Ganancia Operativa T T T-2008

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1 PETROBRAS DIVULGA RESULTADO DEL PRIMER TRIMESTRE DE 2009 (Río de Janeiro 11 de mayo 2009) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. Petrobras divulga hoy sus resultados consolidados expresados en millones de reales, según los principios contables generalmente aceptados en Brasil y normas expedidas por la Comissão de Valores Mobiliários (CVM). Con el fin de facilitar la comparación, las informaciones contables de los períodos terminados en 2008 están ajustadas a las prácticas contables determinadas en la /07, así como en la Medida Provisional nº 449/08. El valor de mercado de la Compañía creció el 27% en relación al 4T-2008, reflejando la percepción del mercado en relación a la planificación estratégica de la Compañía divulgado en ene/2009, además de la recuperación de las cotizaciones de petróleo. En relación al 4T-2008, la ganancia operativa de R$ millones, fue 117% superior, demostrando la disciplina de capital que se ha observado en todas las actividades de la Compañía, así como el mayor impacto en el trimestre anterior de pérdidas en la recuperación de activos (impairment) y de la desvalorización de existencias. Esos factores compensaron los efectos de la menor demanda en el mercado interno y externo, de la reducción en el resultado financiero y de la ausencia del beneficio fiscal relacionado a intereses sobre el capital propio, permitindo situar la ganancia neta consolidada del 1T-2009 en R$ milllones. La ganancia neta consolidada fue el 20% inferior a la obtenida en el 1T-2008, reflejando la reducción en el precio de las commodities y la retracción de la demanda de productos derivados en el mercado interno. El aumento del 6% en la producción de petróleo y gas en el país y el reajuste de los precios del diesel y de la gasolina en mayo/2008, así como la reducción de las importaciones y de las participaciones gubernamentales, debido a las cotizaciones del petróleo, atenuaron esos efectos. Ganancia Operativa Ganancia Neta T T T T T T Inversiones T T T-2008 E&P Abast Internacional Otros La producción total de petróleo y gas, incluyendo el país y el exterior, aumentó el 2% en relación al 4T-2008, reflejo de las plataformas recién instaladas en los campos de Marlim Sul (P-51) y Marlim Leste (P-53). En relación al 1T-2008 aumentó el 6%, debido a la entrada en operación de las plataformas P-53 y P-51 y del campo de Agbami en Nigeria, además del aumento de la producción de las plataformas P- 52 y P-54, superando la declinación natural de los campos maduros. La ampliación de la capacidad futura de producción de petróleo y gas natural en el país fue la meta prioritaria de inversión en el 1T-2009, en cumplimiento de las metas previstas en la planificación estratégica del Sistema Petrobras. Este documento está estructurado en 5 tópicos: SISTEMA PETROBRAS Índice Desempeño Financiero 03 PETROBRAS Índice Desempeño Operativo 08 Estados Contables 33 Estados Contables 22 Apéndices 30 1

2 Desempeño Financiero Comentarios del Presidente, Sr. José Sergio Gabrielli de Azevedo Estimados accionistas e inversores: En este momento en el que divulgamos los resultados del primer trimestre de 2009, Petrobras vive un momento histórico. Hace 11 días comenzamos el Test de Larga Duración (TLD) de Tupi, el primer petróleo producido en el pre-sal de la Cuenca de Santos. Si el inicio de la producción de Tupi representa las enormes perspectivas que tenemos por delante, los excelentes resultados que hoy presentamos muestran que Petrobras no tiene apenas un futuro prometedor sino también un presente brillante. El Test de Tupi inaugura una nueva era. El desarrollo de una nueva frontera de explotación que brinda un enorme potencial de reservas pero que también presenta desafíos tecnológicos y logísticos. El TLD, que tendrá una duración de 15 meses, comenzará la producción por medio del FPSO BW Cidade de São Vicente en una lámina de agua de metros y será fundamental para recoger informaciones técnicas para el desarrollo de los reservorios del pre-sal. Es muy gratificante ver a Petrobras, por medio de su cuerpo técnico y de todos aquellos que tienen fe en la empresa, iniciar la producción en una de las más prometedoras y desafiadoras regiones petrolíferas del mundo. Las posibilidades del pre-sal causan verdadero entusiasmo. No obstante, es importante recordar que también tenemos grandes recursos a desarrollar en las áreas tradicionales de la Cuenca de Campos y tales proyectos representan una contribución fundamental para el continuo crecimiento de la producción. En el primer trimestre de este año la producción de petróleo en Brasil creció el 5% en relación al último trimestre del año pasado y el 7% en relación a la producción de hace un año. El día 4 de mayo batimos un nuevo récord diario de producción: 2 millones 059 mil bpd, confirmando la trayectoria de crecimiento que habíamos proyectado. En la explotación también continuamos obteniendo buenos resultados. Anunciamos el descubrimiento de un nuevo yacimiento en la sección pre-sal del bloque BMS-9, en el área del pozo 4-BRSA-709 denominado de Iguaçu. En otra área de la Cuenca de Santos, más próxima a la costa, de aguas más rasas, anunciamos el descubrimiento de petróleo en el pre-sal del Bloque BM-S-52, bautizado de Corcovado-1. Confirmando el potencial de producción de petróleo liviano y gas en aguas rasas en el Sur de la Cuenca de Santos declaramos la Comercialidad de un nuevo campo, denominado Pirarucá, con un volumen estimado de 550 millones de barriles de petróleo equivalente. Nuestros buenos resultados, incluso en un ambiente económico adverso, comprueban la robustez de nuestra cartera y de nuestra gestión. En un trimestre en que el petróleo Brent alcanzó el promedio de US$ 44 por barril, en comparación de US$ 97 en el primer trimestre de de 2008 (desplome del 55%), obtuvimos una ganancia de R$ 5,8 mil millones y mantuvimos una fuerte generación de efectivo, con EBITDA de R$ 13,4 mil millones. Invertimos R$ millones en el trimestre utilizando principalmente la generación propia de efectivo de la Compañía. También tuvimos acceso a fuentes externas de financiación, captando R$ millones en operaciones en el mercado financiero internacional, con bancos comerciales y agencias de crédito a la exportación (ECA). El efectivo generado en nuestras actividades, juntamente con la disponibilidad de crédito de diversas fuentes, ha asegurado recursos para que podamos continuar invirtiendo en la capacidad de producción y en la integridad de los negocios. Invertir en crecimiento es nuestra prioridad, pero es importante subrayar que nuestras operaciones e inversiones siempre se rigen por la optimización de costos. Trabajamos para asegurar que nuestros proyectos se realicen a un precio compatible con la realidad actual del mercado y de la industria. Conceptos tales como simplificación, estandarización y replicación, además de acciones para alentar la 2

3 Desempeño Financiero expansión y la diversificación de la cadena de proveedores aseguran la realización de nuestras inversiones a precios competitivos. Incluso durante este período de inestabilidad e incertidumbres seguimos invirtiendo, con la confianza que tenemos una de las mejores carteras de proyectos y oportunidades del mundo. Con eficiencia y disciplina de capital nos sentimos confortables en relación a nuestra capacidad de generación de efectivo y de acceso a financiaciones. El precio del petróleo comienza a recuperarse y los mercados muestran que recobran el ánimo. Petrobras continuará su camino de inversión, crecimiento y creación de valor, produciendo cada vez más petróleo, energía y riquezas para sus accionistas, inversores y toda la sociedad. 3

4 Desempeño Financiero Ganancia Neta e Indicadores Económicos Consolidados Petrobras obtuvo una ganancia neta consolidada en el 1T-2009 de R$ millones, el 20% inferior a la ganancia verificada en el 1T º Trimestre 4T % Ingreso operativo bruto (9) Ingreso operativo neto (9) Ganancia operativa (1) (12) Resultado financiero (849) (236) (260) Ganancia neta (20) 0,71 Ganancia neta por acción (2) 0,66 0,83 (20) Valor de Mercado (Controlante) (22) 28 Margem bruta (%) Margen operativo (%) (1) 12 Margen neto (%) (1) EBITDA (3) (5) Indicadores Económicos y Financieros 55 Petróleo Brent (US$/bbl) (55) 2,28 Dólar Promedio de Venta (R$) 2,32 1, ,34 Dólar Final de Venta (R$) 2,32 1,75 32 (1) (2) (3) Ganancia operativa antes del resultado financiero, de la equivalencia patrimonial y de los impuestos. Para efectos comparativos, la Ganancia Neta por Acción se recalculó para los períodos anteriores, en función del desdoblamiento de las acciones, aprobado por la AGE el 24 de marzo de Ganancia operativa antes del resultado financiero y de la equivalencia patrimonial + depreciación/amortización. 1º Trimestre 4T % Ganancia Operativa conforme Ley de las S.A (21) (2.405) (-) Resultado Financeiro (-) Resultado de la Equivalencia Patrimonial 371 (20) (1.955) Ganancia Operativa (12) Depreciación/Amortización Pérdida en la recuperación de activos EBITDA (5) 18 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. 4

5 Desempeño Financiero Destacamos los principales factores que contribuyeron para la variación de la Ganancia Operativa: Consolidado 1T-09 x 1T-08 Resultado Operativo (anterior) Efecto de los precios (4.444) Importación de petróleo, derivados y gas Participaciones gubernamentales 928 Gastos c/ generación/comercialización de energía eléctrica 695 Baija de pozos secos (271) Pérdida con desvalorización de existencias (244) Gastos c/ frete en el mercado externo (239) Otros (215) Resultado Operativo (actual) (1) A continuación, detallamos el comportamiento de los diversos componentes de la Ganancia Neta Consolidada: Reducción de la ganancia bruta en R$ 504 millones: Análize de la Ganancia bruta - Principales Factores Ingreso Neto Variación 1T-2009 x 1T-2008 Costo de las Ventas Ganancia Neta. Mercado Interno: - efecto de los volúmenes vendidos (1.250) 611 (639) - efecto de los precios Mercado Externo: - efecto de los volúmenes exportados (714) efecto de los precios de exportaciones (4.489) (4.489). Reducción de los Gastos: (*) Aumento (reducción) de la rentabilidad del segmento de Distribución 143 (166) (23). Aumento (reducción) de la rentabilidad de las operaciones de trading (1.251) (19). Aumento (reducción) de las ventas internacionales (1.312) (302). Efecto del cambio de las controladas en el exterior (1.855) 312. Otros (105) (4.240) (504) (*) Composición de la variación de los gastos: - importaciones de petróleo, derivados y gas - participaciones gubernamentales en el país - generación y adquisición del energía para comercialización - transportes maritimos y dutoviários (2) - nitrogenados - sueldos, ventajas y cargos - servicios de terceros - productos no petrolíferos, incluyendo alcohol, biodiesel y otros - materiales, servicios y depreciación Valor (88) (97) (146) (165) (184) (1) (2) Ganancia operativa antes del resultado financiero, de la equivalencia patrimonial y de los impuestos. Gastos con cabotaje y terminales y ductos. 5

6 Desempeño Financiero Aumento en los gastos operativos (R$ 892 millones), destacándose: Costos de explotación (R$ 326 millones) aumento de los pozos secos o sin viabilidad económica dados de baja en el país (R$ 195 millones) y en el exterior (R$ 76 millones), debido a la intensificación del programa de inversiones de la Compañía; Ventas (R$ 306 millones), reflejo de las mayores exportaciones y trading, causando aumento en el flete de navíos, además de la inclusión de nuevas empresas y aumento de los gastos con plantilla de personal debido a Acuerdo Colectivos de Trabajo en el país, así como de la devaluación del Real. Tales efectos fueron atenuados por la reducción en la provisión de créditos para liquidación dudosa; Generales y Administrativos (R$ 200 millones), debido al aumento de gastos con plantilla de personal causados por el aumento de la fuerza de trabajo y reajustes de sueldos en el país (R$ 82 millones), inclusión de los gastos de la Refinería NSS de Japón (R$ 18 millones) y efecto cambiario negativo (R$ 59 millones); Otros Gastos Operativos (R$ 126 millones), debido al reconocimiento, en 2009, de provisión para desvalorización de existencias (R$ 244 millones), en función del desplome de los precios de las commodities, atenuado por los menores gastos con relaciones institucionales y proyectos culturales (R$ 88 millones) y paradas no programadas en instalaciones y equipos de producción (R$ 65 millones). Efecto negativo en el resultado financiero (R$ 613 millones), debido a las mayores pérdidas cambiarias sobre fondos aplicados en el exterior, conforme se detalla a continuación seguir: Reducción en el resultado de la participación en inversiones (R$ 391 millones), debido a la constitución de provisión para pérdidas en inversiones en EE.UU. (R$ 341 millones), debido a la diferencia entre el valor justo estimado de los activos netos y el definido por el panel arbitral, relativo a la adquisición de los 50% restantes de las acciones de la refinería de Pasadena. 6

7 Desempeño Financiero Destacamos los principales factores que contribuyeron para la variación trimestral de la Ganacia Operativa: Consolidado 1T09 x 4T08 Resultado Operativo (anterior) Efecto de los precios (4.324) Importación de petróleo, derivados y gas Operaciones de trading Participaciones gubernamentales Pérdida en la recuperación de activos 933 Pérdida con desvalorización de existencias 806 Ventas internacionales 592 Gastos c/ generación/comercialización de energía eléctrica 283 Otros 433 Resultado Operativo (actual) (1) Detallamos el comportamiento de los diversos componentes de la Ganancia Neta Consolidada: Aumento de la ganancia bruta en R$ millones: Análize de la Ganancia bruta - Principales Factores Ingreso Neto 1T-2009 x 4T-2008 Costo de las Ventas Ganancia Bruta. Mercado Interno: - efecto de los volúmenes vendidos (3.957) (1.195) - efecto de los precios (2.772) (2.772). Mercado Externo: - efecto de los volúmenes exportados (1.559) (401) - efecto de los precios de exportaciones (1.552) (1.552). Reduccción de los Gastos: (*) Aumento (reducción) de la rentabilidad del segmento de Distribución (57) (22) (79). Aumento (reducción) de la rentabilidad de las operaciones de trading Aumento (reducción) de las ventas internacionales (1.240) Efecto del cambio de las controladas en el exterior (225) (13) (238). Otros (1.505) (29) (9.541) (*) Composición de la variación de los gastos: - importaciones de petróleo, derivados y gas - participaciones gubernamentales en el país - transportes maritimos y dutoviários (2) - generación y adquisición del energía para comercialización - servicios de terceros - productos no petrolíferos, incluyendo alcohol, biodiesel y otros - sueldos, ventajas y cargos - nitrogenados - materiales, servicios y depreciación (1) Ganancia operativa antes del resultado financiero, de la equivalencia patrimonial y de los impuestos. (2) Gastos con cabotaje y terminales y ductos. Valor (75) (214) Variación 7

8 Desempeño Financiero En función del período de permanencia de los productos en las existencias, de 60 días en promedio, el comportamiento de las cotizaciones internacionales del petróleo y derivados, así como del cambio sobre las importaciones y las participaciones gubernamentales, no influye totalmente sobre el costo de las ventas del período, realizándose por completo solamente en el período siguiente. El cuadro bajo demonstra la estimativa de los efectos ne los costos de las ventas: Efecto de lo costo medio en el CPV (R$ Millones) 4T T-2009 ( ) (1.856) (1.140) 716 Evolución del Brent US$ / bbl T08 4T08 1T09 (*) El efecto de la realización de existencias formadas a costos unitarios más elevados en períodos anteriores fue mayor en el 4T-2008 en relación al 1T-2009, generando un efecto positivo en la comparación del CPV entre os trimestres. 8

9 Desempeño Financiero Reducción (R$ millones) en los siguientes gastos operativos: Ventas (R$ 287 millones), debido a la reducción en el volumen de las exportaciones, en el precio del flete de navíos y en la contratación de navíos que operaron en el cabotaje de productos derivados, además de la reducción en la provisión para deudores dudosos. Generales y Administrativos (R$ 411 millones), provenientes de los mayores gastos con plantilla de personal, en el 4T-2008, debido al Acuerdo Colectivo de Trabajo 2008/2009, referente a períodos retroactivos, además de la reducción en los gastos con consultorías y procesamiento de datos. Costos de explotación (R$ 369 millones), en función de la reducción de gastos con geología y geofísica en el exterior (R$ 281 millones), costos con abandono en el país (R$ 50 millones) debido a la revisión, en diciembre de 2008, de las estimativas de gastos futuros, además de menores gastos con baja de pozos secos o sin viabilidad económica (R$ 28 millones); Provisión para pérdida en el valor recuperable de activos de Explotación y Producción (R$ 933 millones), registrada en el último trimestre del año; Gastos Tributarios (R$ 280 millones) se debe a la incidencia de impuestos en el exterior, en el 4T-2008, sobre remesas de dividendos y contratos de mutuo, además de la reducción del IOF sobre inversiones financieras; Otros Gastos Operativos (R$ 886 millones), provenientes de la mayor provisión para desvalorización de existencias de petróleo y derivados en el 4T-2008 (R$ 806 millones). Reducción en el resultado financiero (R$ millones), en virtud de la pérdida cambiaria sobre la utilización de recursos en el exterior, compensado por las menores pérdidas cambiarias sobre financiaciones, conforme se detalla en la tabla a continuación: 1T T-2008 Variación Efecto cambiário sobre Endeudamiento Neto 160 (1.286) Variación monetária s/ financiaciones 39 (64) 103 Gastos Financieros Netos (839) (1.093) 254 Resultado operativo sobre endeudamiento neto (640) (2.443) Variación cambiária s/ utilización de Recursos en el exterior via Controladas (471) (4.841) Resultado Cambiário Leasing Financiero - SPEs 51 (1.275) Hedge sobre operaciones comerciales y financieras Comercial (14) 553 (567) Financiero - 9 (9) Total Hedge (14) 562 (576) Títulos y Valores Mobiliários Otros Gastos y receitas financieras netas (350) Otras variaciones cambiárias y monetárias netas (194) 474 (668) Resultado Financiero Neto (849) (3.254) Aumento del resultado de participación en inversiones (R$ 735 millones), debido básicamente al menor resultado del sector petroquímico (R$ 586 millones), debido al efecto cambiario sobre el endeudamiento de las empresas en las que tiene participación, en el 4T Efecto negativo en la participación de los accionistas minoritarios (R$ millones), debido al resultado de las SPE en el 4T-2008, proveniente del efecto cambiario en sus deudas. Aumento del Impuesto sobre la Renta y Contribución Social (R$ millones), por el beneficio fiscal proveniente de la provisión para Intereses sobre el Capital Propio en el 4T

10 Desempeño Operativo Indicadores Físicos 1º Trimestre 4T % Explotación y Producción - Mil Barriles/día Producción Nacional Petróleo y LGN Gas Natural (1) Total Producción Internacional Consolidada 121 Petróleo y LGN Gas Natural (1) (8) 219 Total (1) 14 Producción Internacional no Consolidada (2) (14) 233 Producción Total Internacional (2) Producción total (1) No incluye gas licuado y incluye gas reinyectado. (2) Empresas no consolidadas en Venezuela. Refinación, Transporte y Abastecimiento - Mil Barriles/día 276 Importación de petróleo Importación de derivados (39) 399 Importación de petróleo y derivados (2) 559 Exportación de petróleo Exportación de derivados (17) 790 (3) Exportación de petróleo y derivados Exportación (import.) neta de petróleo y derivados 100 (7) (1.529) 182 Importación de gas y otros (33) (3) 1 Exportación otros (3) 1 2 (50) Producción de derivados Brasil Internacional Capacidad instalada de procesamiento primario (4) Brasil (2) 281 Internacional Utilización (%) de la capacidad nominal 87 Brasil Internacional Participación del petróleo nacional en la carga procesada % (3) Los volúmenes de exportaciones de petróleo y derivados incluyen exportaciones em marcha. (4) De acuerdo con titularidad reconocida por la ANP. Volumen de ventas - Mil Barriles/día 745 Diesel (6) 329 Gasolina Óleo combustível (1) 143 Nafta (9) 211 GLP (2) 74 QAV Otros (23) Total derivados (6) 37 Alcohol, Nitrogenados, Biodiesel y Otros Gas natural (29) Total del mercado interno (8) 791 Exportación Ventas Internacionales Total del mercado externo (*) Total general (*) No revisado 10

11 Desempeño Operativo Indicadores de Precios y Costos (*) 1º Trimestre 4T % Precio Promedio de Realización de Derivados Básicos 176,48 Mercado Interno (R$/bbl) 163,59 163,07 0,3 Precio Promedio de venta - US$ por bbl Brasil (5) 47,95 Petróleo (US$/bbl) 32,23 86,13 (63) (6) 34,76 Gas Natural (US$/bbl) 31,50 37,16 (15) Internacional 47,37 Petróleo (US$/bbl) 39,21 62,23 (37) 17,81 Gas Natural (US$/bbl) 12,75 16,98 (25) (5) Promedio de las exportaciones y de los precios internos de transferencia del E&P para el Abastecimiento. (6) Precio interno de transferencia del E&P para el Gas y Energia. Costos - US$/barril Costo de extracción de petróleo (lifting cost ): Brasil 8,24 sin participación gubernamental 7,82 8,66 (10) 18,11 con participación gubernamental 14,69 24,82 (41) 5,36 Internacional 4,61 4,01 15 Costo de refinación 2,33 Brasil 2,58 3,61 (29) 3,70 Internacional 4,57 6,17 (26) 589 Overhead Corporativo (US$ millones) - Controlante (26) (7) Costos - US$/barril Costo de extracción de petróleo (lifting cost ): Brasil 19,09 sin participación gubernamental 17,91 15, ,48 con participación gubernamental 34,24 43,20 (21) Costo de refinación 5,65 Brasil 5,88 6,30 (7) (7) Revisiones hechas en el COR de la Refinaria en EUA. (*) No revisado 11

12 Desempeño Operativo Explotación y Producción Mil Barriles/día Producción de Petróleo y LGN - País Mil Barriles Día Producción de Petróleo y LGN - Exterior Mil Barriles Día +6% % T T T T-2009 El aumento de la producción de las plataformas P-52 y P-54 (Roncador) y la entrada en operación de la P-53 (Marlim Leste) y de la P-51 (Marlim Sul), en el 4T-2008 y en el 1T-2009, respectivamente, superaron la declinación natural de los campos maduros. Producción de Petróleo y LGN - País Mil Barriles Día +5% La producción internacional de Petróleo y LGN, aumentó debido al inicio de la producción en julio/2008, del campo de Agbami, en Nigeria, atenuado por la reducción en Ecuador, por la venta de la participación en el Bloque 18 y, en EE.UU., debido a los daños causados por huracanes en sept/08 y que todavía no fueron totalmente reparados. La producción de gas se redujo el 8%, debido a la menor importación de gasde Bolivia, por el Brasil debido a la parada de usinas termoeléctricas movidas a gas, en función del aumento de generación de las hidroeléctricas que operan en niveles elevados debido a las lluvias. Producción de Petróleo y LGN - Exterior Mil Barriles Día 121-6% 114 4T T-2009 El aumento de la producción es reflejo de las plataformas recién instaladas en los campos de Marlim Sul (P-51) y Marlim Leste (P-53). 4T T-2009 La producción internacional de petróleo y LGN, se redujo debido a la venta de parte de la participación en el Bloque 18 en Ecuador, en el 4T-2008, atenuado por el aumento de producción en Nigeria, debido a la entrada en producción del nuevo pozo en el campo de Agbami (AGB-16) en enero 2009 y a la entrada en producción del campo de Akpo en marzo/2009. La producción de gas se redujo el 6% debido a la menor importación de gas de Bolivia por el Brasil en el 1T-2009, atenuado por el aumento en Argentina en función del inicio de la operación en la nueva planta en el campo de Medianito. 12

13 Desempeño Operativo Refinación, Transporte y Abastecimiento Mil Barriles/día Carga Fresca Procesada Mil Barriles Día ,2% Costos Lifting Cost (US$/barril) Lifting Cost - US$/Barril Sin Participaciones Gubernamentales 8,66-10% 7,82 1T T-2009 En el 1T-2009 la carga fresca procesada por las refinerías en el país, permaneció en el mismo nivel en comparación al 1T Carga Fresca Procesada Mil Barriles Día +5% T T-2009 Descontándose los efectos de la valorización del Real, el indicador aumentó el 7% debido al mayor número de intervenciones en pozos y de mantenimientos en equipos, a los costos unitarios iniciales más elevados de los nuevos sistemas de producción, cuya tendencia es reducirse con el aumento gradual de la producción, y a los mayores gastos con plantilla de personal relacionados con el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2008/2009. Lifting Cost - US$/Barril Sin Participaciones Gubernamentales 8,24-5% 7,82 4T T-2009 Aumento debido a la reanudación de las actividades de la unidad de destilación de REVAP, después de parada programada en el 4T La carga procesada por las refinerías en el exterior aumentó el 58%, debido a la inclusión de la refinería de Japón, adquirida en abril/2008, además del retorno a la normalidad después de parada programada en la refinería de Pasadena, en EE.UU.. En comparación con el 4T-2008, la carga procesada por las refinerías en el exterior aumento el 4%, debido al retorno a la normalidad de las operaciones en EE.UU., después del paso del huracán Ike en septiembre/2008 y conclusión de las reparaciones en la Unidad de FCC. 4T T-2009 Descontándose los efectos de la valorización del Real, el lifting cost unitario disminuyó el 4%, ocasionado, principalmente, por los mayores gastos en el 4T-2008, con intervenciones en pozos. 13

14 Desempeño Operativo Lifting Cost - US$/Barril Con Participaciones Gubernamentales 24,82-41% 14,69 Lifting Cost - US$/Barril Internacional 4,01 +15% 4,61 1T T T T-2009 La disminución del precio promedio de referencia del petróleo nacional, reflejo del desplome acentuado en las cotizaciones internacionales, ocasionó la reducción del indicador, parcialmente compensado por el aumento de la tasa tributable, principalmente en los campos de Roncador y Espadarte, debido a los mayores volúmenes producidos en las nuevas plataformas instaladas. El lifting cost unitario internacional aumentó debido a la menor producción, ocasionado por la realización de la venta de parte del bloque 18 en Ecuador que tiene un costo menor que el promedio del área internacional, juntamente con los costos iniciales de la producción del campo de Akpo en Nigeria. Lifting Cost - US$/Barril Internacional 5,36-14% 4,61 Lifting Cost - US$/Barril Con Participaciones Gubernamentales 18,11-19% 14,69 4T T T T-2009 Considerando las participaciones gubernamentales, el lifting cost unitario disminuyó el 19%, básicamente en función de la disminución del precio promedio de referencia del petróleo nacional para el cálculo de las participaciones, vinculado a las cotizaciones internacionales. La reducción se debe a mayores gastos, en el 4T- 2008, de los materiales y servicios de terceros en Argentina y por la mayor intervención en pozos, además del reajuste en los servicios contratados. Esta reducción se vio compensada por el aumento generado en función del desplome de la producción. 14

15 Desempeño Operativo Costo de la Refinación (US$/Barril) Costo de la Refinación - US$/Barril Brasil 3,61-29% 2,58 Costo de la Refinación - US$/Barril Internacional 6,17-26% 4,57 1T T-2009 Descontándose los efectos de la valorización del Real, el indicador se redujo el 4% en función de los menores gastos con paradas programadas y con servicios de terceros y de la reducción del costo con energía eléctrica. Costo de la Refinación - US$/Barril Brasil +11% 2,33 2,58 1T T-2009 Reducción del costo de la refinación en función de la mayor carga procesada y menores gastos de mantenimiento, debido al retorno a la normalidad de las operaciones de la refinería de Pasadena (EE.UU.), después de la parada programada realizada en el 1T-2008, juntamente con la inclusión de la refinería de Japón, a partir de abril/2008, que tiene un costo de refinación inferior al promedio del área internacional. Costo de la Refinación - US$/Barril Internacional 3,70 +24% 4,57 4T T-2009 El costo de la refinación aumentó el 12%, sin los efectos cambiarios, en función de los reajustes de precio de los catalizadores, del mayor consumo de productos químicos y materiales y de los mayores gastos de conservación y reparaciones. 4T T-2009 Mayores costos, principalmente servicios de terceros, en función de la parada programada en EE.UU., en febrero/2009 en la unidad de alquilación. 15

16 Desempeño Operativo Overhead Corporativo Controlante (US$ millones) Overhead Corporativo US$ Millones % 478 1T T-2009 Descontándose los efectos de la devaluación del Real, el overhead corporativo se redujo el 2% resultado de las medidas de optimizaicón de costos implantadas por la Compañía, destacándose la reducción de gastos en los servicios vinculados a publicidad y propaganda y procesamiento de datos, compensado parcialmente por el aumento en los gastos con la plantilla de personal. Overhead Corporativo US$ Millones % 478 Volumen de ventas Mil Barriles/día El volumen de ventas en el mercado interno fue el 8% inferior al del 1T-2008, teniendo como principales responsables las reducciones de las ventas de diesel, nafta y gas natural. Las ventas de diesel sufrieron el impacto del no funcionamiento de las térmicas de emergencia movidas a diesel en el 1T- 2009, como sucedió el año pasado, por la inclusión del porcentaje de biodiesel para el 3% a partir de julio/2008 y por la fuerte retracción de la producción industrial. La reducción en las ventas de nafta fueron consecuencia de la crisis que sufre la cadena petroquímica desde el último trimestre de 2008, causando la reducción de los pedidos de las centrales en los primeros meses del año. El consumo del mercado no térmico también fue afectado por la crisis económica, reduciendo el volumen de las ventas de gas natural. Contribuyendo también la ruptura del gasoducto de Transpetro debido a las lluvias en el sur del país y al consumo de petróleo combustible en sustitución al gas, debido a la diferencia de precios. Las exportaciones fueron el 16% superiores en relación al 1T-2008, especialmente petróleo, en función del crecimiento de la producción, destacándose la entrada en operación del FPSO Cidade de Rio das Ostras (Badejo), P-53 (Marlim Leste), P-51 (Marlim Sul) y FPSO Cidade de Niterói (Marlim Leste). Las ventas internacionales fueron el 22% superiores en relación al 1T-2008, principalmente por la inclusión de los volúmenes vendidos de la refinería de Japón, adquirida en abril/2008 y aumento de las operaciones de trading. 4T T-2009 En la comparación con el trimestre anterior, el overhead corporativo se redujo el 21%, ya descontados los efectos de la valorización del Real, también en función de las medidas de reducción de costos adoptadas por la Compañía, destacándose los menores gastos con servicios técnicos especializados, procesamiento de datos, publicidad y propaganda y patrocinios. 16

17 Desempeño Operativo RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO (1) 1º Trimestre 4T % EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN (74) (1.564) ABASTECIMIENTO (435) (1.152) (24) GAS Y ENERGÍA (80) (398) (80) 301 DISTRIBUCIÓN (27) (2.212) INTERNACIONAL (2) (362) 38 (1.053) CORPORATIVO (1.560) (1.375) ELIMINACIONES 529 (498) (206) GANANCIA NETA CONSOLIDADA (20) (1) Los comentarios sobre los resultados por área de negocio se presentan a partir de la pág. 16 y los estados contables por área de negocio a partir de la pág. 26 (2) En el área de negocio Internacional, la comparación de los períodos sufre la influencia de la variación del cambio, llevando en consideración que todas las operaciones se realizan en el exterior, en Dólares o en la moneda de origen de los países en que cada empresa tiene su sede, pudiendo haber variaciones significativas en Reales, causadas principalmente por los reflejos del comportamiento cambiario. 17

18 Desempeño Operativo 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 Explotación y Producción se transfiere para otras áreas de la Compañía. Resultado Segmento E&P () Destacamos, a continuación, los principales criterios utilizados en la verificación de resultados por áreas de negocio: a) Ingresos operativos netos: se consideran los ingresos relativos a las ventas realizadas a clientes externos, más las facturaciones y transferencias entre las áreas de negocio, teniendo como referencia los precios internos de transferencia definidos entre las áreas, con metodologías de verificación con base en parámetros de mercado; b) En la ganancia operativa se han incluido además de los ingresos operativos netos, los costos de los productos y servicios vendidos que se calculan por área de negocio, considerando el precio interno de transferencia y los demás costos operativos, así como los gastos operativos efectivamente realizados en cada área; c) El resultado financiero se asigna totalmente al grupo de órganos corporativos; d) Activos: incluyen los activos identificados con cada área. Las cuentas patrimoniales de naturaleza financiera se designan al grupo de órganos corporativos. 1T T-2009 La reducción en el resultado reflejó el cambio en el nivel de las cotizaciones internacionales del petróleo, así como la disminución del volumen transferido/vendido de gas natural en función de la disminución de la demanda y los mayores costos de explotación, provenientes de haber dado de baja pozos secos o sin viabilidad económica y de los gastos con geología y geofísica. Parte de estos efectos fue compensada por el aumento del 7% en la producción diaria de petróleo y LGN y por la reducción en los costos con participaciones gubernamentales. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent aumentó de US$ 10,77/bbl en el 1T-2008, para US$ 12,17/bbl en el 1T Resultado Segmento E&P () T T-2009 El menor resultado fue debido a la disminución de las cotizaciones internacionales del petróleo y a la reducción del volumen transferido/vendido de gas natural, debido a la disminución de la demanda. Estos efectos fueron parcialmente compensados por los siguientes factores: Reducción de los costos con participaciones gubernamentales; Aumento del 5% en la producción diaria de petróleo y LGN; 18

19 Desempeño Operativo Pérdida estimada en la recuperación de activos, registrada en el 4T El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent aumentó de US$ 6,96/bbl en el 4T-2008, para US$ 12,17 en el 1T (435) Resultado Segmento Abastecimiento () T T-2009 Disminución de los gastos con ventas, generales y administrativos, en función de la reducción de los gastos con flete; Disminución de la provisión para reducción de las existencias al valor de mercado; Mejor resultado con participación en inversiones, relejando el efecto de la devaluación del Real en relación al Dólar estadounidense en el endeudamiento de las empresas del sector petroquímico en las que se tiene participación, ocurrido en el 4T Parte de esos efectos fue compensada por: Disminución del volumen de ventas en el mercado interno, reflejando el comportamiento estacional de las actividades agrícola e industrial; Reducción del 7% de los precios promedio de realización, a pesar del mantenimiento de los precios de la gasolina y del diesel en el mercado interno. El mejor resultado fue consecuencia de la reducción de los costos de adquisición/transferencia de petróleo y de importación de derivados, reflejando el cambio de nivel de las cotizaciones internacionales del petróleo. Resultado Segmento Gas y Energia () Parte de esos efectos fue compensada por el aumento de los gastos con flete en las exportaciones y operaciones de trading en función del mayor volumen comercializado. (398) (80) (1.564) Resultado Segmento Abastecimiento () T T T T-2009 La mejora del resultado operativo fue debido a la reducción de las penalidades por falla de suministro debido a mayor disponibilidad de infraestructura y flexibilidad en la oferta de gas y menores costos en la adquisición de energía en función de reducción del PLD (precio de liquidación de diferencias). Esos efectos se vieron parcialmente compensados por la reducción en la generación termoeléctrica en función del aumento del nivel de los reservorios de las hidroeléctricas - y del menor volumen vendido de gas natural. El aumento del resultado fue consecuencia de los siguientes factores: Menores costos de adquisición/transferencia de petróleo y de importación de derivados; 19

20 Desempeño Operativo Resultado Segmento Gas y Energia () La participación en el mercado de distribución de combustibles aumentó del 35,9% en el 1T-2008, para el 38,8% en el 1T (24) (80) 4T T Resultado Segmento Distribución () 228 El mejor resultado operativo del segmento fue debido a los menores costos con comercialización de energía eléctrica en función de la reducción de los costos de adquisición en el mercado spot y con la importación del gas natural, debido a la baja de las cotizaciones internacionales de la commodity. Estos efectos fueron parcialmente compensados por la reducción de la demanda por energía termoeléctrica, en función del aumento del nivel de los reservorios de las hidroeléctricas, y por el menor volumen vendido de gas natural. No obstante, la disminución en el resultado con la participación de los accionistas minoritarios, reflejando el mejor resultado obtenido por las Sociedades de Propósito Específico y empresas controladas, en donde Petrobras y sus controladas no tienen una participación total, causó la reducción del resultado neto. 4T T-2009 La reducción en el resultado fue debida a los menores márgenes de comercialización, causados por la reducción de los precios promedio de realización. Este efecto fue atenuado por la disminución de los gastos generales y administrativos de ventas, en función de la reducción de las provisiones para crédito de liquidación dudosa y los gastos con el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2008/2009, realizados en el 4T La participación en el mercado de distribución de combustibles fue del 38,8% en el 1T-2009, mientras que en el 4T-2008 era del 34,7%. Resultado Segmento Distribución () Resultado Segmento Internacional 38 () (362) T T-2009 El menor resultado fue debido a la disminución de los márgenes de comercialización, causada por la reducción de los precios promedio de realización. Este efecto fue parcialmente compensado por el aumento del 7,9% en el volumen vendido, reflejando principalmente la consolidación de ALVO Distribuidora, a pesar del consecuente aumento de los gastos generales y administrativos de ventas. 1T T-2009 Los principales acontecimientos que tuvieron influencia sobre la reducción en el resultado de 2009 fueron: i) constitución de provisión para pérdidas en inversiones en EE.UU. de R$ 341 millones; y ii) reducción en el precio del petróleo en el mercado internacional. 20

21 Desempeño Operativo Resultado Segmento Internacional () El aumento del resultado negativo fue consecuencia de la elevación del resultado financiero negativo (R$ 613 millones), conforme comentado en la página 5, siendo parcialmente compensado por el aumento de los créditos con el impuesto sobre la renta y contribución social. (362) Resultado Segmento Corporativo () (2.212) 4T T Mayores volúmenes y mejores márgenes en las actividades de refinación en EE.UU. y Japón, juntamente con el mejor desempeño de las operaciones conjuntas de refinación y distribución en Argentina, aumentaron la ganancia bruta para R$ 592 millones. Los siguientes factores también contribuyeron para un mejor resultado: Reducción de los costos de explotación, destacándose los menores gastos con sísmica y geología (R$ 281 millones) y con la baja de pozos secos o sin viabilidad económica (R$ 103 millones); Pérdida estimada en la recuperación de activos, habida en el 4T-2008 (R$ 325 millones); Disminución de la pérdida con desvalorización de las existencias en EE.UU. y Japón (R$ 436 millones); (1.560) 4T T-2009 La reducción del resultado es consecuencia de la disminución del resultado financiero neto (R$ millones), conforme comentado en la página 7, y de la reversión del resultado con participación de los accionistas minoritarios, reflejando la devaluación del Real en relación al Dólar estadounidense, ocurrida en el 4T-2008 sobre el endeudamiento de las Sociedades de Propósito Específico y empresas controladas, en las cuales Petrobras y sus subsidiarias no tienen participación total. Pérdida por la devolución del bloque 31 en Ecuador (R$ 182 millones), ocurrida en el 4T Estos eventos fueron atenuados por la constitución de provisión para pérdidas en inversiones en EE.UU. (R$ 341 millones). Resultado Segmento Corporativo () (1.375) (1.560) 1T T

22 Desempeño Operativo Endeudamiento Consolidado % Endeudamiento Corto Plazo (1) Endeudamiento Largo Plazo (1) Total Disponibilidades Endeudamiento neto (2) Endeudamiento neto/(endeudamiento neto+patrimonio Neto) (1) 26% 26% - Pasivo total neto (1) (3) Estructura de capital (capital de terceros neto / pasivo total neto) 49% 50% (1) (1) Incluye compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgo y control de bienes. (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 4% en relación al 4T-2008, debido a captaciones en el mercado externo, destacándose la emisión de notes, además de adelantos de contratos de cambio. Esas captaciones se destinaron principalmente a la financiación del plan de negocios de Petrobras 2009/2013 y para financiar las importaciones de petróleo. El nivel de endeudamiento, medido a través del índice de la deuda neta /EBITDA aumentó de 0,85 al para 0,95 al La estructura de capital está representada por el 49% de participación de capitales de terceros, una reducción de 1 punto porcentual en comparación al Abertura por moneda Financiaciones Corto Plazo 21% Compromisos contractuales LP 1% Compromisos contractuales CP 1% Endeudamiento Bruto Total Financiaciones Largo Plazo 77% Hasta 6% Otras Abertura por tipo de tasa Fijas 47% Abertura por tasa 48% 14% 5% De 10 a 12% 16% 53% 17% De 6 a 8% De 8 a 10% Instituciones Financieras 34% Dólar 65% Abertura por categoría "Notes" 30% Debentures 7% Otros 15% BNDES 14% Reales 29% Iene 5% Otras 1% Abertura por data de vencimiento Endeudamiento Bruto Fluctuantes % % 10% % 40% 6% Endeudamiento neto Disponibilidades Después

23 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. Al , las inversiones totales ascendían a R$ millones, representando un aumento del 41% sobre los fondos invertidos al Periodo Ene-Mar 2009 % 2008 % % Inversiones Directas Exploración y producción Abastecimiento Gas y Energía Internacional (24) Distribuición Corporativo Sociedades de Propósito Específico (SPEs) (22) Emprendimientos en Negociación Total de inversiones Periodo Ene-Mar 2009 % 2008 % % Internacional Exploración y producción (23) Abastecimiento (29) Gas y Energía Distribuición Otros (87) Total de inversiones (24) * Periodo Ene-Mar 2009 % 2008 % % Proyectos Estructurados por SPEs Gasene (14) CDMPI (31) PDET Off Shore (97) Codajás Mexilhão Marlim Leste (63) Malhas (92) Total de inversiones (22) 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 108 concesiones en alianza. Para esos proyectos se han previsto inversiones totales del orden de US$ millones, hasta el final del ejercicio de

24 Estados Contables Estado del Resultado Consolidado 1º Trimestre 4T Ventas brutas (13.057) Cargos de ventas (10.980) (12.259) Ventas netas (37.581) Costo de los productos vendidos (25.780) (29.516) Ganancia bruta Gastos operativos (2.151) Ventas (1.864) (1.558) (2.164) Generales y administrativas (1.753) (1.553) (1.380) Costos de explotación para extracción de petroleo (1.011) (685) (933) Pérdida en la recuperación de activos - - (437) Investigación y desarrollo (336) (417) (431) Tributarias (151) (149) (359) Plan de pensión y asistencia medica (369) (356) (1.997) Otras (1.111) (985) (9.852) (6.595) (5.703) Financieras netas Ingresos (1.386) Gastos (1.218) (846) (39) Var. monetarias netas (117) (150) Var. cambiarias netas (298) (26) (849) (236) (7.447) (7.444) (5.939) (1.106) Resultado de la Inversiones Significativas (371) Ganancia operativa (1.761) Impuesto sobre la renta/contribución social (2.842) (3.931) Participación de los accionistas no controlantes (342) (230) 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. 24

25 Estados Contables Balance General Consolidado Activo Corriente Efectivo y equivalentes de efectivo Cuentas por cobrar Existencias Títulos y valores mobiliarios Impuestos y tasas por recuperar Otros No Corriente Realizable a Largo Plazo Cuentas Petróleo y Alcohol Títulos y valores mobiliarios Impuestos y Contribuciones 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 contribuciones 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 contribuciones sociales diferidos Provisión p/abandono de pozos Ingresos 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. 25