RESULTADOS DEL TERCER TRIMESTRE DE 2015

Transcripción

1 RESULTADOS DEL TERCER TRIMESTRE DE 2015 Revisados por los auditores independientes, en millones de Reales, según los estándares internacionales de contabilidad (International Financial Reporting Standards IFRS) (Traducción libre del original en portugués). Rio de Janeiro 12 de noviembre de 2015 La ganancia neta del periodo de Ene-Sep/2015 fue de R$ millones, el 58% inferior al mismo periodo de Pérdida de R$ millones en el 3T La ganancia operativa del periodo de Ene-Sep/2015 fue de R$ millones, el 149% superior al mismo periodo de EL EBITDA ajustado del periodo de Ene-Sep/2015 fue de R$ millones, 45% mayor al mismo periodo de EL endeudamiento neto en 30 de septiembre de 2015 fue de US$ millones, el 5% inferior en comparación a 31 de diciembre de El plazo promedio del endeudamiento aumentó de 6,10 años en 31 de diciembre de 2014 para 7,49 años en 30 de septiembre de T T (58) Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras (3.759) 531 (808) (5.339) Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos (39) (4.921) EBITDA ajustado (22) La ganancia neta de R$ millones en el período de Ene-Sep/2015, el 58% inferior al mismo período de 2014, refleja el aumento de los gastos financieros netos. El aumento del 149% en la ganancia operativa fue generado por los mayores márgenes de venta de los derivados en el mercado interno y el mayor volumen de exportación de petróleo, resultante del aumento del 7% en la producción en Brasil a pesar de la reducción de la demanda en el mercado interno. Principales hitos del periodo Ene-Sep/2015: Crecimiento de 6% de la producción de petroleo y gas natural de Petrobras (Brasil y exterior); Aumento de las exportaciones de petróleo (60%, 132 mil barriles/día); Menor demanda de derivados en el mercado interno (8%, 195 mil barriles/día); Menores gastos de importaciones y participaciones gubernamentales; y Aumento de los gastos financieros netos, que alcanzaron R$ millones, debido a la pérdida cambiaria y al aumento de los gastos de intereses, reflejo del mayor endeudamiento y de la menor capitalización en activos en construcción. Principales hitos del 3T-2015: Crecimiento de 1% de la producción de petroleo y gas natural de Petrobras (Brasil y exterior); Mayor demanda de derivados en el mercado interno (1%, 32 mil barriles/día); Reducción de las exportaciones de petróleo (10%, 40 mil barriles/día); y Aumento de R$ millones en los gastos financieros netos debido a la pérdida cambiaria. La depreciación cambiaria generó efectos en el Resultado, Patrimonio y en los indicadores, según estimaciones a continuación (en R$ millones, excepto para indicadores): Itens de resultado, patrimonio e indicadores Efecto Ene-Sep/2015 3T-2015 Ganancia (pérdida) neta - Accionistas Petrobras Reducción EBITDA ajustado Reducción Efectivo y equivalentes al efectivo en el exterior Aumento Financiaciones en moneda extranjera Aumento Patrimonio neto Reducción Endeudamiento neto / EBITDA ajustado Aumento 1,77X 1,07X Apalancamiento Aumento 10,5pp 6,5pp 1

2 Principales ítems e indicadores económicos consolidados Ganancias, valor de mercado e inversiones 3T T (6) Ingresos de ventas Ganancia bruta (7) Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos (39) (4.921) (23.113) (2.086) (1008) Resultado financiero neto (11.444) (6.048) (89) (972) (58) Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras (3.759) 531 (808) (5.339) 0,16 0,38 (58) Ganancia (pérdida) básica y diluida por acción 1 (0,29) 0,04 (825) (0,41) (55) Valor de mercado (Controlante) (41) EBITDA ajustado (22) Margen bruto (%) (3) Margen operativo (%) (5) (1) Margen neto (%) (5) 1 (6) (6) (11) Gastos de capital e inversiones Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos 3T T (25.176) 187. Abastecimiento (43) (11.840) (62). Exploración & Producción (54) (2.103) 226. Gas & Energía (3.538) (33). Distribución (359) 308 (217) (295) (18). Internacional (227) 719 (132) (18) (174) (205) 15. Biocombustible (63) (66) 5 (67) (14.525) (9.661) (50). Corporativo (4.342) (6.487) 33 (3.586) Indicadores 3T T ,53 225,74 (1) Precios de los derivados básicos en el mercado interno (R$/bbl) 228,15 224, ,52 174,25 243,95 (29) Petróleo Brent (R$/bbl) 177,38 190,09 (7) 231,56 55,39 106,57 (48) Petróleo Brent (US$/bbl) 50,26 61,92 (19) 101,85 Precio de venta - Brasil 45,04 95,77 (53). Petróleo (US$/bbl) 4 39,76 52,14 (24) 90,73 37,45 48,76 (23). Gas natural (US$/bbl) 35,47 39,29 (10) 49,28 3,17 2,29 38 Dólar promédio comercial de venta (R$/US$) 3,54 3, ,27 3,97 2,45 62 Dólar final comercial de venta (R$/US$) 3,97 3, ,45 49,6 4,6 45 Variación del dolar final comercial de venta (R$/U.S.$) 28,1 (3,3) 31 11,3 13,13 10,74 2 Selic - tasa promedio (%) 13,99 13, , Producción total de petroleo y LGN (Mbbl/d) Producción total de gas natural (Mbbl/d) Producción total de petroleo y gas natural (Mbbl/d) (3) Volume total de ventas (Mbbl/d) Ganancia (pérdida) neta por acción calculada con base en el promedio ponderado por la cantidad de acciones. 2 EBITDA + resultado de participaciones en inversiones, pérdida en el valor recuperable de los activos impairment y la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados. 3 Margen Operativo basado en la ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos, excluyéndose la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados. 4 Promedio de los precios de las exportaciones y de los precios internos de transferencia de la Exploración & Producción para el Abastecimiento. 2

3 Resultados del periodo Ene-Sep/ Ene-Sep/2014: Ganancia bruta superior en 23% (R$ millones), con destaque a: Ingresos de ventas de R$ millones, el 6% inferior, debido a: Reducción de los precios de las exportaciones y de nafta petroquímica, combustible de aviación e oleo combustible en el mercado interno; Reducción de la demanda de derivados en el mercado interno (8%), debido al menor nivel de actividad económica; Menor exportación de derivados (12%); Aumento del 60% en el volumen de petroleo exportado debido al aumento de la producción nacional (7%) asociado a la menor carga procesada en las refinerías (5%); y Mayores precios de diesel y gasolina, reflejando el reajuste de precios ocurrido en noviembre de Costo de ventas de R$ millones, el 15% inferior, retratando: Menores gastos de importaciones y participaciones gubernamentales; Reducción de la demanda de derivados en el mercado interno; Menor procesamiento de petroleo importado y menor participación de derivados importados en el mix de las ventas; y Aumento de los gastos de producción de petróleo. Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos de R$ millones, superior en 149% (R$ millones), reflejando: Aumento de la ganancia bruta (R$ millones); Aumento de los gastos tributarios (R$ millones), principalmente debido a la adhesión al Programa de Financiación en Cuotas Especiales de deudas tributarias (detalles en la nota explicativa 20.2 de las Informaciones Trimestrales del 3T-2015); Mayores gastos en contingencias judiciales (R$ millones), principalmente en litigios laborales y tributarios. El año anterior fue impactado positivamente por el reconocimiento de la contingencia activa referente a los valores de PIS y COFINS pagados indebidamente sobre ingresos financieros; Mayor gasto en plan de pensión y salud generado por la revisión actuarial, que se tradujo en un mayor saldo del pasivo actuarial neto en 2014, debido principalmente a la disminución en la tasa de interés real (R$ millones); Impairment de activos debido a la exclusión de proyectos de la cartera de inversiones contemplada en el Plan de Negocios y Gestión (PNG) en el horizonte de 2015 a 2019 (R$ millones); y Menores gastos de bajas de pozos secos y/o subcomerciales en Brasil (R$ millones). Adicionalmente, se destacan los siguientes eventos que gravaron el año 2014: Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados (R$ millones); Pérdidas con cuentas a cobrar del sector eléctrico (R$ millones); Baja de valores relacionados con la construcción de las refinerías Premium I y II (R$ millones); y Constitución de provisión para gastos en el Plan de Incentivo a la Salida Voluntaria (R$ millones). Gasto financiero neto de R$ millones, R$ millones superior debido a los siguientes efectos: Pérdida cambiaria de R$ millones resultante de la depreciación del 49,6% del real sobre la exposición pasiva neta en dólares (depreciación cambiaria del 4,6% en Ene-Sep/2014), ya considerados los efectos de la contabilidad de hedge, conforme se presenta en el ítem 5 del Apéndice; Pérdida cambiaria de R$ millones resultante de la depreciación del 37,4% del real sobre la exposición pasiva neta en euro (apreciación cambiaria del 4,1% en Ene-Sep/2014); y Aumento de los gastos de intereses debido: i) al mayor endeudamiento (R$ millones); ii) a la menor capitalización ocasionada por la reducción del saldo de activos en construcción (R$ millones), reflejando la finalización de los proyectos pertinentes en todo el año de 2014, así como las bajas y el impairment de activos en diciembre de 2014; y iii) reconocimiento de interés sobre gasto tributario referente al Imposto sobre Operações Financeiras - IOF (R$ millones) y de impuesto sobre la renta retenido en la fuente (IRRF) (R$ millones). Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras de R$ millones, el 58% inferior (R$ millones), reflejando: Mayores gastos financieros netos; Mayores gastos de impuestos a las ganancias (R$ 926 millones) debido a la constitución de provisión para dichos tributos sobre ganancias devengadas en el exterior (detalles en la nota explicativa de las Informaciones Trimestrales del 3T-2015); y Aumento de la ganancia operativa. 3

4 Resultados del 3T- 2T-2015: Ganancia bruta menor en 7% (R$ millones), reflejando: Ingresos de ventas de R$ millones, el 3% superior, reflejando: Aumento de la demanda de derivados en el mercado interno (1%), principalmente de diesel (3%) y gasolina (1%); Efecto de la depreciación cambiaria sobre las exportaciones y operaciones en el extranjero; y Reducción del 10% del volumen de oleo exportado. Costo de ventas de R$ millones, el 8% superior, reflejando: Mayores gastos de importación de petroleo, insumos para la producción en el extranjero y operaciones de trading, reflejando la depreciación cambiaria; Aumento de las ventas de derivados en el mercado interno; y Menor participación de derivados importados en el mix de ventas. Ganancia neta antes del resultado financiero, participación e impuestos de R$ millones, el 39% inferior (R$ millones), reflejando: Menor ganancia bruta (R$ millones); Mayores gastos en contingencias judiciales principalmente en litigios laborales y tributarios (R$ millones); Impairment de activos en el 2T-2015 debido a la exclusión de proyectos de la cartera de inversiones contemplada en el Plan de Negocios y Gestión (PNG) en el horizonte de 2015 a 2019 (R$ millones); Menores gastos tributarios (R$ 905 millones), principalmente debido a la reducción de los valores incluidos en el Programa de Financiación en Cuotas Especiales de deudas tributarias en el 3T-2015 (detalles en la nota explicativa 20.2 de la Informaciones Trimestrales del 3T-2015); Mayores gastos de bajas de pozos secos y/o subcomerciales (R$ 668 millones); y Mayores gastos de devolución de campos a la ANP (R$ 270 millones). Gasto financiero neto de R$ millones, superior en R$ millones debido a: Pérdida cambiaria de R$ millones resultante de la depreciación del 28,1% del real sobre la exposición pasiva en dólares (apreciación cambiaria del 3,3% en el 2T-2015); y Pérdida cambiaria de R$ millones resultante de la depreciación del 28,2% del real sobre la exposición pasiva en euro (depreciación cambiaria del 0,4% en el 2T-2015). Pérdida neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras de R$ millones (ganancia neta de R$ 531 millones en el 2T-2015), reflejando mayores gastos financieros netos, parcialmente compensados por el menor gasto con impuestos a las ganancias (R$ millones). 4

5 RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO Petrobras es una Compañía que opera de forma integrada, cuya mayor parte de la producción de petróleo y gas natural es transferida del área de Exploración y Producción a otras áreas de negocio de la Compañía. En la determinación de los resultados por área de negocio se consideran las transacciones realizadas con terceros y entre empresas del Sistema Petrobras, además de las transferencias entre áreas de negocio valoradas por precios internos de transferencia definidos a través de metodologías fundamentadas en parámetros de mercado. EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN Ganancia neta 3T T (63) (59) (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La reducción de la ganancia neta resultó de los menores precios de venta/transferencia de petróleo. El mayor volumen de petróleo transferido y los menores costos de baja de pozos secos y/o subcomerciales compensaron parcialmente eses efectos. El año de 2014 fue impactado por la constitución de provisión del Programa de Incentivo a la Desvinculación Voluntaria (PIDV) y por la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados. (3T-2015 vs. 2T-2015): La reducción de la ganancia neta resultó de los menores precios de venta/transferencia de petróleo, así como de los mayores gastos de servicios y fletamento de plataformas, reflejo del cambio, y del aumento de la depreciación. Parte de dichos efectos fue compensada por el mayor volumen de petróleo transferido y los menores gastos de participaciones gubernamentales. Producción nacional (Mbbl/d) (*) 3T T Petróleo y LGN Gas natural Total (Ene-Sep/ Ene-Sep/2014): La producción de petróleo y LGN aumentó el 7% debido a la entrada en operación de los FPSOs Cidade de Mangaratiba (Iracema Sul, campo de Lula) y Cidade de Ilhabela (Sapinhoá), Cidade de Itaguaí (Iracema Norte, campo de Lula) y P-61 (Papa-Terra), además del rampup de P-55 y P-62 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias), de los FPSOs Cidade de Paraty (Lula NE) y Cidade de São Paulo (Sapinhoá). Este aumento fue parcialmente compensado por la disminución natural de los campos. La producción de gas natural creció el 12% debido a la entrada en operación de los sistemas ya mencionados y del aumento de la productividad de la plataforma de Mexilhão y del FPSO Cidade de Santos (Uruguá-Tambaú), compensando la disminución natural de producción de los campos. (3T- 2T-2015): La producción de petróleo y LGN aumentó el 1% debido a la entrada en operación del FPSO Cidade de Itaguaí y al aumento de producción de los FPSOs Cidade de Mangaratiba y Cidade de Ilhabela y de P-58 y P-62. Este aumento fue parcialmente compensado por la realización de la parada programada de la P-52 (Roncador) en septiembre, que volvió a operar el 16/09/2015. La producción de gas natural aumentó el 3% debido a la entrada en operación y aumento de la producción de los sistemas ya mencionados. (*) No revisado por los auditores independientes. 5 LGN Fluidos de gas natural. 6 No incluye gas licuado e incluye gas reinyectado. 5

6 HITOS FINANCIEIROS Y OPERATIVOS Lifting Cost 7 - Brasil (*) 3T T-2015 US$/barril: 12,40 14,70 (16) Sin participación gubernamental 11,24 12,71 (12) 15,33 19,62 32,28 (39) Con participación gubernamental 16,92 21,96 (23) 31,37 R$/barril: 39,16 33,59 17 Sin participación gubernamental 40,82 38, ,18 63,00 74,09 (15) Con participación gubernamental 64,33 65,95 (2) 73,94 Lifting Cost sin participaciones gubernamentales US$/barril (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): El indicador en dólares se redujo el 16%. Desconsiderando los efectos cambiarios, hubo un aumento del 4% debido a los mayores gastos de intervenciones en pozos y de ingeniería y mantenimiento submarino en la cuenca de Campos, compensados parcialmente por el aumento de la producción. (3T-2015 vs. 2T-2015): El indicador en dólares se redujo el 12%. Desconsiderando los efectos cambiarios, el indicador permaneció estable con relación al trimestre anterior. Lifting Cost con participaciones gubernamentales US$/barril (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): El indicador se redujo el 39%, por los menores gastos de royalties y participación especial, como consecuencia de la reducción del precio medio de referencia del petróleo nacional en dólares (52%), debido a la baja de los precios en el mercado internacional asociada a la caída del lifting cost, como ya se comentó anteriormente. (3T-2015 vs. 2T-2015): El indicador se redujo el 23% debido principalmente a la reducción del precio medio de referencia del petróleo nacional en dólares (23%), vinculado a las cotizaciones internacionales. (*) No revisado por los auditores independientes. 7 Indicador de Lifting Cost de petroleo y gas natural. 6

7 ABASTECIMIENTO Ganancia neta 3T T (17.594) (34) (8.903) (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La ganancia neta resultó de los menores costos de adquisición/transferencia de petróleo, menor participación de petróleo importado en la carga procesada y de derivados importados en el mix de las ventas, así como de los reajustes de precios del diesel (5%) y gasolina (3%) ocurridos en noviembre de (3T-2015 vs. 2T-2015): La ganancia neta se redujo debido al reconocimiento de gastos tributarios referentes al IRRF incidente sobre remesas a la subsidiaria en el exterior para pagos de importaciones de petróleo y derivados. El año de 2014 fue impactado por las bajas de gastos adicionales indebidos capitalizados y de los valores relacionados con la construcción de las refinerías Premium I y II, así como por la constitución de provisión del Programa de Incentivo a la Desvinculación Voluntaria (PIDV). Importaciones e exportaciones de petróleo y derivados (Mbbl/d) (*) 3T T (25) Importaciones de petróleo (29) Importaciones de derivados (31) (27) Importaciones de petróleo y derivados (14) Exportaciones de petróleo (10) (12) Exportaciones de derivados (23) Exportaciones de petróleo y derivados (14) 491 (89) (424) 79 Exportaciones (importaciones) netas de petróleo y derivados (21) (27) 22 (222) 1 3 (67) Otras exportaciones (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): Mayores exportaciones de petróleo debido al aumento de la producción. Menores importaciones de petróleo, reflejando su menor participación en la carga procesada. La menor demanda en el mercado interno redujo la necesidad de importación de derivados. La menor carga procesada influenció en la reducción de las exportaciones de derivados. (3T-2015 vs. 2T-2015): El menor volumen de exportación de petroleo fue generado por el hecho de que una porción significativa de exportación del 3T-2015 ocurrió en el mes de Septiembre, y el reconocimiento dese ingreso será apenas en el 4T-2015 debido a la longitud del viaje. Adicionalmente, el alto nivel de las exportaciones del 2T-2015 se vio influenciado por la realización de bienes de cambio generados en el 1T Menores exportaciones de derivados debido a la menor producción de oleo combustible. Reducción de la importación de derivados debido a la mayor producción de diesel. Mayor importación de petróleo acompañando el aumento de la carga procesada. (*) No revisado por los auditores independientes. 8 Se incluyen los volúmenes de exportaciones de petróleo provenientes de las áreas de negocio de Abastecimiento y de Exploración & Producción. 7

8 Indicadores operativos del refino (Mbbl/d) (*) 3T T (6) Producción de derivados (1) Carga de referencia (8) Factor de utilización de la refinación (%) (5) Carga fresca procesada (sin LGN) - Brasil (5) Carga procesada - Brasil Participación del petróleo nacional en la carga procesada (%) (2) 80 (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La carga procesada fue el 5% inferior debido a la menor demanda y a la parada programada na unidad de destilación da RLAM y parada no programada en REDUC, parcialmente compensadas por la entrada en operación de RNEST en noviembre de (3T-2015 vs. 2T-2015): La carga procesada aumentó el 1% debido a la retomada de la operación en RLAM y REFAP, que en el 2T-2015 estaban en parada programada. Este aumento fue parcialmente compensado por la parada programada general en RECAP. Costos de la refinación - Brasil (*) 3T T ,52 2,96 (15) Costos de la refinación (US$/barril) 2,12 2,64 (20) 3,17 8,01 6,80 18 Costos de la refinación (R$/barril) 7,89 7,98 (1) 7,33 (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): El indicador en dólares fue el 15% inferior. En reales, hubo aumento del 18% debido principalmente a los mayores gastos de personal resultantes del reajuste salarial concedido en el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2014 y a la reducción de la carga procesada. (3T-2015 vs. 2T-2015): El indicador en dólares fue el 20% inferior. En reales, hubo reducción del 1% debido principalmente a la retomada de la operación en RLAM y REFAP, que estaban en actividad de parada programada en el 2T-2015, y a la mayor carga procesada en RNEST. (*) No revisado por los auditores independientes. 9 Carga de referencia o capacidad instalada de procesamiento primario considera carga máxima sostenible de petróleo alcanzada en las unidades de destilación al final del periodo, respetando los límites de proyecto de los equipos y los requisitos de seguridad, medio ambiente y calidad de los productos. Es menor que la capacidad autorizada por la ANP (inclusive autorizaciones temporarias) y órganos ambientales. 10 El factor de utilización de la refinación (%) considera la relación entre la carga fresca procesada y la carga de referencia. 11 Carga fresca procesada - volumen de petróleo procesado en Brasil para cálculo del factor de utilización del parque de refinación. 12 Carga procesada: está compuesta por la sumatoria de la carga procesada de petróleo y LGN en Brasil. 8

9 GAS Y ENERGÍA Ganancia neta 3T T (1.293) (2.510) (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La ganancia neta resultó del mayor margen de comercialización del gas natural debido al aumento del precio medio de realización, de la reducción de los costos de adquisición de gas importado (GNL y boliviano). La pérdida en 2014 estuvo influenciada por las pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico y por la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados. (3T-2015 vs. 2T-2015): El aumento de la ganancia neta resultó del aumento del margen de comercialización de gas natural y energía eléctrica debido, respectivamente, a la retirada del descuento de los contratos de la nueva política de gas natural y al menor costo de energía influenciado por la reducción de la PLD, así como por el hecho de trimestre anterior haber tenido gravámenes por el impairment del activo Unidad de Fertilizantes Nitrogenados V, motivado por la reducción de la cartera de inversiones en el Plan de Negocios y Gestión (PNG) Indicadores físicos y financieros (*) 3T T (27) Ventas de electricidad (ACL) 13 - MW promedio (9) Ventas de electricidad (ACR) 14 - MW promedio (6) Generación de electricidad - MW promedio (12) (51) Precio de liquidación de las diferencias (PLD) - R$/MWh (45) (13) Importaciones de gas natural licuado (Mbbl/d) (30) (2) Importaciones de gas natural (Mbbl/d) (2) 210 (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La reducción del 27% del volumen de ventas de energía en el Ambiente de Contratación Libre (ACL) se debió a la migración de parte de la garantía disponible (1.049 MW/medios) al Ambiente de Contratación Regulada (ACR). El aumento del volumen generado de energía del 7% resultó del mayor despacho termoeléctrico por parte del Operador Nacional del Sistema (ONS) y de la mayor capacidad disponible para el Parque Termoeléctrico de Petrobras. La reducción del 13% en la importación de gas natural licuado y del 2% en la importación de gas natural boliviano resultó de la mayor oferta de gas nacional, debido al aumento de la producción en el 12%. La reducción del 51% de la PLD fue reflejo de la alteración de la metodología de la ANEEL a partir del 27 de diciembre de 2014, estableciendo un menor valor para el cálculo del límite máximo de la PLD. (3T-2015 vs. 2T-2015): La reducción del 9% del volumen de ventas de energía en el Ambiente de Contratación Libre (ACL) resultó de la menor demanda en el período. La reducción del 6% en el Ambiente de Contratación Regulada (ACR) resultó de la conclusión del contrato de venta en subasta de ajuste de 2015 de 205 MW medios. La reducción del volumen generado de energía del 12% y del PLD del 45% fue reflejo de la mejora de las condiciones hidrológicas de los subsistemas, aliada a la decisión en agosto de 2015 del Comité de Monitoreo del sector Eléctrico (CMSE) de desconectar usinas con costos unitarios elevados, impactando la generación de las usinas a oleo. La reducción del 30% en la importación de gas natural licuado y del 2% en la importación de gas natural boliviano resultó de la menor demanda termoeléctrica en el período. Nota de rodapé: (*) (*) No revisado por los auditores independientes. 13 ACL - Ambiente de contratación libre. 14 ACR - Ambiente de contratación regulada. 15 Precios semanales ponderados por nivel de carga libre (baja, media y pesada), el número de horas y la capacidad del submercado. 9

10 DISTRIBUCIÓN Ganancia neta 3T T (42) (299) 184 (263) (203) (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La reducción de la ganancia neta resultó de los menores márgenes medios de comercialización (9,1%), asociados a la reducción del volumen de ventas (5%). (3T-2015 vs. 2T-2015): La pérdida resultó de la reducción de los márgenes medios de comercialización (2,5%) y de los mayores gastos de ventas debido a las pérdidas con cuentas a cobrar del sector eléctrico. El año de 2014 tuvo gravámenes por la constitución de provisión del Programa de Incentivo a la Desvinculación Voluntaria (PIDV). Market Share (*) 16 3T T ,6% 37,0% (1) 34,7% 35,4% (1) 37,2% (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La reducción de market share resulta principalmente de la expansión del mercado de etanol hidratado (42,2%), mercado en que Petrobras Distribuidora tiene una participación menor, conjugada a la caída de las ventas para el sector termoeléctrico. Además, ocurrió importación de gasolina/diesel y adquisición de gasolina formulada por los competidores, proporcionándoles mayor competitividad. (3T-2015 vs. 2T-2015): Reducción de market share en el 3T justificada en gran parte por el menor despacho de las térmicas, además de la caída de la participación de las ventas de oleo diesel (no térmico). (*)16 (*) No revisado por los auditores independientes. 16 Desde 2015, el cálculo del market share se ha revisado para no más tener en cuenta las ventas entre los distribuidores. Además, comenzamos a actualizar el indicador en la adhesión a la revisión de los montos históricos realizados por la ANP y Sindicom. Los trimestres anteriores se han recalculado por el nuevo criterio, a efectos de comparación. 10

11 INTERNACIONAL Como desdoblamiento de la creación de la Dirección de Gobernanza, Riesgo y Conformidad y de la extinción de la Dirección Internacional en marzo de 2015, se aprobaron ajustes organizacionales en las demás áreas de negocio involucrando la transferencia de la gestión de actividades del área de negocio internacional. Considerando los detalles necesarios para integración de la gestión de dichas actividades, la Compañía aún está presentando los resultados del área internacional por separado. Ganancia neta 3T T (19) (167) 816 (120) (219) (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La reducción del resultado resultó de los mayores gastos de ventas, baja por devolución de bloques exploratorios y impairment. Además, el periodo Ene-Sep/2014 se benefició de la ganancia obtenida con la venta de los activos en tierra de E&P en Colombia. (3T-2015 vs. 2T-2015): La pérdida resultó principalmente de la baja por devolución de bloques exploratorios, además del hecho del 2T-2015 haber sido beneficiado por la ganancia en el cálculo del impuesto sobre la renta diferido, a partir de los créditos fiscales de las empresas holandesas. Dicha reducción fue atenuada por la mayor ganancia bruta, resultado del efecto cambiario, debido a la valorización del dólar ante el real que fue mayor que la reducción generada por la disminución de los precios internacionales. Producción internacional (Mbbl/d) 17 (*) 3T T-2015 Producción internacional consolidada (20) Petróleo y LGN (3) (5) Gas natural (13) Total producción internacional consolidada (1) (6) Producción internacional no consolidada (6) (12) Producción total internacional (2) 215 (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): A pesar del incremento de la producción por la entrada de los campos de Saint Malo, en diciembre de 2014, y Lucius, en enero de 2015, en Estados Unidos, la producción consolidada de petróleo y GNL se redujo el 20% debido a la conclusión de la transferencia de propiedad de los activos terrestres en Perú en noviembre de 2014, en Colombia en abril de 2014, y en la cuenca Austral, en la provincia de Santa Cruz, Argentina, en marzo de (3T-2015 vs. 2T-2015): Reducción en la producción consolidada de oleo y LGN del 3%, principalmente debido a la parada programada de la plataforma del Campo de Saint Malo, en el Golfo de México norteamericano, en julio de La producción de gas natural se mantuvo prácticamente estable con relación al trimestre anterior. La producción de gas natural se redujo principalmente debido a la conclusión de la transferencia de los activos terrestres en Perú en noviembre de 2014 y en la cuenca Austral, en Argentina, en marzo de Dichos efectos fueron parcialmente compensados por la entrada de producción del campo de Hadrian South, Estados Unidos, a fines de marzo de Precio de venta - Internacional 3T T ,25 85,46 (32). Petróleo (US$/bbl) 55,69 60,52 (8) 84,05 23,68 20, Gas natural (US$/bbl) 25,84 22, ,06 (*) No revisado por los auditores independientes. 17 Algunos países que componen la producción Internacional están bajo el régimen de producción compartida, con las participaciones gubernamentales siendo pagadas en petróleo. 11

12 Lifting Cost - Internacional (US$/barril) 18 (*) 3T T ,73 8,55 (10) 7,21 7,16 1 8,84 (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): Reducción del 10%, principalmente en Estados Unidos, debido a la entrada en producción de los campos Saint Malo, Lucius y Hadrian South, que tienen costos operativos más bajos, y a la transferencia de los activos terrestres en Perú y Colombia, que tenían costos operativos más elevados. (3T-2015 vs. 2T-2015): Este trimestre, el costo de extracción se mantuvo prácticamente estable. Indicadores operativos del refino - Internacional (Mbbl/d) (*) 3T T (19) Carga total procesada (18) Producción de derivados Carga de referencia (14) Factor de utilización de la refinación (%) (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): Menor carga total procesada (19%) debido a la interrupción del procesamiento en la Refinería de Okinawa, en Japón, desde abril de 2015, y en Estados Unidos debido a la parada programada para mantenimiento de la Unidad de Destilación en la Refinería de Pasadena de inicio de marzo a mediados de abril de (3T-2015 vs. 2T-2015): Mayor carga total procesada (8%) debido al incremento de capacidad máxima de procesamiento de carga en la Refinería de Pasadena, en Estados Unidos, además de la retomada del procesamiento después de la parada programada ocurrida durante parte de abril de Este efecto fue parcialmente compensado en Japón debido a la interrupción del procesamiento en la Refinería de Okinawa a partir de abril de Costos de la refinación - Internacional 3T T-2015 (US$/barril) (*) 4,01 3,81 5 4,03 4,08 (1) 4,02 (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): El costo unitario de la refinación aumentó el 5% principalmente debido a los reajustes de los salarios en Argentina y en Japón, debido al impacto de la interrupción del procesamiento de la Refinería de Okinawa desde abril de 2015, con costos unitarios más bajos. (3T-2015 vs. 2T-2015): El costo unitario se redujo el 1% debido al incremento de la carga procesada en la unidad de destilación atmosférica de Pasadena, en Estados Unidos, que se encuentra en fase de pruebas de capacidad máxima de procesamiento. BIOCOMBUSTIBLE Ganancia neta 3T T-2015 (463) (231) (100) (110) (304) 64 (90) (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): El aumento de la pérdida resultó de las pérdidas en inversiones debido a los cambios resultantes del Plan de Negocios y Gestión 2015/19, atenuadas por la mejora de los márgenes de las operaciones de biodiesel resultante del aumento de los precios medios de realización y de los volúmenes de ventas en (3T-2015 vs. 2T-2015): La reducción de la pérdida resulta del hecho del trimestre anterior haber tenido gravámenes por las pérdidas en inversiones debido a los cambios resultantes del Plan de Negocios y Gestión 2015/19 aliado a las menores pérdidas en el segmento de etanol en el 3T (*) No revisado por los auditores independientes. 18 Indicador de costo de extracción del petroleo y gas natural. 19 Carga total procesada: volumen de petróleo procesado en el exterior en las unidades de destilación atmosféricas de las refinerías; sumada a los productos intermedios comprados a terceros y utilizados como carga en otras unidades de las refinerías. 20 Carga de referencia: considera carga máxima sostenible de petróleo alcanzada en las unidades de destilación. 21 Factor de utilización de la refinación (%): relación entre el petróleo procesado en la unidad de destilación y la carga de referencia. 12

13 Volumen de ventas mil barriles/día (*) 3T T (7) Diesel (10) Gasolina (9) Oleo combustible (6) (14) Nafta (18) GLP Combustible de aviación (13) Otros (8) Total de derivados Alcoholes, nitrogenados renovables y otros (1) Gas natural (7) (6) Total mercado interno Exportación (14) (10) Ventas internacionales Total mercado internacional (3) (3) Total general (Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): El volumen de ventas en el mercado interno fue el 6% inferior, destacándose los siguientes productos: Diesel (reducción del 7%): i) menor consumo en obras de infraestructura; ii) aumento de las ventas por importadores; y iii) aumento del porcentaje de biodiesel en la mezcla diesel/biodiesel. Estos factores fueron parcialmente compensados por el crecimiento de la flota de vehículos ligeros a diesel (van, pick up y SUV). Gasolina (reducción del 10%): i) aumento del tenor de etanol anhidro en la gasolina C del 25% al 27%; ii) aumento de la colocación de gasolina por otros competidores; y iii) reducción de la flota de vehículos movidos solamente a gasolina. Nafta (reducción del 14%): reducción de la demanda por parte de clientes, principalmente Braskem; y (3T-2015 vs. 2T-2015): El volumen de ventas en el mercado interno fue el 1% superior, destacándose los siguientes productos: Diesel (aumento del 3%): estacionalidad del consumo, teniendo en vista la plantación de la cosecha de granos de verano y la actividad industrial; Gasolina (aumento del 1%): crecimiento de la flota de vehículos ligeros; Nafta (reducción del 18%): menor demanda por parte de los clientes, principalmente Braskem; Gas natural (reducción del 7%): reducción de la demanda del sector eléctrico; GLP (aumento del 3%): temperaturas medias más bajas; y Combustible de aviación (aumento del 6%): estacionalidad y caída del precio internacional del combustible de aviación. Oleo combustible (reducción del 9%): menores entregas para demanda térmica e industrial en varios estados (*) No revisado por los auditores independientes. 22 Gas licuado de petróleo. 23 Combustible de aviación. 13

14 LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL Estado de los flujos de efectivo consolidado Sumario 24 3T T Disponibilidades ajustadas al início del período (24.707) (9.085) Títulos públicos federales y time deposits al início del período (10.470) (33.732) (8.223) Efectivo y equivalentes al efectivo al início del período Efectivo neto generado en las actividades operativas (27.644) (68.228) Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión (11.566) (31.111) (52.810) (59.606) Inversiones en segmentos de negócio (17.977) (17.153) (20.129) Venta de activos (desinversiones) (9.978) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (11.284) (20.961) (=) Flujo de efectivo neto (7.558) (3.087) Financiaciones y préstamos, netos (11.668) (4.998) Captaciones (53.136) (27.751) Amortizaciones (24.245) (14.850) (10.020) (8.749) Dividendos pagados a los accionistas (18) 315 (56) Participación de accionistas no controlantes (190) 109 (57) Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre efectivo y equivalentes al efectivo (423) Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período Títulos públicos federales y time deposits al final del período Disponibilidades ajustadas al final del período Al 30 de septiembre de 2015, efectivo y equivalentes de efectivo aumentó 126% con relación al 31 de diciembre de 2014 y las disponibilidades ajustadas 25 aumentaron el 51%. Las principales aplicaciones de recursos en 2015 fueron destinadas al cumplimiento del servicio de sus deudas en el periodo y financiación de las inversiones en áreas de negocio. Dichos recursos fueron proporcionados por una generación de caja operativa de R$ millones y captaciones de R$ millones. El saldo de disponibilidades ajustadas fue afectado positivamente en 2015 por el efecto de la variación cambiaria sobre las inversiones financieras en el exterior. La generación operativa de efectivo aumentó el 29% con relación a 2014, principalmente motivada por los mayores precios de diesel y gasolina, aumento del volumen de exportación de petróleo, reducción de los gastos de participación gubernamental e importaciones de petróleo y derivados, además de la mayor participación del petroleo nacional en la carga procesada y reducción de la importación de derivados. Las inversiones en los negocios de la Compañía fueron el 11% inferiores en 2015, con destaque para la reducción de 60% en el área de abastecimiento. El monto de R$ millones recibidos de títulos y valores se refiere a inversiones financieras con plazos superiores a tres meses vencidas en el periodo y, en su mayor parte, reinvertidas con plazos de hasta tres meses (efectivo y equivalentes al efectivo). El flujo de efectivo neto fue positivo en R$ millones en 2015, en relación a un flujo de efectivo neto negativo de R$ millones en En Ene-Sep/2015 la Compañía captó R$ millones, con destaque para los acuerdos de cooperación firmados con el Banco de Desarrollo de China (CDB por sus siglas en inglés) por el valor de US$ 5 mil millones y la emisión de Global Notes con vencimiento a 100 años (US$ 2 mil millones), además de créditos bilaterales con bancos brasileños. Al 30 de septiembre de 2015, el plazo medio de vencimiento de la deuda era de 7,49 años. Las amortizaciones de interés y principal fueron de R$ millones en 2015, 91% mayores en comparación a 2014 y aumentaron 63% en el 3T-2015 en relación al 2T Para mayor detallamento, vea estado de los flujos de efectivo consolidado en la página Las disponibilidades ajustadas incluyen títulos federales e inversiones financieras en el exterior en time deposits de instituciones financieras de primera línea con vencimientos superiores a 3 meses a partir de la fecha de aplicación, considerándose la expectativa de realización de esas inversiones a corto plazo. Las disponibilidades ajustadas no fueron calculadas según las normas internacionales de contabilidad y no deben ser consideradas aisladamente ni en reemplazo de efectivo y equivalentes al efectivo determinados en IFRS. Las disponibilidades ajustadas no deben ser base de comparación con las de otras empresas, sin embargo, la administración cree que son una información complementaria que ayuda a los inversionistas a evaluar la liquidez y auxilia en la gestión del apalancamiento. 14

15 Inversiones consolidadas 2015 % 2014 % Δ% Exploración & Producción Abastecimiento (57) Gas & Energía (54) Internacional Exploración & Producción Abastecimiento Gas & Energía Distribución Otros 7 8 (13) Distribución (28) Biocombustible Corporativo (14) Total de inversiones (11) 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 exploración, desarrollo y producción de petroleo y gas natural. La Compañía invirtió un total de R$ millones en Ene-Sep/2015, dirigidos principalmente al aumento de la capacidad productiva de petroleo y gas natural. 15

16 Endeudamiento consolidado Δ% Endeudamiento corto plazo Endeudamiento largo plazo Total Efectivo y equivalentes al efectivo Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses) (82) Disponibilidades ajustadas Endeudamiento neto Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 58% 48% 10 Pasivo total neto Estructura de capital (Capital de terceros neto / pasivo total neto) 65% 57% 8 Índice de endeudamiento neto/ltm EBITDA ajustado 30 5,24 4,77 10 U.S.$ millones Δ% Endeudamiento corto plazo Endeudamiento largo plazo (5) Total (4) Endeudamiento neto (5) Plazo promedio del endeudamiento (años) 7,49 6,10 1, Δ% Informaciones resumidas sobre financiaciones Por tipo Referenciado al tipo variable Indexado a tipo fijo Total Por moneda Reales Dólares Estadunidenses Euro Otras monedas Total Por vencimiento (45) y adelante Total El endeudamiento neto del Sistema Petrobras en Reales aumentó el 43% con relación al 31 de diciembre de 2014, principalmente como resultado del impacto de la depreciación cambiaria del 49,6%. 26 Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$ 44 millones al y R$42 millones al ). 27 Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$ 158 millones al y R$148 millones al ). 28 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 la deuda neta es una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la gestión del apalancamiento. 29 Pasivo total neto de disponibilidades ajustadas. 30 Con el fin de alinearse con las mejores prácticas del mercado, observamos que, a partir de 30 de junio de 2015, la Compañía adoptó la suma de los últimos 12 meses del EBITDA ajustado (Last Twelve Months - LTM EBITDA Ajustado ), en sustitución al cálculo por año adoptado previamente, basado en la repetición de la media mensual para el resto del año. 16

17 ESTADOS CONTABLES Estado del Resultado - Consolidado 31 3T T Ingresos de ventas ( ) ( ) Costo de ventas (58.484) (54.381) (67.936) Ganancia bruta (9.465) (12.230) Gastos de ventas (3.855) (3.886) (6.733) (8.228) (7.847) Gastos generales y de administración (2.754) (2.764) (2.707) (4.637) (5.642) Gastos de exploración (2.234) (1.420) (2.314) (1.730) (1.858) Gastos con investigación y desarrollo (556) (610) (665) (7.768) (1.192) Otros gastos por impuestos (3.055) (3.960) (552) (6.194) Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados (6.194) (11.264) (11.955) Otros ingresos y gastos, netos (5.488) (3.435) (6.197) (43.092) (46.918) (17.942) (16.075) (25.362) Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos (4.921) Ingresos financieros (15.655) (6.373) Gastos financieros (6.403) (5.561) (2.282) (10.673) Variaciones cambiarias y monetarias (6.907) (1.102) 136 (23.113) (2.086) Resultado financiero neto (11.444) (6.048) (972) Resultado de participaciones en inversiones (131) (775) Participación en las ganancias o resultados 232 (27) (127) Ganancia (pérdida) antes de los impuestos a las ganancias (5.199) (5.822) (5.522) (4.596) Impuestos a las ganancias 174 (2.673) (117) Ganancia (pérdida) neta (5.025) 908 (5.939) Ganancia (pérdida) neta atribuible a: Accionistas de Petrobras (3.759) 531 (5.339) (1.691) 25 Accionistas no controlantes (1.266) 377 (600) (5.025) 908 (5.939) 31 A partir de 2014, el monto de ajustes al valor de mercado de los inventarios fue reclasificado de Otros Ingresos y Gastos, Netos para Costo de Ventas. 17

18 Balance General Consolidado ACTIVOS Activo corriente Efectivo y equivalentes al efectivo Títulos y valores mobiliarios Cuentas por cobrar, netas Inventarios Activos por impuestos corrientes Activos clasificados como mantenidos para la venta Otros activos corrientes Activo no corriente Realizable a largo plazo Cuentas por cobrar, netas Títulos y valores mobiliarios Depósitos judiciales Impuestos diferidos Impuestos y contribuciones Adelanto a proveedores Otros activos no corrientes Inversiones Propiedad, planta y equipo Activos intangibles Total de activos PASIVOS Pasivo corriente Proveedores Financiaciones corrientes Pasivos por impuestos corrientes Sueldos y cargas Planes de pensión y salud Pasivos sobre activos clasificados como mantenidos para la venta 195 Otros pasivos corrientes Pasivo no corriente 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

19 Estado de los Flujos de Efectivo Consolidado 3T T Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (3.759) 531 (5.339) (+) Ajustes: Depreciación, agotamiento y amortización Variaciones cambiarias y monetarias y cargas financieras (1.691) 25 Participación de los accionistas no controlantes (1.266) 377 (600) (542) (991) Participación en inversiones (200) (169) (198) Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados Pérdidas con créditos de liquidación dudosa Resultado con enajenación/baja de activos, areas devueltas y proyectos cancelados Impuestos sobre la renta y contribución social diferidos, netos (988) (108) Baja de pozos secos Impairment de propiedad, planta y equipo, intangible y otros activos Gastos actuariales con pensión y salud (843) 189 Variación en los bienes de cambio (1.630) (4.605) Variación en las cuentas por cobrar 616 (416) (1.415) (2.402) (1.150) Variación en los proveedores 54 (181) (1.307) (1.601) (1.316) Variación en pensión y salud (479) (707) (415) (288) Variación en impostos y contribuciones a pagar (2.058) (2.995) (2.126) Variación en otros activos y pasivos (1.867) (1.158) (=) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades operativas (27.644) (68.228) (-) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades de inversión (11.566) (31.111) (52.810) (59.606) Inversiones en segmentos de negocio (17.977) (17.153) (20.129) Venta de activos (desinversiones) (9.978) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (11.284) (20.961) (=) Flujo de efectivo neto (7.558) (2.772) (-) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades de financiación (11.858) (5.073) Captaciones (37.727) (17.294) Amortizaciones de principal (18.281) (11.005) (6.226) (15.409) (10.457) Amortizaciones de intereses (5.964) (3.845) (3.794) (8.749) Dividendos a pagar (18) 315 (56) Participación de accionistas no controlantes (190) 109 (57) Efecto de variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes al efectivo (423) (=) Aumento (disminución) netos en efectivo y equivalentes al efectivo en el periodo (8.516) Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del periodo Efectivo y equivalentes al efectivo al final del periodo