto Plazo (1) Endeudamiento Largo Plazo (1) Total El endeudamiento neto del Sistema Petrobras aumentó el 47% en relación al , debido a captaciones.principalmente de largo plazo,que se están aplicando en el programa intensivo de inversiones, además del uso de efectivos en el pago anticipado de interés sobre el capital propio. El nivel de endeudamiento, medido por medio del índice la deuda neta/ebitda aumentó de 0,85 al para 1,19 al La estructura de capital está representada por el 50% de participación de capitales de terceros. Endeudamiento Bruto Total Abertura por moneda Abertura por categoria Reales Indexado al Dólar 35% Dólar 46% Financiaciones Corto Plazo 15% Financiaciones Largo Plazo 85% "Notes" 24% Debêntures 3% BNDES 39% Reales 16% Yenes 3% Endeudamiento Bruto Instituiciones Financieras 22% Otros 5% Notas de crédito a la exportación 7% Abertura por data de vencimiento Después % 14% % 6% 5% Endeudamiento neto Efectivo y equivalentes al efectivo

19 ESTADOS CONTABLES Estado de Resultado Consolidado 3T Ventas brutas (12.387) (13.140) (13.057) Cargos de ventas (47.794) (51.376) Ventas Netas (29.015) (29.628) (37.581) Costo de los productos vendidos ( ) ( ) Ganancia bruto Gastos operativos (1.757) (1.785) (2.151) Ventas (7.152) (7.162) (1.966) (1.858) (2.164) Generales y administrativas (7.410) (7.247) (785) (871) (1.380) Costos explotación p/ extracción de petróleo (3.458) (3.494) - (544) (933) Provisión para pérdida del valor recuperable de activos (544) (933) (416) (243) (437) Investigación y desarrollo (1.364) (1.706) (109) (223) (431) Tributarias (658) (863) (335) (340) (359) Plano de pensión y assistencia médica (1.370) (1.427) (2.853) (1.484) (1.843) Otras (5.589) (4.713) (8.221) (7.348) (9.698) (27.545) (27.545) Ganancia Operativa antes de los ingresos financieros y la participación en inversiones Financieras netas Ingresos (1.429) (1.596) (1.386) Gastos (5.854) (4.193) (39) Variaciones monetarias netas (353) (460) (86) Variaciones cambiarias netas (2.601) (235) (2.838) (7.514) (7.583) (7.293) (30.383) (24.416) 310 (396) (1.106) Participación en inversiones (84) (874) Ganancia operativa (3.033) (1.905) (1.761) Impuesto sobre la renta/ contribución social (9.977) (15.962) (928) Participación de los accionistas no controlantes (2.752) (394) (386) (154) Participación de los Empleados (1.495) (1.345) Ganancia Neta Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación. 19

20 ESTADOS CONTABLES Balance General Consolidado Activo Corriente Efectivo y equivalentes al efectivo Cuentas por cobrar Existencias Títulos y valores mobiliarios Impuestos y tasas a recuperar Otros No Corriente Realizable a Largo Plazo Cuentas Petróleo y Alcohol Títulos y valores mobiliarios Impuestos y Contribuiciones Sociales Diferidos Gastos Adelantos Cuentas por cobrar Depósitos Judiciales y p/ Apelaciones Otros Inversiones Bienes de uso Intangible Diferido Total del Activo PASIVO Corriente Financiaciones Proveedores Impuestos y contribuiciones sociales Proyectos Estructurados Plan de Pensión y Asistencia Medica Dividendos Sueldos, cargos y vacaciones Otros No Corriente Financiaciones Plan de Pensión Plan de Asistencia Medica Impuestos y contribuiciones sociales diferidas Provisión p/abandono de pozos Ingesos Diferidos Otros Participación de los Accionistas no Controlantes Patrimonio Neto Capital realizado Reservas/Ganancia del ejercicio Total del Pasivo Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación. 20

21 ESTADOS CONTABLES Estado de los Flujos de Efectivo Consolidado 4º Trimestre Ejercicio 3T Resultado del Período (+) Ajustes Depreciación y amortización (719) Variaciones cambiárias y monetarias y cargos sobre financ (394) (1.948) Participación de los accionistas no controlantes (2.089) (310) Resultado de participaciones en inversiones significativas Impuesto a la renta y contribuiciones diferidas (1.782) (897) Variación de existencias (3.000) (1.413) Variación de cuentas por cobrar (360) (193) (2.589) Variación de proveedores Variación plan de pensión y assistencia médica (2.305) (6.840) Variación de impuestos, tasas y contribuiciones 623 (3.642) Baja de pozos secos Pérdida en la recuperación de activos (846) (2.728) Otros Ajustes (3.339) (=) Efectivo generado por las Actividades Operativas (18.446) (19.658) (18.891) (-) Efectivo utilizado en Actividades de Inversión (70.280) (53.425) (9.333) (8.100) (8.897) Inversiones en E&P (32.096) (26.008) (5.077) (6.267) (5.210) Inversiones en Refinación y Transporte (19.413) (13.350) (2.533) (3.377) (1.658) Inversiones en Gas y Energía (10.478) (6.141) (141) (222) (235) Inversiones en Distribuición (581) (1.179) (1.208) (1.158) (1.753) Inversiones en Segmento Internacional (6.391) (5.440) (910) Títulos y Valores Mobiliarios 387 (274) Dividendos (209) (569) (374) Otras Inversiones (1.776) (1.265) (1.765) (6.000) (3.275) (=) Flujo de Efectivo Neto (18.442) (3.473) (-) Efectivo utilizado en Actividades de financiación Financiaciones (3.426) (5.605) (26) Dividendos (15.440) (6.213) (234) (+) Efecto de la variación cambiária sobre efectivo y equivalente al efectivo (278) (1.292) (=) Generación de Efectivo y eqivalentes al efectivo en el Ejercicio Efectivo y equivalentes al efectivo en el inicio del Ejercicio Efectivo y equivalentes al efectivo cierre del Ejercicio Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación. 21

22 ESTADOS CONTABLES Estado del Valor Agregado Consolidado Ejercicio 2009 Ingresos Ventas de productos y servicios* Ingresos relativos a la construcción de activos para uso Insumos adquiridos de terceros Materiales consumidos (34.994) (47.891) Costo de los materiales para reventa (25.108) (40.756) Energía, servicios de terceros y otros (63.737) (52.591) Créditos ficales sobre insumos adquididos de terceros (17.508) (22.836) Pérdida en la recuperación de los activos (1.144) (2.658) ( ) ( ) Valor Agregado Bruto Retenciones Depreciación y amortización (14.767) (11.632) Valor agregado neto producido por la Compañia Valor agregado recibido en transferencia Resultado de la Equivalencia Patrimonial (84) (116) Ingreso financieros - incluye variaciones monetaria y cambiaria Amortización de Plusvalía y Plusvalía negativa - (758) Alquileres y royalties y otros Valor adicionado a asignar Distribuición del Valor Agregado Persoal e administradores Remuneración Directa Sueldos Participaciones de los empleados en las ganancias Beneficios Ventajas Planes de Asistencia Medica, jubilación y pensión FGTS Tributos Federales Estaduales Municipales En el exterior Instituiciones financieras y proveedores Interés, variaciones cambiarias y monetarias Gastos con alquileres y arriendos Accionistas Interés sobre capital propio Dividendos Participación de los acionistas no controlantes (2.089) Ganancia neta del periodo Valor Agregado Distribuido * Neto de Provisión para Créditos de Liquidación Dudosa. Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación. 22