RESULTADO DEL CUARTO TRIMESTRE DE 2012

Transcripción

1 RESULTADO DEL CUARTO TRIMESTRE DE 2012 (Traducción libre del original en portugués) Río de Janeiro 04 de febrero de 2013 Petrobras divulga hoy sus resultados consolidados expresados en millones de dólares estadounidenses, según los estándares internacionales de contabilidad (International Financial Reporting Standards IFRS) emitidos por el International Accounting Standards Board IASB. La ganancia neta consolidada ascendió U.S.$ millones en el 4T2012 y U.S.$ millones en El EBITDA ajustado ascendió U.S.$ millones en el 4T2012 y alcanzó U.S.$ millones en T2012 3T2012 4T12 X 3T12 Principales hitos (US$ m illones) Ejercício finalizado al 31 de 4T Ganancia/(pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras (45) Producción total de petróleo y gas natural (mbbl/d) (1) (18) EBITDA ajustado (26) 2012 X 2011 En el 4T2012, la Compañía presentó ganancia neta de U.S.$ millones. Sus principales factores y destaques fueron: Las reservas probadas totales alcanzaron 12,88 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe) de acuerdo con el criterio SEC. En Brasil, la relación reservaproducción fue de 14,6 años y el Índice de Reposición de Reservas (IRR) se mantuvo superior al 100% por el 21º año consecutivo (101%). Mayor producción de petróleo debido principalmente al inicio de la producción en el campo Baleia Azul, en el presal en la cuenca de Campos, en septiembre de 2012 y al aumento de la eficiencia operativa de la cuenca de Campos. Aumento del volumen de ventas de gasolina y gas natural en el mercado interno, suplido por la mayor participación de importados. Ganancias en la venta de Notas del Tesoro Nacional serie B, contribuyendo para el resultado financiero positivo. Dividendos propuestos de U.S.$ millones, distribuidos en la forma de intereses sobre el capital propio, correspondiendo a U.S.$ 0,24 para acciones ordinarias y U.S.$ 0,48 para acciones preferentes, de los cuales se pagaron U.S.$ millones en el transcurso de Intereses sobre el capital propio es una forma de distribución de dividendos deducibles para fines fiscales en Brasil, que generaron un beneficio fiscal de U.S.$ millones reconocidos en el 4T2012. Divulgación en las metas del Programa de Optimización de Costos Operativos (Procop), con potencial de U.S.$ 15,7 mil millones en reducción de costos durante el período de 2013 a 2016.

2 Comentarios de la Presidenta Sra. Maria das Graças Silva Foster Estimados Accionistas e Inversores: En 2012 alcanzamos una ganancia neta de U.S.$ 11 mil millones. Este resultado, el 45% inferior al de 2011, se explica por el aumento de la importación de derivados a precios más elevados, la desvalorización cambiaria, que tiene tanto impacto en nuestro resultado financiero como en nuestros costos operativos, el aumento de gastos extraordinarios como la baja de pozos secos y la producción de petróleo, que, aunque se encuentra dentro de la meta establecida en el PNG , fue de mbpd en Brasil, el 2% inferior a la de La producción de derivados alcanzó mbpd, un crecimiento del 5% con relación a 2011, debido a la mayor eficiencia operativa de las refinerías, que alcanzaron récords diarios de procesamiento. La utilización media de la capacidad de refinación en 2012 ascendió al 96%, evitando una mayor necesidad de importación de derivados. El mercado de gas natural fue de 74,9 millones m3/d, un volumen el 22% superior al 2011 debido a la atención a las centrales termoeléctricas. La demanda llegó a 89,4 millones m3/d en el último trimestre de 2012, con récords diarios de generación de energía (5.883 MW el 26 de noviembre) y de entrega de gas nacional (49,6 millones m3/d el 11 de octubre), lo que redujo la necesidad de importación de GNL y gas boliviano. De esta forma, a pesar de las adversidades enfrentadas en 2012, aquí deseo reiterar mi sólida convicción sobre las perspectivas a mediano y largo plazo de la Compañía. Esta Administración reconoce las relevantes dificultades que se presentan y viene trabajando ininterrumpidamente para superarlas. Después de un extenso y detallado diagnóstico de nuestros problemas operativos, definimos prioridades e implementamos acciones de estructuración a corto y mediano plazos para mejorar los resultados económicofinancieros de la Compañía. Los programas de Optimización de Costos Operativos (Procop), de Aumento de la Eficiencia Operativa de la Cuenca de Campos (Proef), de Desinversiones (Prodesin) y de Optimización de Infraestructura Logística (Infralog) son ejemplos de dichas acciones, cuyas metas e indicadores fueron establecidos por los equipos de trabajo, aprobados por la Dirección colegiada y hoy son monitoreados minuciosamente por la alta administración de la Compañía. Ya empiezan a medirse los resultados positivos. Por medio del Proef ya fue posible revertir el cuadro de fuerte reducción de eficiencia de la Unidad Operativa de la Cuenca de Campos, que llegó al mínimo de 67% en abril de 2012, mes de inicio del Programa, y regresó al 78% en diciembre; el Procop estableció 515 iniciativas de reducción de costos que llevarán al ahorro de U.S.$ 15,7 mil millones entre 2013 y 2016; y, por medio del Infralog, ya fue posible racionalizar la cartera de proyectos relativa a los puertos, aeropuertos, ductos y terminales para satisfacer la producción y al mercado de petróleo y derivados previstos hasta Estos nuevos procesos pasan a formar parte de nuestro día a día y de nuestro lenguaje. Destaco las reuniones de la Dirección Ejecutiva, que actualmente se llevan a cabo dos veces por semana así como el foco en el seguimiento físicofinanciero de nuestros proyectos de inversiones. También en el transcurso de 2012 realizamos cambios en la organización de diversas áreas de la Compañía, tornándolas más eficientes, además de promover cambios administrativos relevantes. Reconocemos que solamente la búsqueda incesante de eficiencia nos permitirá conquistar avances perennes, lo que reflejará en el aumento sostenible de la rentabilidad de la Compañía. Ése es el objetivo anhelado por esta Administración. En 2013 solamente será posible alcanzar una producción de petróleo en el mismo nivel que en Esto se debe a que necesariamente tendremos una gran concentración de paradas programadas de plataformas en el primer semestre del año. Por otro lado, entrarán en operación seis nuevas plataformas en los campos de Sapinhoá, Baúna y Piracaba, Lula Nordeste, PapaTerra y Roncador, contribuyendo así a la elevación de la producción a partir del segundo semestre, dando sustentación al aumento significativo de la producción previsto para el año Mantendremos el ritmo de las inversiones, cuya estimativa señala un monto de U.S.$ 47,8 mil millones, asignados principalmente a exploración y producción de petróleo y gas natural en Brasil. Estoy determinada, junto a la Dirección y sus líderes, a consolidar el proceso de mejora de la gestión de la Compañía. Pautados por la transparencia y el pragmatismo, continuaremos dedicando todo nuestro conocimiento y esfuerzos para conseguir alcanzar las metas de nuestro Plan de Negocios y Gestión, hecho que se reflejará en el aumento de valor para nuestros accionistas e inversores. Maria das Graças Silva Foster Presidenta 2

3 Principales ítems e indicadores económicos consolidados 4T2012 3T2012 4T12 X 3T12 4T2011 Datos de estado de resultados (en millones de dólares estadounidenses) Ejercício finalizado al 31 de X (2) Ingresos de ventas (1) (10) Ganancia bruta (21) Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y (32) impuestos (38) (281) 222 Resultado financiero neto (1.926) 76 Ganancia/(pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras (45) 0,29 0, ,22 Ganancia basica y diluída por acción 1 0,85 1,54 (45) Otros datos (2) 27 Margen bruto (7) 8 12 (4) 12 Margen operativo (7) Margen neto (6) (18) EBITDA Ajustado US$ millones (26) Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos por área de negócio (en millones de dólares estadounidenses) Exploración & Producción (4) (4.185) (4.230) 1 (3.300). Abastecimiento (17.453) (8.461) Gas & Energía (56) (23) (30) 23 (51). Biocombustible (128) (165) (22) Distribución Internacional (8) (1.307) (1.138) (15) (1.044). Corporativo (4.937) (4.809) Gastos de capital e inversiones (en millones de dólares estadounidenses) (0) Indicadores financieros y económicos 110,02 109,61 109,31 Petróleo Brent (US$/bbl) 111,58 111,27 2,06 2,03 1 1,80 Dóllar promédio comercial de venta (R$/US$) 1,96 1, ,04 2,03 1,88 Dóllar final comercial de venta (R$/US$) 2,04 1,88 9 7,18 7,79 (1) 11,32 Selic tasa promedio 8,54 11,67 (3) 95,43 94, ,28 Indicadores de precios promedio Precios de los derivados basicos en el mercado interno (US$/bbl) 95,45 100,30 (5) Precio de venta Brasil 100,56 101,80 (1) 103,10. Petróleo (US$/bbl) 6 104,60 102, ,50 47,73 (3) 53,51. Gas natural (US$/bbl) 48,45 52,96 (9) Precio de venta Internacional 93,43 90, ,11. Petróleo (US$/bbl) 94,37 91, ,80 17,45 (21) 21,31. Gas natural (US$/bbl) 17,99 17, Ganancia neta por acción calculada con base en el promedio ponderado de la cantidad de acciones. 2 El margen bruto se calcula como ingresos de ventas menos costo de ventas dividido por ingresos de ventas. 3 El margen operativo se calcula con base en la ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos dividido por los ingresos de ventas. 4 El margen neto se calcula como ganancia neta dividida por los ingresos de ventas. 5 El EBITDA Ajustado es igual a la ganancia neta adicionada a la depreciación, agotamiento y amortización; resultado financiero neto; resultado de participaciones en inversiones; impuestos a las ganancias; y impairment. EL EBITDA Ajustado no es una medida de IFRS y probablemente no es comparable con los indicadores bajo la misma denominación informados por otras compañías. El EBITDA Ajustado no debe ser considerado como un sustituto de la ganancia operativa o como una medida mejor de liquidez que el flujo de efectivo operativo, ambos calculados de acuerdo con el IFRS. Proporcionamos nuestro EBITDA Ajustado para ofrecer informaciones adicionales sobre nuestra capacidad de pagar nuestras deudas, realizar inversiones y atender las necesidades de capital de trabajo. Ver el estado del EBITDA ajustado consolidado por segmento en la página 21 como una reconciliación de nuestro EBITDA Ajustado. 6 Promedio entre exportaciones y los precios internos de transferencia de Exploración & Producción para Abastecimiento. 3

4 RESULTADO DE LAS OPERACIONES Resultados de los ejercicios 2012 x 2011: Prácticamente todos nuestros ingresos y gastos relacionados a las actividades realizadas en Brasil son denominados y pagaderos en Reales. Cuando el dólar estadounidense se robustece en relación al Real, como lo hizo en 2012 (impacto del 14,3%), los ingresos y gastos disminuyen cuando expresados en dólares estadounidenses. No obstante, la apreciación del dólar estadounidense contra el Real afecta los puntos discutidos a continuación de formas diferentes. Ganancia bruta La ganancia bruta fue inferior el 21% (U.S.$ millones) con relación al ejercicio de 2011, con destaque para: Disminución del 1% en los ingresos de ventas (U.S.$1.812 millones), debido a la apreciación del dólar estadounidense contra el Real. Excluyéndose el efecto de la variación cambiaria, los ingresos de ventas fueron 15% superiores, reflejando: Mayores precios aplicados a las exportaciones y ventas de derivados en el mercado interno, tanto debido a los reajustes de gasolina y diesel, como al efecto de la depreciación del Real (impacto del 14,3%) sobre los precios de los derivados vinculados al mercado internacional; Aumento de la demanda en el mercado interno (8%), principalmente de gasolina (17%), además del diesel (6%), combustible de aviación (5%) y gas natural (17%), compensada parcialmente por los menores volúmenes exportados de petróleo debido a mayor carga procesada y a la menor producción de petróleo. Crecimiento del 8% en el costo de ventas (U.S.$ millones), debido al: Aumento de 8% en el volumen de ventas en el mercado interno, soportado en gran parte por importaciones; Mayores costos de importación de petróleo y derivados y participaciones gubernamentales debido al efecto de la depreciación del Real contra el dólar estadounidense; Aumento de los costos de depreciación, agotamiento y amortización debido a la entrada en operación de nuevas instalaciones; Parcialmente compensado por el efecto de la variación cambiaria, ya que el costo de ventas en Reales fue 26% superior. Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos disminuyó 38% (U.S.$ millones) debido a las reducciones de la ganancia bruta y el aumento en los gastos operativos. Los gastos operativos fueron 3% superiores (U.S.$ 634 millones), reflejando: Mayores gastos de ventas: debido a los mayores gastos de fletes reflejando el aumento del volumen vendido y a los mayores gastos de personal resultantes de los Acuerdos Colectivos de Trabajo (ACT) 2011 y 2012; Mayores gastos de administración y generales: reflejando mayores gastos de personal, resultantes de los Acuerdos Colectivos de Trabajo (ACTs) 2011 y 2012, aumento de la fuerza de trabajo, así como de servicios técnicos contratados; Mayores gastos de exploración: debido a las mayores bajas de pozos secos o subcomerciales; Mayores otros gastos operativos, principalmente debido a mayores pérdidas con procesos judiciales y administrativos; Parcialmente compensados por el efecto de la variación cambiaria, ya que los gastos operativos en Reales fueron 21% superiores. Un detalle de otros gastos operativos por segmento se incluye en la página 22. Resultado financiero neto Resultado financiero negativo de U.S.$ millones en 2012 (ingresos financieros de U.S.$ 76 millones en 2011), reflejando los efectos de la apreciación del dólar estadounidense contra el Real sobre el mayor endeudamiento neto. Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras alcanzó U.S.$ millones en 2012, el 45% inferior a los U.S.$ millones de 2011, reflejando principalmente los efectos de la apreciación del dólar estadounidense contra el Real sobre el mayor endeudamiento neto y la reducción de la ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos. 4

5 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 con base en parámetros de mercado. EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (U.S.$ millones) La ganancia neta disminuyó debido a la apreciación del dólar estadounidense contra el Real. Excluyendo el efecto de la variación cambiaria, la ganancia neta en Reales aumentó debido a la elevación de los precios de venta/transferencia del petróleo nacional, reflejando la depreciación cambiaria, y a la reducción de la pérdida en la recuperación de activos impairment, siendo parcialmente compensado por la elevación de los costos de mantenimiento e intervención en pozos, fletamento de plataformas, depreciación de equipos y participaciones gubernamentales, resultante de la entrada de nuevos sistemas/pozos, además de mayores bajas de pozos secos o subcomerciales perforados principalmente en el período a costos más elevados, con destaque para las áreas de nuevas fronteras exploratorias. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización media del Brent se redujo de US$ 9,03/bbl en 2011 a US$ 6,98/bbl en Ejercicio finalizado al 31 de Producción Brasil (mbbl/d) (*) X 2011 Petróleo y LGN (2) Gas natural Total (1) La producción de petróleo y LGN se redujo debido al mayor número de pérdidas operativas y la interrupción de la producción en Frade, compensados parcialmente por la entrada en producción de nuevos pozos y la mejora de los niveles de eficiencia operativa en la Cuenca de Campos. Contribuyeron a la mayor producción de gas los campos de Uruguá, Mexilhão, Lula y Tambaú, así como el mayor aprovechamiento del gas en las plataformas de la Cuenca de Campos. * (*) No revisado. 7 No incluye gas licuado e incluye gas reinyectado. 5

6 Lifting Cost Brasil (*) Ejercicio finalizado al 31 de X 2011 US$/barril: Sin participación gubernamental 13,92 12,59 11 Con participación gubernamental 33,83 32,52 4 Lifting Cost sin participaciones gubernamentales Nuestro lifting cost en Brasil, excluyéndose las participaciones gubernamentales, aumentó el 11% en 2012 en comparación con Excluyéndose el impacto de la apreciación del dólar estadounidense, nuestro lifting cost aumentó el 22% debido al mayor número de mantenimientos e intervenciones en pozos de los campos de Marlim y Albacora, resultado del Programa de Aumento de la Eficiencia Operativa (PROEF), y de mayores gastos de personal, resultantes del aumento de la plantilla y de los reajustes salariales concedidos en los ACT 2011 y Lifting Cost con participaciones gubernamentales Nuestro lifting cost en Brasil, incluyéndose las participaciones gubernamentales, aumentó el 4% en 2012 en comparación con Excluyéndose el impacto de la apreciación del dólar estadounidense, nuestro lifting cost aumentó el 9% debido a los efectos del Lifting Cost sin participaciones gubernamentales e a las mayores cargas de participación especial en los campos de Jubarte, Marlim Sul y Lula. Esos efectos fueron parcialmente compensados por el desplome del 2% en el precio promedio de referencia del petróleo nacional, en dólares, utilizado en el cálculo de las participaciones gubernamentales. (*) No revisado. 6

7 ABASTECIMIENTO Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (U.S.$ millones) (11.718) (5.718) Las mayores pérdidas netas reflejan la apreciación del dólar estadounidense sobre los costos de adquisición/transferencia de petróleo e importación de derivados, y la mayor participación de derivados importados sobre los volúmenes de ventas. Estos factores se vieron parcialmente compensados por los mayores precios de venta de derivados en los mercados interno y externo y por el aumento del 5% en la producción de derivados. Ejercicio finalizado al 31 de Importaciones e exportaciones de petróleo y derivados (mbbl/d) (*) X 2011 Importaciones de petróleo (4) Importaciones de derivados Importaciones de petróleo y derivados Exportaciones de petróleo (15) Exportaciones de derivados (9) Exportaciones de petróleo y derivados (13) Exportaciones (importaciones) netas de petróleo y derivados (231) (118) (96) Otras exportaciones Mayores importaciones de derivados, con destaque para la gasolina y el diesel para satisfacer el crecimiento de la demanda del mercado local. Reducción de las exportaciones de petróleo debido a mayor carga procesada y menor producción. Reducción de las exportaciones de derivados resultante de la mayor demanda del mercado local. (*) No revisado. 8 Se incluyen los volúmenes de exportaciones de petróleo provenientes de las áreas de negocio de Abastecimiento y de Exploración & Producción. 9 A partir del 2T2012, con efecto retroactivo a 2011, a efectos comparativos, se consideran sólo los volúmenes entregados a terceros. 7

8 Indicadores operativos del refino (mbbl/d) (*) Ejercicio finalizado al 31 de X 2011 Producción de derivados Capacidad instalada Utilización Carga procesada Brasil Participación del petróleo nacional en la carga procesada La carga fresca procesada diaria fue el 4% superior como resultado de menor actividad de paradas programadas para mantenimiento y mejora del desempeño operativo de las unidades. Costos de la refinación Brasil (*) Ejercicio finalizado al 31 de X 2011 Costos de la refinación (US$/barril) 4,14 4,98 (17) Los costos de la refinación fueron 17% menores que el año anterior. Excluyéndose el impacto de la apreciación del dólar estadounidense, la reducción fue del 3% debido a los menores gastos de paradas programadas y mayor carga procesada, compensados parcialmente por los mayores gastos de personal, resultado de los reajustes salariales vinculados a los ACT 2011 y (*) No revisado. 10 De acuerdo con titularidad reconocida por la ANP. 8

9 GAS Y ENERGÍA Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (U.S.$ millones) La reducción de la ganancia neta resultó de los menores márgenes de comercialización de gas natural, reflejando el impacto de la apreciación del dólar estadounidense sobre los costos de importación y la mayor participación de GNL importado sobre los volúmenes de ventas, con el objetivo de satisfacer el crecimiento de la demanda termoeléctrica nacional, además del reconocimiento de créditos fiscales en 2011 (U.S.$ 554 millones). Estos efectos fueron parcialmente compensados por el aumento de los volúmenes y precios medios de energía eléctrica puesta a disposición, resultante de los menores niveles de los reservatorios debido a las afluencias inferiores a la media en todas las regiones. Indicadores físicos y financieros (*) Ejercicio finalizado al 31 de X 2011 Ventas de electricidad (contractos) MW promedio Generación de electricidad MW promedio Precio de liquidación de las diferencias US$/MWh Importaciones de gas natural licuado (mbbl/d) Importaciones de gas (mbbl/d) El aumento del volumen de ventas de energía se debe al mayor lastro disponible. El aumento del volumen generado de energía y PLD es reflejo de la menor afluencia en el transcurso del ejercicio. Aumento de la importación de GNL para satisfacer la demanda termoeléctrica local. (*) No revisado. 11 PLD es el precio de liquidación de las diferencias, o sea, el precio de la electricidad en el mercado spot. Precios semanales ponderados por nivel de carga (baja, media y pesada), el número de horas y la capacidad del submercado. 9

10 BIOCOMBUSTIBLE Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (U.S.$ millones) (112) 2012 (95) 2011 Las pérdidas en las operaciones con biodiesel en 2012 fueron parcialmente compensadas por los cambios de las reglas de las subastas ocurridos en el último trimestre de Sin embargo, estos efectos fueron superados por la reducción de los resultados de participaciones en invertidas del sector de etanol, además del aumento de los gastos en investigación y desarrollo. DISTRIBUCIÓN Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (U.S.$ millones) El aumento de la ganancia neta resultó del crecimiento de los márgenes de comercialización en comparación a 2011 debido a la volatilidad de precios del etanol observada en 2011 que generó en ese año pérdidas asociadas a la realización de inventarios. También contribuyó al aumento de la ganancia neta el crecimiento del 4% del volumen vendido, así como ganancias de eficiencia operativa. Ejercício finalizado al 31 de X (*) Market Share 38,1% 39,2% (1) (*) No revisado. 12 El market share del segmento de Distribución en Brasil es basado en las estimativas de Petrobras Distribuidora. 10

11 INTERNACIONAL Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (U.S.$ millones) La reducción de la ganancia neta resultó principalmente de la constitución de impairment en la refinería de Pasadena, Estados Unidos (U.S.$ 225 millones). Producción internacional (mbbl/d) 13 (*) Ejercicio finalizado al 31 de X 2011 Producción internacional consolidada Petróleo y LGN (1) Gas natural Total Producción internacional no consolidada 7 8 (13) Producción total internacional (1) La producción de petróleo y LGN se mantuvo prácticamente estable. Los contratos relativos a Upia, Caguan y Hobo en Colombia terminaron y hubo en Nigeria la parada programada en el campo de Akpo (en noviembre de 2012) y la reducción vinculada al contrato de compartimiento. Tales efectos fueron compensados por el inicio de producción de los campos de Cascade y Chinook y por el retorno a la operación del campo de Coulomb, todos en los Estados Unidos. La producción de gas natural se mantuvo estable. (*) No revisado. 13 La producción internacional de petróleo y gas natural incluyen producciones en otros países, tales como Nigeria y Angola, que operan bajo el régimen de producción compartida, con las participaciones gubernamentales siendo pagadas en petróleo. 11

12 Lifting Cost Internacional (US$/barril) (*) Ejercicio finalizado al 31 de X ,93 6,78 32 Aumento debido a los costos iniciales de producción relativos a los gastos de servicios de terceros y de intervenciones en pozos en el campo de Cascade en febrero de 2012 y en el campo de Chinook en septiembre de 2012, ambos en los Estados Unidos, asociado al aumento de gastos de mantenimientos e intervenciones en los campos maduros de Argentina. Indicadores operativos del refino Internacional (m bbl/d) (*) Ejercicio finalizado al 31 de diciem bre de X 2011 (% ) Carga processada Producción de derivados Capacidad instalada Utiliza ción de la capacidad Mayor carga procesada, producción de derivados y utilización de la capacidad nominal debido a mejor eficiencia operativa de la refinería de Pasadena, Estados Unidos y al mayor procesamiento en la refinería de Japón para suplir el aumento de la demanda local. Estos efectos fueron parcialmente compensados por la venta de la refinería de San Lorenzo, Argentina, en mayo de C ostos d e la re fin ación In te rn acional (U S$/b arril) (*) Eje rcicio fin alizad o al 3 1 d e d icie m b re d e X 2011 (% ) 4,0 3 4,8 7 (1 7 ) Reducción debido a mejor eficiencia operativa de la refinería de Pasadena, Estados Unidos. (*) No revisado. 12

13 Volumen de ventas mil barriles/día (*) Ejercicio finalizado al 31 de X 2011 Diesel Gasolina Oleo combustible Nafta (1) GLP Combustible de avia ción Otros Total de derivados Alcoholes, nitrogenados renovables y otros (3) Gas na tural Total mercado nacional Exporta ción (12) Ventas interna cionales (10) Total mercado internacional (11) Total El volumen de ventas en el mercado interno en 2012 fue el 8% superior al ejercicio de 2011, destacándose los siguientes productos: Gasolina (aumento del 17%): crecimiento de la flota de vehículos flex asociado a la ventaja del precio de la gasolina con relación al etanol en la mayoría de los estados del Brasil y reducción del tenor de etanol anidro en la gasolina C (del 25% al 20%) a partir de octubre de 2011; Diesel (aumento del 6%): debido al crecimiento de la actividad del mercado minorista y al mayor consumo en termoeléctricas en la región norte del Brasil; Gas natural (aumento del 17%): debido a mayor demanda termoeléctrica causada por el menor nivel de los reservatorios de las hidroeléctricas. Combustible de aviación (aumento del 5%): crecimiento de la demanda del sector de aviación. (*) No revisado. 13

14 LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL Estado de los flujos de efectivo consolidado Sumario 14 US$ millones Ejercicio finalizado al 31 de 4T2012 3T2012 4T Efectivo y equivalentes al efectivo al início del período (+) Efectivo neto generado en las actividades operativas (10.262) (8.045) (9.133) () Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión (38.379) (34.619) (11.362) (9.748) (11.957) Inversiones en segmentos de negócio (40.430) (41.302) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (4.587) 24 (1.196) (=) Flujo de efectivo neto (10.491) (921) (+) Financiaciones y préstamos, netos (+) Captaciones (3.216) (4.897) (2.617) () Amortizaciones (16.119) (13.324) (7) (1.330) () Dividendos pagados (3.272) (6.422) (+) Adquisición de participación de accionistas no controlantes (98) (41) (315) (+) Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo (1.115) (1.909) Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período Al 31 de 2012, efectivo y equivalentes al efectivo ascendió a U.S.$ millones en comparación con U.S.$ millones al 31 de El efectivo neto generado en las actividades operativas fue el 17% inferior en 2012 (U.S.$ millones) en comparación a 2011 (U.S.$ millones), generado por el retroceso del margen bruto de la Compañía debido al efecto de la apreciación del dólar estadounidense sobre las importaciones de petróleo, derivados y participaciones gubernamentales, además del mayor volumen de importados en El efectivo neto utilizado en las actividades de inversión aumentó de U.S.$ millones en 2011 a U.S.$ millones con relación a 2012, siendo la mayor parte invertida en las actividades de Exploración & Producción (U.S.$ millones) y Abastecimiento (U.S.$ millones). Los recursos obtenidos a través de captaciones (U.S.$ millones) juntamente con el efectivo neto generado en las actividades operativas (U.S.$ millones) suplieron parte de las necesidades de capital de la Compañía para inversiones, amortización de deudas y pago de dividendos, por lo tanto, en 2012 se utilizaron U.S.$ millones de nuestro efectivo y equivalentes al efectivo. Las disponibilidades ajustadas 15 ascendieron a U.S.$ millones al 31 de 2012 (comprendiendo títulos federales con vencimientos superiores a 90 días de U.S.$ millones), 15% inferiores al saldo de U.S.$ millones al 31 de US$ millones Efectivo y equivalentes al efectivo Títul os públicos federales Disponibilidades ajustadas Para mayor detallamento, vea estado de los flujos de efectivo consolidado en la pagina Las disponibilidades ajustadas no se calcularon según las normas internacionales de contabilidad IFRS y no deben considerarse aisladamente o en sustitución al efectivo y equivalentes al efectivo determinados en el IFRS. El cálculo de disponibilidades ajustadas no debe ser base de comparación con las disponibilidades ajustadas de otras empresas. La Administración cree que las disponibilidades ajustadas son una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la gestión por la búsqueda de mejoras en el apalancamiento. 14

15 Gastos de capital e inversiones US$ millones Ejercicio finalizado al 31 de 2012 % 2011 % % Exploraci ón & Producci ón Abastecimiento (9) Gas & Energía (8) Internaci onal (2) Exploración & Producción Abastecimi ento (31) Gas & Energía (84) Distribución Otros Distribución (2) Bi ocombustible (50) Corporativo Total gastos de capital e inversiones En línea con sus objetivos estratégicos, Petrobras actúa de forma asociada con otras empresas en joint ventures, en Brasil y en el exterior, como concesionaria de derechos de explotación, desarrollo y producción de petróleo y gas natural. En 2012, invertimos un total de U.S.$ millones, dirigidos al aumento de la capacidad productiva, a la modernización y ampliación del parque de refinación y a la integración y expansión de nuestros sistemas de transporte a través de gasoductos y sistemas de distribución. 15

16 Endeudamiento consolidado % Financiaciones corrientes (26) Financiaciones a largo plazo Total Efectivo y equivalentes al efectivo (29) Títulos públicos federales (vencimiento superior a 90 días) Disponibilidade s ajustadas (15) Endeudamiento neto Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 30% 24% 6 Pasivo total neto Estructura de capital US$ m illones (Capital de te rceros neto / pasivo total neto) 45% 39% 6 Índice de endeudamiento neto/ebitda ajustado 2,62 1,47 78 El endeudamiento neto del Sistema Petrobras en dólares estadounidenses aumentó el 32% con relación al 31 de diciembre de 2011, como resultado de captaciones a largo plazo y del impacto de la apreciación del dólar estadounidense contra el Real del 8,2%. 16 Incluye arrendamientos mercantiles financieros (corto plazo: US$18 millones al 31 de 2012 y US$44 millones al 31 de 2011; largo plazo: US$86 millones al 31 de 2012 y US$98 millones al 31 de 2011). 17 El endeudamiento neto no fue calculado según las normas internacionales de contabilidad IFRS y no debe considerarse aisladamente o en sustitución al endeudamiento total de largo plazo, calculado de acuerdo con el IFRS. El cálculo del endeudamiento neto no debe ser base de comparación con el endeudamiento neto de otras empresas. La Administración cree que el endeudamiento neto es una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la gestión por la búsqueda de mejoras en el apalancamiento. 18 Pasivo total neto de disponibilidades ajustadas. 16

17 ESTADOS CONTABLES Estado del Resultado Consolidado US$ m illones Ejercício finalizado al 31 de 4T2012 3T2012 4T Ingresos de ventas (27.614) (27.459) (26.640) Cos to de ventas ( ) (99.595) Ganancia bruta Gastos (1.151) (1.248) (1.333) Gas tos de venta s (4.927) (5.346) (1.266) (1.252) (1.337) Gas tos de adminis tración y generales (5.034) (5.161) (1.045) (637) (834) Gas tos de exploración (3.994) (2.630) (342) (289) (419) Gas tos con investiga ción y des a rrollo (1.143) (1.454) (131) (85) (144) O tros gas tos por impues tos (386) (460) (1.138) (1.034) (1.315) O tros ingres os y ga stos operativos, netos (4.185) (3.984) (5.073) (4.545) (5.382) (19.669) (19.035) Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y im puestos Ingresos financieros (543) (540) (529) Gas tos fina ncieros (2.016) (1.424) 234 (225) 114 Va ria ciones cambiarias y monetarias (3.569) (2.443) (281) 222 Resultado fina nciero neto (1.926) Resultado de pa rticipaciones en invers iones (185) (130) (71) Participa ción en las utilidades o res ultados (524) (867) Ganancia antes de los im puestos a las ganancias (458) (1.276) (1.532) Impues tos a las ganancias (3.562) (6.732) Ganancia neta Ganancia neta atribuible a: Accionis ta s de Petrobra s Accionis ta s no controla ntes (103) (129)

18 Balance General Consolidado 19 ACTIVO Activos corrientes Efectivo y equivalentes al efectivo Activos financieros Cuentas por cobrar, netas Inventarios Activos por impuestos corrientes Otros activos corrientes Activos no corrientes Realizables a largo plazo Cuentas por cobrar Activos financieros Depósitos judiciales Impuestos diferidos Impuestos y contribuciones Adelantos a proveedores Otros activos no corrientes Inversiones Propiedad, planta y equipo Intangibles Total de activos PASIVO US$ millones US$ millones Pasivos corrientes Financiaciones corrientes Proveedores Pasivos por impuestos corrientes Dividendos propuestos Sueldos, participaciones y cargas Planes de pensión y salud Otros pasivos corrientes Pasivos no corrientes Financiaciones a largo plazo Impuestos diferidos Planes de pensión y salud Provisión para desmantelamiento de áreas Provisión para procesos judiciales Otros pasivos no corrientes Patrimonio neto Capital social desembolsado Ganancias acumuladas y otras Participación de los accionistas no controlantes Total de pasivos y patrimonio neto Algunos montos de 2011 fueron reclasificados para mejor comparación con el periodo actual. Tales reclasificaciones no cambiaron el Estado del Resultado ni el Patrimonio Neto. 18

19 Estado de los Flujos de Efectivo Consolidado US$ Millones Ejercício finalizado al 31 de 4T2012 3T2012 4T Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (+) Ajustes: Depreciación, agotamiento y amortización Variaciones cambiarias y monetarias y cargas financieras Participación de los accionistas no controlantes (103) (129) (88) (95) (53) Participación en inversiones (43) (230) (24) (18) 174 Ganancias (pérdidas) en la enajenación de activos no corrientes Impuestos sobre la renta y contribución social diferidos Baja de pozos secos Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment Gastos actuariales con pensión y salud (648) (441) Inventarios (1.864) (5.035) (873) (209) (269) Cuentas por cobrar, netas (1.522) (2.326) (788) Proveedores (253) (90) (272) Pension y salud (735) (837) 143 (701) (917) Impostos y contribuciones a pagar (1.139) (1.991) (1.333) Otros activos y pasivos 20 (2.325) (1.056) (=) Efectivo neto generado (utilizado) por/en las actividades operativas (10.262) (8.045) (9.133) () Efectivo neto generado (utilizado) por/en las actividades de inversión (38.379) (34.619) (11.362) (9.748) (11.957) Inversiones en segmentos de negocio (40.430) (41.302) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (4.587) 24 (1.196) (=) Flujo de efectivo neto (10.491) (921) () Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades de financiación Captaciones (2.251) (3.396) (1.694) Amortizaciones de principal (11.347) (8.750) (965) (1.501) (923) Amortizaciones de intereses (4.772) (4.574) (7) (1.330) Dividendos a pagar (3.272) (6.422) Adquisición de participación de accionistas no controlantes (98) (41) (315) (+) Efecto de variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes al efectivo (1.115) (1.909) (1.346) (=) Aumento (disminución) netos en efectivo y equivalentes al efectivo en el periodo (5.537) Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del periodo Efectivo y equivalentes al efectivo al final del periodo Incluye rendimientos en títulos y valores mobiliarios, principalmente por la venta de las NTN sb en 2012, y por depósitos judiciales. 19

20 Estado consolidado del resultado por segmento de negocio Ejercicio finalizado al 31 de 2012 US$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA Ingresos de ventas ( ) Intersegmentos ( ) Terceros Costo de ventas (33.622) ( ) (9.621) (481) (36.997) (14.082) ( ) Ganancia bruta (13.378) (26) (863) Gastos (5.448) (4.075) (1.080) (102) (2.290) (1.886) (4.937) 149 (19.669) Ventas, de administración y generales (494) (3.052) (967) (64) (2.235) (922) (2.376) 149 (9.961) Exploración (3.613) (381) (3.994) Investigación y desarrollo (540) (228) (36) (34) (2) (303) (1.143) Otros gastos por impuestos (53) (66) (57) (1) (12) (111) (86) (386) Otros ingresos y gastos operativos, netos (748) (729) (20) (3) (41) (472) (2.172) (4.185) Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos (17.453) (128) (4.937) (714) Resultado financiero neto (1.926) (1.926) Resultado de participaciones en inversiones (1) (104) 193 (27) 1 (14) (5) 43 Participación en las utilidades o resultados (178) (142) (18) (1) (40) (14) (131) (524) Ganancia antes de los impuestos a las ganancias (17.699) (156) (6.999) (714) Impuestos a las ganancias (12.057) (367) 44 (472) (1.147) (3.562) Ganancia neta (11.718) 910 (112) (2.786) (471) Ganancia neta atribuible: A los accionistas de Petrobras (11.718) 861 (112) (2.565) (471) A los accionistas no controlantes (221) (103) (11.718) 910 (112) (2.786) (471) Ejercicio finalizado al 31 de 2011 US$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA Ingresos de ventas ( ) Intersegmentos ( ) Terceros Costo de ventas (32.883) ( ) (5.698) (351) (40.347) (12.933) (99.595) Ganancia bruta (4.267) (31) (2.333) Gastos (4.198) (4.194) (1.519) (134) (2.459) (1.901) (4.809) 179 (19.035) Ventas, de administración y generales (489) (3.306) (1.038) (66) (2.403) (928) (2.456) 179 (10.507) Exploración (2.182) (448) (2.630) Investigación y desarrollo (743) (280) (69) (30) (5) (327) (1.454) Otros gastos por impuestos (48) (53) (97) (1) (24) (113) (124) (460) Otros ingresos y gastos operativos, netos (736) (555) (315) (37) (27) (412) (1.902) (3.984) Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos (8.461) (165) (4.809) (2.154) Resultado financiero neto Resultado de participaciones en inversiones 44 (98) Participación en las utilidades o resultados (271) (194) (34) (1) (66) (29) (272) (867) Ganancia antes de los impuestos a las ganancias (8.753) (151) (5.003) (2.154) Impuestos a las ganancias (12.495) (845) 56 (360) (926) (6.732) Ganancia neta (5.728) (95) (858) (1.486) Ganancia neta atribuible: A los accionistas de Petrobras (5.718) (95) (721) (1.486) A los accionistas no controlantes (12) (10) (137) (129) (5.728) (95) (858) (1.486)

21 Estado del EBITDA ajustado consolidado por segmento de negocio Ejercicio finalizado al 31 de 2012 US$ Millones GAS E&P ABAST. & ENERGÍA BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Ganancia neta (11.718) 910 (112) (2.786) (471) Depreciación, agotamiento y amortización Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment 34 (135) Resultado financiero neto Resultado de participaciones en inversiones (193) 27 (1) 14 5 (43) Impuestos a las ganancias (5.981) 367 (44) (4.213) (243) EBITDA ajustado (15.642) (109) (4.725) (714) Ejercicio finalizado al 31 de 2011 US$ Millones GAS & E&P ABAST. ENERGÍA BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Ganancia neta (5.728) (95) (858) (1.486) Depreciación, agotamiento y amortización Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment (15) 369 Resultado financiero neto (76) (76) Resultado de participaciones en inversiones (44) 98 (238) (15) (5) (24) (2) (230) Impuestos a las ganancias (3.025) 845 (56) (4.145) (668) EBITDA ajustado (6.934) (139) (4.716) (2.154) Reconciliación entre el EBITDA Ajustado y la Ganancia Neta 4T2012 3T2012 4T12 X 3T12 (US$ m illones) Ejercício finalizado al 31 de 4T X Ga na nci a neta (45) Depreci a ci ón, a gota mi ento y a morti za ci ón Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment (63) (1.664) (484) 244 (637) Ingres os fi na nci eros (3.659) (3.943) (7) Ga s tos fi na nci eros (234) 225 (204) (114) Variaciones cambiarias y monetarias (88) (95) (7) (53) Resultado de participaciones en inversiones (43) (230) (81) (64) Impues tos a l a s ga na nci a s (47) (18) EBITD A Ajustado (26) (2) 22 Margen del EBITDA ajustado (5) EL EBITDA Ajustado no es una medida de IFRS y probablemente no es comparable con los indicadores bajo la misma denominación informados por otras compañías. El EBITDA Ajustado no debe ser considerado como un sustituto de la ganancia operativa o como una mejor medida de liquidez que el flujo de efectivo operativo, ambos calculados de acuerdo con el IFRS. 21 El margen del EBITDA ajustado es igual al EBITDA ajustado dividido por los ingresos de ventas 21

22 Otros Ingresos (Gastos) Operativos por Segmento Ejercicio finalizado al 31 de 2012 US$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. ENERGÍA Planes de pensión y salud (1.042) (1.042) Paradas no programadas y gastos preoperativos (640) (88) (85) (27) (16) (856) Relaciones institucionales y proyectos culturales (42) (44) (7) (60) (18) (606) (777) Ajustes al valor de mercado de los inventarios (10) (269) (7) (456) (742) Pérdidas/ganancias con procesos judiciales y administrativos (64) (225) (31) (69) (84) (243) (716) Acuerdos colectivos de trabajo (169) (100) (14) (25) (6) (130) (444) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (31) (101) (4) (36) (117) (289) Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment (34) 135 (1) (237) (137) Incentivos, donaciones y subvenciones gubernamentales (1) 385 Gastos/resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P Otros (15) (70) (17) 165 (748) (729) (20) (3) (41) (472) (2.172) (4.185) INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Ejercicio finalizado al 31 de 2011 US$ Millones E&P GAS ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. ENERGÍA CORP. ELIMIN. TOTAL Planes de pensión y salud (928) (928) Paradas no programadas y gastos preoperativos (530) (45) (102) (224) (901) Relaciones institucionales y proyectos culturales (43) (47) (6) (74) (15) (699) (884) Ajustes al valor de mercado de los inventarios 1 (178) (21) (444) (643) Pérdidas/ganancias con procesos judiciales y administrativos (12) (18) (35) Acuerdos colectivos de trabajo (171) (75) (14) (28) (6) (136) (430) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (47) (93) (5) (125) (205) (474) Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment (229) (155) (1) 15 (369) Incentivos, donaciones y subvenciones gubernamentales Gastos/resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P Otros 55 (65) (223) (16) (736) (555) (315) (37) (27) (412) (1.902) (3.984) 22

23 Activos Consolidados por Segmento Eje rcicio fina liza do a l 31 de dicie m bre de 2012 US$ Millones GAS E&P ABAST. & ENERGÍA BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Total de activos (7.303) Activ o corriente (6.935) Activ o no corriente (368) Re a liza ble a la rgo pla zo (368) Inve rs iones Propie da d, pla nta y e q u i p o Activos inta ngibles Eje rcicio fina liza do a l 31 de dicie m bre de 2011 US$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA Total de activos (7.605) Activ o corriente (7.269) Activ o no corriente (336) Re a liza ble a la rgo pla zo (336) Inve rs iones Propie da d, pla nta y e q u i p o Activos inta ngibles