Ganancia Neta T T T-2009

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1 PETROBRAS DIVULGA RESULTADO DEL SEGUNDO TRIMESTRE DE 2009 (Río de Janeiro 14 de agosto de 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 emitidas por la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM). Con el fin de facilitar la comparación, las informaciones contables del período terminado en 2008 también están ajustadas a las prácticas contables determinadas en la Ley /07 y en la Medida Provisional nº 449/08, convertida en la Ley nº / 09. La ganancia neta consolidada del 2T-2009 de R$7.734 millones fue el 33% superior a la del 1T El aumento de la producción, la recuperación de los pozos de petróleo y su reflejo sobre las exportaciones y la reducción de los gastos operativos contribuyeron preponderantemente para alcanzar ese resultado. La generación de efectivo en caja operativo, medida por el EBITDA, ascendió a R$ millones. Siendo así, el margen operativo creció el 7% en relación al trimestre anterior. En el 1S-2009, la ganancia neta consolidada fue el 20% inferior a la del 1S La menor cotización promedio del petróleo Brent, que presentó un desplome del 53% no período, pasando de US$ 109 en el 1S-2008 para US$ 52 en el 1S-2009 y de los derivados en el mercado internacional, tuvieron fuerte influencia sobre el resultado del semestre. El resultado financiero negativo, que sufrió el impacto de los mayores volúmenes de financiación y de las operaciones de hedge comercial, además de la variación cambiaria sobre activos en el exterior, también contribuyó para ese resultado. Estos efectos fueron atenuados por el beneficio fiscal sobre la provisión de los intereses sobre el capital propio en junio/2009. La generación de efectivo en caja operativo en el semestre (EBITDA) se mantuvo elevada en comparación a 2008, ascendiendo a R$ millones (R$ millones en el 1S-2008) representando una baja del 6%. Ganancia Neta Ganancia Neta EBITDA S S T T T S S-2009 Producción Total (mil boed) Inversiones T T T-2009 Oleo Y LGN Gas Natural La producción total de petróleo y gas natural, incluyendo Brasil y exterior, aumentó el 2% en relación al trimestre anterior y el 6% cuando comparamos el 1S-2009 con el 1S El aumento de la producción de las plataformas P-52 y P-54 (Roncador), juntamente con la entrada en operación de las plataformas P-53 (Marlim Leste) y P-51 (Marlim Sul), superaron la declinación natural de los campos maduros. 2T T T-2009 E&P Abast Outros En el 1S-2009 fueron investidos R$ millones, principalmente en la ampliación de la capacidad futura de producción de petróleo y gas natural en el país, prioridad de nuestras inversiones, que consumió el 45% de ese monto. En términos de crecimiento porcentual, se destacan los recursos destinados a los segmentos de Abastecimiento, Gas y Energía e Internacional, priorizándose las inversiones en las refinerías en Brasil, en la malla de gasoductos en el país y en los negocios de distribución en Chile. Este documento está estructurado en 5 tópicos: SISTEMA PETROBRAS Índice PETROBRAS Índice Desempeño Financiero 04 Estados contables 35 Desempeño Operativo 10 Estados Contables 24 Apéndices 32

2 Comentarios del Presidente, Sr. José Sergio Gabrielli de Azevedo Estimados accionistas e inversores: Divulgamos los resultados obtenidos en el primer trimestre de 2009 que, a pesar del significativo desplome del precio de petróleo, proporcionó una generación de efectivo en caja operativo, medida por el EBITDA, superior a R$ millones y una ganancia neta de R$ millones. Una vez más, los buenos resultados de los diferentes segmentos en los que operamos demuestran el beneficio de ser una empresa integrada. El área de Abastecimiento presentó ganancia neta superior a R$ millones en el primer semestre, compensando una significativa parte de la reducción del resultado de Exploración y Producción debido a los menores precios del petróleo. El área de Gas y Energía obtuvo ganancias de márgenes y reducción de costos, cerrando el semestre con una ganancia neta superior a R$ 200 millones. La operación de Distribución mostró ganancias en la participación en el mercado y mejores márgenes, finalizando el semestre en un nivel bastante similar al del primer semestre de 2008, a pesar de la reducción e la demanda en el mercado interno. Los éxitos obtenidos en las operaciones y la perspectiva futura positiva se han demostrado en ganancias para inversores y accionistas. El valor de mercado de la Compañía aumentó más del 60% en dólares hasta el final de julio. En el mismo período, el AmexOil, índice que incluye a grandes empresas del sector, tuvo una baja del 2%. Entre las principales empresas de petróleo y gas en el mundo, Petrobras fue la que presentó mayor elevación de valor de mercado en el año. En el área operativa, desde el final de 2008 añadimos 525 mil barriles/día de capacidad de producción con el inicio de las actividades de las plataformas P-51, P-53, FPSO Cidade de Niterói y las operaciones en el Parque das Conchas y Frade, que serán fundamentales para mantener la trayectoria de aumento de producción. En el primer semestre, la producción de petróleo y LGN aumentó el 7% en relación al primer semestre de 2008 y el 6% en relación al segundo trimestre del año anterior. Se trata de una clara ventaja comparativa de Petrobras, puesto que son pocas las empresas en el mundo que presentan estos índices de crecimiento. Hemos obtenido importantes avances en el área de exploración. En el comienzo de abril, declaramos la comercialidad del campo Piracucá, localizado en el litoral del Estado de São Paulo, con volumen in situ estimado en 550 millones de barriles de petróleo equivalente. En mayo, divulgamos la existencia de gas y condensados en el pozo Panoramix, en aguas rasas, también en el Estado de São Paulo. También hubo nuevos descubrimientos en la región del pre-sal. Divulgamos el descubrimiento en el pozo Corcovado-1, en el pre-sal de la cuenca de Santos y en el pozo de Iguaçu, localizado en el área de evaluación denominada Carioca, en el bloque BM-S-9, en lámina de agua superior a 2 mil metros. Un importante hito fue el comienzo del Test de Larga Duración de Tupi, el 1º. de mayo, cuyo objetivo es analizar diferentes aspectos de la región, como comportamiento de los reservorios, movimiento y drenado de los fluidos y geometría de los pozos. A pesar de su interrupción momentánea a principios de julio, para reparación de equipos, los resultados obtenidos han sido de acuerdo con lo esperado y serán valiosos para la definición del plan de desarrollo del área. En el área internacional concluimos la adquisición de activos en Chile, lo que asegura la posición destacada en el mercado de distribución en ese país. También se aprobó la compra para control total de Petrobras Energía Perú. Siguiendo la estrategia de expansión de la actuación en aguas profundas y ultra-profundas en la costa oeste de África, la Compañía adquirió, en el mes de mayo, el 50% de participación en la exploración de un importante bloque en Namibia. A pesar de la aversión por el riesgo todavía presente en los mercados financieros, el grado de inversión permitió que en febrero emitiéramos US$ millones en notas con vencimiento en A principios de julio, reabrimos esas Global Notes y captamos US$ millones de fondos, con rendimiento para el inversor de 1,5 p.p. inferior a la tasa de febrero, lo que redujo nuestro costo de crédito. El éxito de esta segunda operación fue tal que la demanda superó cinco veces su volumen. 2

3 Dada nuestra credibilidad en el mercado, en mayo concluimos las negociaciones con el China Development Bank para financiación de US$ millones en un plazo de 10 años, después de que hubiéramos adquirido en abril línea de financiación de US$ millones con el US EximBank. A finales de julio, firmamos contrato de financiación con el BNDES por un valor de R$ millones. Con la fuerte generación de efectivo y la capacidad de captación de fondos, nuestro programa de inversiones totalizó más de R$ millones en los primeros seis meses del año. Esto significa un crecimiento del 57% en relación al mismo período de 2008, siendo la mayor parte de los fondos dirigida a Exploración y Producción con el objetivo de expandir nuestra capacidad productiva. A pesar de las incertidumbres todavía presentes en la economía mundial, la Compañía ha mostrado su capacidad de superar desafíos y de alcanzar los objetivos y metas a largo plazo. En un ambiente de competitividad y dinamismo crecientes, nuestras conquistas en el primer semestre de 2009 muestran que estamos en el rumbo correcto. 3

4 Desempeño Financiero Ganancia Neta e Indicadores Económicos Consolidados Petrobras obtuvo una ganancia neta consolidada en el 1S-2009 de R$ millones, el 20% inferior a la ganancia verificada en el 1S º Trimestre 1º Semestre 1T % % (18) Ingreso operativo bruto (14) (20) Ingreso operativo neto (15) (13) Ganancia operativa (1) (12) (849) (2.461) (1.634) (51) Resultado financiero (3.310) (1.870) (77) (20) Ganancia neta (20) 0,66 0,88 1,11 (21) Ganancia neta por acción 1,54 1,93 (20) (29) Valor de Mercado (Controlante) (29) Margen bruto (%) Margen operativo (%) Margen neto (%) (6) EBITDA (2) (6) Indicadores Económicos y Financieros (52) Petróleo Brent (US$/bbl) (53) 2,32 2,07 1,66 25 Dólar Promedio de Venta (R$) 2,19 1, ,32 1,95 1,59 23 Dólar Final de Venta (R$) 1,95 1,59 23 (1) (2) Ganancia operativa antes del resultado financiero, de la equivalencia patrimonial y de los impuestos. Ganancia operativa antes del resultado financiero y de la equivalencia patrimonial + depreciación/amortización. 2º Trimestre 1º Semestre 1T % % (20) Ganancia Operativa conforme la Ley de las S.A (21) (-) Resultado Financiero (373) (520) (28) (-) Participación de la Equivalencia Patrimonial (2) (540) (100) (13) Ganancia Operativa (12) Depreciación/Amortización (6) EBITDA (6) 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 anual de la Ganancia Operativa: Consolidado 1S-09 x 1S-08 Resultado Operativo (anterior) (1) Efecto de los precios de ventas (12.129) Materiales, servicios, alquileres y depreciación (716) Pérdida con desvalorización de existencias (454) Gastos con frete en el mercado externo (237) Baja de pozos secos (198) Gastos con generación/comercialización de energía eléctrica 546 Participaciones gubernamentales Importación de petróleo, derivados y gas Otros 108 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$ millones: Análisis de la Ganancia Bruta - Principales Factores Ingreso Neto Variación 2009 x 2008 Costo de las Ventas Ganancia Bruta. Mercado Interno: - efecto de los volúmenes vendidos (3.110) (1.121) - efecto de los precios (2.612) (2.612). Mercado Externo: - efecto de los volúmenes exportados (474) efecto de los precios de exportaciones (9.517) (9.517). (Aumento) reducción de los Gastos: (*) Aumento (reducción) de la rentabilidad del segmento de Distribución 334 (290) 44. Aumento (reducción) de la rentabilidad de las operaciones de trading (3.724) (103). Aumento (reducción) de las ventas internacionales (3.852) (988). Efecto del cambio de las controladas en el exterior (3.798) 743. Otros (856) (15.599) (2.012) (*) 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 - productos no petrolíferos, incluyendo alcohol, biodiesel y otros - transportes maritimos y dutoviários (2) - sueldos, ventajas y cargos - servicios de terceros - materiales, servicios, alquileres y depreciación Valor (29) (161) (209) (324) (716) (1) Ganancia operativa antes del resultado financiero, de la equivalencia patrimonial y de los impuestos. (2) Gastos con cabotaje, terminales y ductos. 5

6 Desempeño Financiero Aumento en los gastos operativos (R$ millones), destacándose: Costos de Exploración (R$ 508 millones), relativo al aumento de bajas de pozos secos o sin viabilidad económica en el país (R$ 114 millones), así como aumento en los gastos con geología y geofísica en el país y en el exterior (R$ 357 millones), debido a la intensificación del programa de inversión de la Compañía; Generales y Administrativos (R$ 417 millones), debido al aumento de gastos con personal (R$ 127 millones), en función del aumento de la fuerza de trabajo, el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2008/2009 y al proceso de avance de nivel y ascenso 2008, aumento en los gastos con servicios de terceros (R$ 97 millones), básicamente gastos con procesamiento de datos, e incorporación de nuevas empresas (R$ 43 millones), además del efecto cambiario en la conversión de los gastos de las subsidiarias en el exterior (R$ 121 millones); Otros Gastos Operativos (R$ 285 millones), proveniente del reconocimiento de pérdida con la desvalorización de las commodities (R$ 454 millones), en función del cambio de nivel de los precios de las commodities, y gastos con equipos fuera de operación (R$ 161 millones), referentes a la permanencia en puerto de sondas que prestarán servicios en campos marítimos, compensados por la reducción de las multas contractuales y reglamentarias ocurridas en 2008 (R$ 282 millones), provenientes de fallas en el suministro de gas natural de las termoeléctricas, y menores gastos con Relaciones Institucionales y Proyectos Culturales (R$ 133 millones); Ventas (R$ 250 millones), reflejo del volumen de las exportaciones y trading, causando aumento en el flete de navíos y mayores gastos con fletes para prestación de servicios de cabotaje (R$ 237 millones), además de la inclusión de nuevas empresas y efecto cambiario negativo en la conversión de los gastos de las subsidiarias en el exterior (R$ 117 millones), compensados por la reducción en la provisión de créditos para liquidación dudosa (R$ 97 millones). Efecto negativo en el resultado financiero (R$ millones), en virtud del mayor volumen de financiaciones en relación al año anterior y del efecto de la mayor cotización del dólar sobre el volumen de la deuda en el exterior, además de mayores pérdidas cambiarias sobre los recursos aplicados en el exterior, debido a la mayor valorización del real en el 1S-2009, conforme se detalla a continuación: 1S S-2008 Variación Efecto cambiário sobre endeudamiento neto Variación monetária s/ financiaciones 229 (148) 377 Gastos financieros netos (1.403) (867) (536) Resultado operativo sobre endeudamiento neto (73) (949) 876 Variación cambiária s/ utilización de recursos en el exterior via controladas y SPE (3.243) (1.193) (2.050) Hedge sobre operaciones comerciales (413) (63) (50) Títulos y valores mobiliários Otros gastos y receitas financieras netas Otras variaciones cambiárias y monetárias netas (157) (205) 48 Resultado financiero neto (3.310) (1.870) (1.140) 6

7 Desempeño Financiero Menor resultado con inversiones significativas (R$ 538 millones), debido a la ganancia por cambio de participación, debido a la reestructuración societaria en 2008 (R$ 409 millones). En 2009, el resultado positivo del sector petroquímico y demás coligadas, además de la reducción en la amortización de plusvalías, compensaron la provisión para pérdida sobre la adquisición del 50% de la refinería de Pasadena y de la Trading Company (EE.UU.) por precio arbitrado judicialmente (R$ 341 millones). Efecto negativo en la participación de los accionistas no controlantes (R$ millones), provenientes del resultado obtenido en las SPE, debido al efecto cambiario sobre sus deudas. 7

8 Desempeño Financiero Destacamos los principales factores que contribuyeron para la variación trimestral de la Ganancia Operativa: Consolidado 2T-09 x 1T-09 Resultado Operativo (anterior) (1) Efecto de los volúmenes Efecto de los precios 609 Importación de petróleo, derivados y gas 475 Baixa de pozos secos 366 Ventas internacionales 275 Incentivos, Donaciones e Subvenciones Gubernamentales 126 Gastos con generación/comercialización de energia eléctrica (113) Materiales, servicios, alquileres y depreciación (170) Otros 320 Resultado Operativo (actual) (1) A continuación detallamos el comportamiento de los diversos componentes de la Ganancia Neta Consolidada: Aumento de la ganancia bruta en R$ millones: Variación 2T-2009 x 1T-2009 Análize de la Ganancia Bruta - Principales Factores Ingreso Costo de Ganancia Neto las Ventas Bruta. Mercado Interno: - efecto de los volúmenes vendidos (658) efecto de los precios (772) (772). Mercado Externo: - efecto de los volúmenes exportados (404) efecto de los precios de exportaciones Aumento (Reduccción) de los Gastos: (*) Aumento (reducción) de la rentabilidad del segmento de Distribución Aumento (reducción) de la rentabilidad de las operaciones de trading 793 (752) 41. Aumento (reducción) de las ventas internacionales 667 (392) 275. Efecto del cambio de las controladas en el exterior (668) 574 (94). Otros (779) (*) Composición de la variación de los gastos: - importaciones de petróleo, derivados y gas - participaciones gubernamentales en el país - sueldos, ventajas y cargos - servicios de terceros - transportes maritimos y dutoviários (2) - generación y adquisición del energía para comercialización - materiales, servicios, alquileres y depreciación Valor (1) (3) (4) (113) (170) 240 (1) Ganancia operativa antes del resultado financiero, de la equivalencia patrimonial y de los impuestos. (2) Gastos con cabotaje y terminales y ductos. 8

9 Desempeño Financiero En función del período de permanencia de los productos en 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 influyen totalmente en el costo de las ventas del período, realizándose por completo solamente en el período subsecuente. 1T-09 2T-09 (*) Efecto costo promedio en el CPV () (1.140) ( ) aumento del CPV Evolución del Brent 80 US$ / bbl T08 1T09 2T09 (*) En la comparación del CPV entre los trimestres se nota que el CPV del 1T-2009 tuvo una influencia negativa de la realización de costos unitarios más altos formados en período anteriores. Este comportamiento se invirtió a partir del 2T Reducción de R$ 500 millones en los siguientes gastos operativos: Otros Gastos Operativos (R$ 258 millones) se debe a la mayor ganancia con incentivos fiscales (ADA y Sudene) y reducción de pérdidas con desvalorización de las commodities y de multas contractuales; Costos de exploración (R$ 220 millones), en función de los menores gastos con baja pozos secos o sin viabilidad económica (R$ 366 millones) compensado por el aumento en los gastos de geología y geofísica (R$ 144 millones); Ventas (R$ 118 millones), debido a la reducción del precio del flete de navíos contratados, compensado por el aumento en las ventas y gastos con ascensos. Reducción en el resultado financiero (R$ millones), en virtud de las mayores pérdidas cambiarias sobre fondos aplicados en el exterior, compensado por las menores pérdidas cambiarias sobre financiaciones, conforme se detalla en el cuadro a continuación: 2T T-2009 Variación Efecto cambiário sobre endeudamiento neto Variación monetária s/ financiaciones Gastos financieros netos (565) (838) 273 Resultado operativo sobre endeudamiento neto 566 (639) Variación cambiária s/ utilización de recursos en el exterior via controladas y SPE (2.823) (420) (2.403) Hedge sobre operaciones comerciales (399) (14) (385) Títulos y valores mobiliários (5) Otros gastos y receitas financieras netas (67) 190 (257) Otras variaciones cambiárias y monetárias netas 38 (195) 233 Resultado financiero neto (2.461) (849) (1.612) 9

10 Desempeño Financiero Aumento en el resultado de participación en inversiones (R$ 744 millones), que refleja el resultado obtenido en el sector petroquímico, compensado por el resultado de las coligadas en el exterior (R$ 305 millones) y la provisión en el 1T-2009 para pérdidas en inversiones en EE.UU. (R$ 410 millones). Efecto negativo en la participación de los accionistas minoritarios (R$ millones), debido al resultado de las SPE, proveniente del efecto cambiario en sus deudas. Reducción del Impuesto sobre la Renta y Contribución Social (R$ 645 millones), por el beneficio fiscal proveniente de la provisión para Intereses sobre el Capital Propio en el 2T

11 Desempeño Operativo Indicadores Físicos (*) 2º Trimestre 1º Semestre 1T % % Exploración y Producción - Mil Barriles/día Producción Nacional Petróleo y LGN (1) Gas Natural (1) Total Producción Internacional Consolidada Petróleo y LGN Gas Natural (1) (1) Total (29) Producción Internacional no Consolidada (2) (21) Producción Total Internacional Producción total (1) No incluye gas licuado y incluye gas reinyectado. (2) Empresas no consolidadas en Venezuela. Refinación, Transporte y Abastecimiento - Mil Barriles/día (18) Importación de petróleo (1) (28) Importación de derivados (34) (21) Importación de petróleo y derivados (12) Exportación de petróleo (3) Exportación de derivados (10) Exportación de petróleo y derivados Exportación (import.) neta de petróleo y derivados (22) Importación de gas y otros (27) (3) 1 (3) 1 6 (83) Exportación otros (3) 1 4 (75) (4) Producción de derivados (4) Brasil (2) (4) Internacional Capacidad instalada de procesamiento primario (4) Brasil Internacional Utilización (%) de la capacidad nominal (5) Brasil (3) (3) Internacional Participación del oleo nacional en la carga procesada % (3) Los volúmenes de exportaciones de petróleo y derivados incluyen exportaciones en marcha. (4) De acuerdo con titularidad reconocida por la ANP. Volumen de ventas - Mil Barriles/día (5) Diesel (6) (5) Gasolina (1) (6) Oleo combustible (3) Nafta (1) (2) GLP (2) QAV Otros Total derivados (3) (47) Alcohol, nitrogenados, biodiesel y otros (25) Gas natural (27) (3) Total del mercado interno (5) Exportación (27) Ventas Internacionales (4) (7) Total del mercado externo (5) Total general (2) (*) No revisado. 11

12 Desempeño Operativo Indicadores de Precios y Costos (*) Indicadores de Precios y Costos 2º Trimestre 1º Semestre 1T % % Precio Promedio de Realización de Derivados Básicos 163,59 160,79 178,03 (10) Mercado Interno (R$/bbl) 162,15 170,68 (5,0) Precio Promedio de venta - US$ por bbl Brasil (5) 32,23 48,68 105,46 (54) Petróleo (US$/bbl) 40,74 95,89 (58) 31,50 23,85 39,01 (39) Gas Natural (US$/bbl) 27,48 38,12 (28) Internacional 39,21 48,92 75,41 (35) Petróleo (US$/bbl) 44,34 69,41 (36) 12,75 11,23 17,88 (37) Gas Natural (US$/bbl) 11,98 17,41 (31) (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 Energía. (6) Costos - US$/barril Costo de extracción de petróleo (lifting cost ): Brasil 7,82 8,72 9,88 (12) sem participação governamental 8,27 9,28 (11) 14,69 19,50 31,08 (37) com participação governamental 17,11 27,99 (39) 4,61 4,65 4,37 6 Internacional 4,63 4,19 11 Costo de refinación 2,58 3,07 3,53 (13) Brasil 2,83 3,57 (21) 4,70 (7) 5,94 5,43 9 Internacional 5,29 5,71 (8) (7) (19) Overhead Corporativo (US$ millones) - Controlante (23) Custos - R$/barril Costo de extracción de petróleo (lifting cost ): Brasil 17,91 17,58 16,34 8 sem participação governamental 17,74 15, ,24 38,86 51,14 (24) com participação governamental 36,56 47,22 (23) Costo de refinación 5,88 6,34 5,84 9 Brasil 6,11 6,07 1 (7) Revisiones realizadas en el costo total operativo de la refinación (CTOR) de la Refinería de Japón. (8) Alteración por la eliminación del desfase de 1 mes de las informaciones de la Refinería de Japón retroactivo a abril/2008. (*) No revisado. 12

13 Desempeño Operativo Exploración y Producción Mil Barriles/día Producción de Petróleo y LGN - Pais Mil Barriles Día Producción de Petróleo y LGN - Exterior Mil Barriles Día % % S S S S-2009 El aumento de la producción de las plataformas P-52 y P-54 (Roncador), juntamente con la entrada en operación de las plataformas P-53 (Marlim Leste) y P-51 (Marlim Sul) y FPSO Cidade de Niterói (Marlim Leste), superaron la declinación natural de los campos maduros. Producción de Petróleo y LGN - Pais Mil Barriles Día La producción internacional de Petróleo y LGN, de las empresas consolidadas, aumentó debido al inicio de la producción en julio de 2008 en Nigeria, atenuado por la reducción en Ecuador, por la venta de parte de la participación en el Bloque 18. La producción de gas de las empresas consolidadas se redujo el 1%, debido a que Brasil importó menos gas de Bolivia hasta abril de 2009, por el menor consumo de las termoeléctricas, en función de la mayor generación de las hidroeléctricas, compensado por el aumento de la participación en Sierra Chata, Argentina, que tuvo lugar en el 4T Producción de Petróleo y LGN - Exterior Mil Barriles Día 1T T % 130 El aumento de la producción de la plataforma P-53 y la entrada en operación de la P-51 (Marlim Sul) y del FPSO-Cidade de Niterói (Marlim Leste), en enero/2009 y en febrero/2009, respectivamente, superaron la declinación natural de los campos maduros. 1T T-2009 La producción internacional de petróleo y LGN, de las empresas consolidadas, aumentó con el inicio de la producción del campo de Akpo en Nigeria en marzo/2009. La producción de gas de las empresas consolidadas aumentó el 6% debido a que Brasil importó más gas de Bolivia a partir de mayo/

14 Desempeño Operativo Refinación, Transporte y Abastecimiento Mil Barriles/día Carga Fresca Procesada Mil Barriles Día % Costos Lifting Cost (US$/barril) Lifting Cost - US$/Barril Sin Participaciones Gubernamentales 9,28-11% 8,27 1S S-2009 Reducción de la carga fresca procesada de las refinerías devido a parada programada en unidad de destilación. Carga Fresca Procesada Mil Barriles Día % 1S S-2009 Descontándose los efectos de la devaluación del Real, el indicador aumentó el 4%, debido al mayor número de intervenciones en pozos y de mantenimientos en equipos de la P-34, en pozos en el campo de Marlim y en la plataforma de Pargo, además de los mayores gastos con personal. Lifting Cost - US$/Barril Sin Participaciones Gubernamentales 7,82 +12% 8,72 1T T-2009 Reducción del 1% debido a la parada programada en la unidad de destilación de la Refinería Landulpho Alves (RLAM). La carga procesada por las refinerías en el exterior aumentó el 17%, debido a la inclusión de la refinería de Japón, adquirida en abril/2008, además del mejor desempeño operativo de la refinería en EE.UU. 1T T-2009 Descontándose los efectos de la valorización del Real, el lifting cost unitario aumentó el 2%, causado, básicamente, por los mayores gastos con intervenciones extraordinarias en la Cuenca de Campos. En el 2T-2009 la carga procesada por las refinerías en el exterior se redujo el 10%, debido a la parada de la planta en la refinería de Japón en mayo/

15 Desempeño Operativo Lifting Cost - US$/Barril Con Participaciones Gubernamentales 27,99-39% 17,11 Lifting Cost - US$/Barril Internacional 4,19 +11% 4,63 1S S S S-2009 Disminución del precio promedio de referencia del petróleo nacional, compensado parcialmente por el aumento de la tasa tributable sobre las participaciones gubernamentales debido a los mayores volúmenes producidos en las nuevas plataformas instaladas. Aumento debido a los mayores gastos con servicios de terceros en Argentina, por la elevación de los precios, atenuado por el comienzo de producción en Nigeria, cuyo costo es menor que el promedio del Área Internacional. Lifting Cost - US$/Barril Con Participaciones Gubernamentales 19,50 14,69 +33% Lifting Cost - US$/Barril Internacional 4,61 +1% 4,65 1T T-2009 Aumento del precio promedio de referencia del petróleo nacional, reflejo de la recuperación de las cotizaciones internacionales 1T T-2009 El aumento se debe a los mayores gastos de materiales y servicios de terceros en Argentina, por la intensificación en la intervención en pozos, atenuado por el aumento de la producción. 15

16 Desempeño Operativo Costo de la Refinación (US$/Barril) Costo de la Refinación - US$/Barril Brasil Costo de la Refinación - US$/Barril Internacional 5,71-7% 5,29 3,57-21% 2,83 1S S S S-2009 Descontándose los efectos de la devaluación del Real, el indicador aumentó el 1% en función de los mayores gastos con personal, vinculados al Acuerdo Colectivo de Trabajo 2008/2009, y con materiales, principalmente por los reajustes de precios de materiales e de la menor carga procesada. Reducción del 7%, en función de la mayor carga procesada, en la refinería de Pasadena (EE.UU.), después de la parada programada, realizada en el 1T -2008, juntamente con la inclusión de la refinería de Japón, a partir de abril/2008, contribuyendo con un costo de refinación inferior al promedio del área internacional. Costo de la Refinación - US$/Barril Brasil 2,58 +19% 3,07 Costo de la Refinación - US$/Barril Internacional 5,94 +26% 4,70 1T T-2009 El costo de la refinación aumentó el 8%, sin los efectos cambiarios, en función de los mayores gastos con conservación y reparaciones, de los reajustes de precios de materiales utilizados en la producción. 1T T-2009 Mayores costos y reducción de la producción en Japón, debido a la parada programada en mayo/2009, juntamente con los mayores gastos de mantenimiento en la unidad de alquilación, en EE.UU. 16

17 Desempeño Operativo Overhead Corporativo Controlante (US$ millones) Overhead Corporativo US$ Millones % S S-2009 Descontándose los efectos de la devaluación del Real, el overhead corporativo se redujo el 1%, debido a la reducción en los gastos con servicios vinculados a patrocinios y publicidad y propaganda, compensados parcialmente por el aumento de los gastos con procesamiento de datos y plantilla de personal. Overhead Corporativo US$ Millones % 567 Volumen de ventas Mil Barriles/día El volumen de ventas en el mercado interno fue el 5% inferior al del 1S-2008, reflejando las reducciones en las comercializaciones de diesel y gas natural. Las ventas de diesel sufrieron el impacto del no funcionamiento de las térmicas de emergencia a diesel en el 1S-2009, como sucedió el año pasado, por la retracción de la actividad económica, por el aumento del porcentaje de biodiesel del 2% para el 3% a partir de julio/2008 y por la reducción de la cosecha de granos en Las ventas de gas natural se redujeron en función de la desaceleración económica y de la sustitución por petróleo combustible para uso industrial, y de la retracción de la demanda térmica, debido a los mayores niveles de los reservorios en el sudeste, en comparación con el inicio de Las exportaciones fueron el 13% superiores en relación al 1S-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) y de la menor demanda del mercado interno. 1T T-2009 En la comparación con el trimestre anterior, el overhead corporativo aumentó el 8%, ya descontados los efectos de la valorización del Real, en función de los mayores gastos con procesamiento de datos, patrocinios y plantilla de personal. 17

18 Desempeño Operativo RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO (1) 2º Trimestre 1º Semestre 1T % % (54) EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN (63) ABASTECIMIENTO (205) (5.019) (80) GAS Y ENERGÍA 303 (163) (286) (0) DISTRIBUCIÓN (14) (362) (82) INTERNACIONAL (2) (295) 410 (172) (1.560) (2.838) (2.300) 23 CORPORATIVO (4.398) (3.675) (1.146) (1.006) 14 ELIMINACIONES (617) (1.504) (59) (20) GANANCIA NETA CONSOLIDADA (20) (1) Los comentarios sobre los resultados por área de negocio se presentan a partir de la pág. 19 y los estados contables por área de negocio a partir de la pág. 32. (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. 18

19 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 Exploración y Producción se transfiere para otras áreas de la Compañía. 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 habidos 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 asignan al grupo de órganos corporativos. Resultado Segmento E&P () El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent se redujo de US$ 13,25/bbl en el 1S-2008, para US$ 10,86/bbl en el 1S Resultado Segmento E&P () T T-2009 El resultado mayor se debió al aumento de las cotizaciones internacionales del petróleo y al aumento del 7% del volumen de petróleo vendido/transferido. También contribuyó la reducción de los costos de exploración, proveniente de haber dado de baja pozos secos o sin viabilidad económica. Estos factores fueron parcialmente compensados por el aumento de los costos con participaciones gubernamentales y por mayores gastos con geología y geofísica. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent se redujo de US$ 12,17/bbl en el 1T-2009, para US$ 10,11/bbl en el 2T Resultado Segmento Abastecimiento () S S-2009 La reducción en el resultado reflejó el cambio en el nivel de las cotizaciones internacionales del petróleo y la intensificación de las actividades de geología y geofísica, lo que generó aumento en los costos de exploración. 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. (205) 1S S-2009 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. 19

20 Desempeño Operativo Parte de esos efectos fue compensada por los siguientes factores: Reducción del precio promedio de realización de los productos derivados, reflejando los menores precios de las exportaciones y, en el mercado interno, de los derivados indexados a los precios internacionales mantenidos los precios de gasolina y diesel en los niveles de 2008, hasta junio de 2009; Aumento de los gastos operativos destacándose el ajuste a valor de mercado de las existencias y de las contingencias con procesos judiciales. Resultado Segmento Abastecimiento () T T-2009 El aumento del resultado fue consecuencia de los siguientes factores: Mayor volumen de ventas en los mercados interno y externo; Aumento del precio promedio de realización de las exportaciones; Realización, en el 2T-2009, de existencias formadas por menores costos de adquisición en el trimestre anterior; Aumento en el resultado de participación en inversiones que refleja el resultado obtenido en el sector petroquímico. Parte de esos efectos fue compensada por la reducción del precio promedio de realización de productos derivados en el mercado interno, en función de la disminución en el precio del diesel y de la gasolina, que tuvo lugar en junio de Resultado Segmento Gas y Energia () (163) 303 1S S-2009 El resultado superior se debió a los menores costos de adquisición de energía, en función de la reducción del PLD (precio de liquidación de diferencias), de la mayor disponibibilidad de energía para comercialización, en función de la recuperación del lastre y del aumento de los ingresos fijos provenientes de las subastas, así como por la exportación de energía. También contribuyó para el aumento del resultado la conclusión de los proyectos de infraestructura, lo que posibilitó la comercialización de la producción de gas natural y, consecuentemente, evitó las penalidades por falla en el suministro, habidas en el 1S Parte de esos efectos fue compensada por la reducción en la generación termoeléctrica, debido a la elevación del nivel de los reservorios de las hidroeléctricas y del menor volumen vendido de gas natural. (80) Resultado Segmento Gas y Energia () 383 1T T-2009 El aumento del resultado fue consecuencia de los mayores márgenes de comercialización/generación de energía eléctrica, en función de la reducción de los costos de adquisición en el mercado spot y del aumento del volumen generado para exportación y también por los menores costos con importación del gas natural. Estos efectos fueron parcialmente compensados por la reducción de los precios promedio de venta de gas natural. 20

21 Desempeño Operativo Resultado Segmento Distribución () Resultado Segmento Internacional () (295) 1S S S S-2009 El menor resultado se debió a la disminución de los márgenes de comercialización, en función de los menores precios promedio de realización. Este efecto fue parcialmente compensado por el aumento del 10% en el volumen vendido, reflejando principalmente la consolidación de Alvo Distribuidora, a pesar del consecuente aumento de los gastos generales y administrativos de ventas. La participación en el mercado de distribución de combustibles aumentó del 35,2% en el 1S-2008, para el 38,4% en el 1S Los principales acontecimientos que tuvieron influencia sobre la reducción en el resultado del 1S fueron los siguientes: Reducción de la ganancia bruta en función del menor precio del petróleo en el mercado internacional; Menores resultados en participaciones societarias, debido a pérdidas en inversiones en EE.UU., relativas a la adquisición del 50% restante de las acciones de la refinería de Pasadena. 228 Resultado Segmento Distribución () 310 Resultado Segmento Internacional () 67 1T T-2009 El mayor resultado se debió al aumento del 9% en los márgenes de comercialización y del 5% del volumen vendido. Tales efectos fueron atenuados por el aumento de los gastos generales y administrativos de ventas, en función de los mayores gastos con flete. La participación en el mercado de distribución de combustibles fue del 38,0% en el 2T-2009 mientras que en el 1T-2009 era del 38,8%. (362) 1T T-2009 Los mayores precios del petróleo y el aumento de los volúmenes de ventas, debido al inicio de la producción en Akpo, en Nigeria, aumentaron la ganancia bruta en R$ 189 millones. También contribuyó para la obtención de un mejor resultado la constitución de provisión para pérdidas en inversiones, en EE.UU., en el 1T

22 Desempeño Operativo Resultado Segmento Corporativo () (3.675) (4.400) 1S S-2009 El aumento del resultado negativo proviene del aumento del resultado financiero negativo (R$ millones), conforme comentado en la página 6, y del resultado con la participación de accionistas minoritarios, reflejando la valorización del Real en relación al Dólar estadounidense en el endeudamiento de las Sociedades de Propósito Específico y empresas controladas en donde Petrobras y sus subsidiarias no tienen participación total. Estos efectos fueron parcialmente compensados por el aumento de los créditos con el impuesto sobre la renta y contribución social, provenientes del beneficio fiscal por la provisión de intereses sobre el capital propio. Resultado Segmento Corporativo () (1.560) (2.840) 1T T-2009 El aumento del resultado negativo proviene del mayor resultado financiero negativo (R$ millones), conforme comentado en la página 9 y del resultado con la participación de los accionistas minoritarios, a pesar del aumento de los créditos con el impuesto sobre la renta y la contribución social. 22

23 Desempeño Operativo Endeudamiento Consolidado % Endeudamiento Corto Plazo (1) (16) Endeudamiento Largo Plazo (1) Total (2) Disponibilidades (48) Endeudamiento neto (2) Endeudamiento neto/(endeudamiento neto+patrimonio Neto) (1) 28% 26% 2 Pasivo total neto (1) (3) Estructura de capital (capital de terceros neto / pasivo total neto) 49% 49% - (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) (1) Endeudamiento Largo Plazo (1) Total El endeudamiento neto del Sistema Petrobras aumentó el 16% en relación al , debido a las inversiones previstas en el plan de negocios da Petrobras 2009/2013, además de la reducción de las disponibilidades por cuenta del pago de parte de los dividendos. El nivel de endeudamiento, medido a través del índice de la deuda neta/ebitda de 0,95 al se mantuvo estable en relación al La estructura de capital está representada por el 49% de participación de capitales de terceros. 23

24 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 56% sobre los fondos invertidos al Período Ene-Jun 2009 % 2008 % % Inversiones Directas Exploración y producción Abastecimiento Gas y Energía Internacional Distribuición Corporativo Sociedades de Propósito Específico (SPEs) Emprendimientos en Negociación Total de inversiones Período Ene-Jun 2009 % 2008 % % Internacional Exploración y producción (16) Abastecimiento Gas y Energía (14) Distribuición Otros (85) Total de inversiones * Período Ene-Jun 2009 % 2008 % % Proyectos Estructurados por SPEs Gasene CDMPI PDET Off Shore (97) Codajás Mexilhão (18) Marlim Leste (36) Malhas (87) Total de inversiones De acuerdo con sus objetivos estratégicos, PETROBRAS actúa en consorcio con otras empresas como concesionaria de derechos de exploración, desarrollo y producción de petróleo y de gas natural. En la actualidad, la Compañía mantiene 115 concesiones en alianza, siendo 78 de ellas operadas por Petrobras. Para el total de esos proyectos se han previsto inversiones del orden de $ millones, hasta el final del ejercicio de

25 Apéndices 1. Impuestos y Contribuciones Consolidados La contribución económica de Petrobras al país, medida por medio de la generación de impuestos, tasas y contribuciones sociales corrientes, totalizó R$ millones. 2º Trimestre 1º Semestre 1T % % Contribución Económica - País ICMS CIDE (1) (28) PASEP/COFINS (57) Impuesto a la Renta y C.S.s/ganancia (44) Otros (8) Subtotal País (9) (5) Contribución Económica - Exterior (8) Total (8) (1) CIDE CONTRIBUCIÓN DE INTERVENCIÓN DEL DOMINIO ECONÓMICO. 2. Participaciones Gubernamentales 2º Trimestre 1º Semestre 1T % % Pais (31) Royalties (31) (41) Participación Especial (44) Retención de área (36) Subtotal Pais (38) (41) Exterior (38) (37) Total (38) Las participaciones gubernamentales en el país, en el 1S-2009, se redujeron el 38% en relación al 1S-2008, debido a la disminución del 38% en el precio promedio de referencia del petróleo nacional, que llegó a R$ 94,38 (US$ 43,62), en el 1S-2009, contra R$ 151,53 (US$ 89,64), en el mismo período de 2008, reflejando las cotizaciones internacionales del petróleo. Las participaciones gubernamentales en el País, en el 2T-2009, aumentaron el 33%, en relación al 1T-2009, en virtud del aumento del 26% en el precio promedio de transferencia del petróleo nacional, que llegó a R$ 105,40 (US$ 51,16), en el 2T-2009, contra R$ 83,36 (US$ 36,08), en el 1T-2009, consecuencia de la recuperación de las principales cotizaciones internacionales del petróleo. 25

26 Apéndices 3. Conciliación del Patrimonio Neto y de la Ganancia Neta Consolidados Patrimonio Neto Ganancia Neta. Según información de Petrobras Ganancia sobre venta de productos almacenados en las Subsidiarias (591) (591) Reversión de ganancia sobre existencias de ejercicios anteriores Interés capitalizado (251) 20 Reversión parcial (absorción) de PN negativo de controlada* (3.944) (623) Otras eliminaciones (236) 34 Según informaciónes de consolidadas * Según la Instrucción CVM N 247/96, las pérdidas que lleguen a considerarse de naturaleza no permanente (temporarias) sobre las inversiones evaluadas por el método de la equivalencia patrimonial, cuyas empresas en las que se tiene participación no presenten señales de paralización o necesidad de apoyo financiero de la sociedad inversora, deben limitarse al monto de la inversión de la sociedad controlante. Por lo tanto, las pérdidas ocasionadas por pasivo a descubierto (patrimonio neto negativo) de controladas no tuvieron influencia sobre los resultados ni el patrimonio neto de Petrobras al , generando rubro de conciliación entre los Estados Contables de Petrobras y los Estados Contables Consolidados. 4. Comportamiento de las Acciones y ADR de Petrobrás (1) Evaluación Nominal 2º Trimestre 1º Semestre 1T ,70% 13,31% 25,91% Petrobras ON 45,83% 7,52% 25,00% 13,66% 24,91% Petrobras PN 42,08% 4,55% 24,42% 34,49% 38,73% ADR- Nível III - ON 67,33% 22,93% 20,04% 36,16% 36,85% ADR- Nível III - PN 63,45% 20,45% 8,99% 25,75% 6,64% IBOVESPA 37,06% 1,77% -13,30% 11,01% -7,44% DOW JONES -3,75% -14,44% -3,07% 20,05% 0,61% NASDAQ 16,36% -13,55% El valor patrimonial de la acción de Petrobras al 30 de junio de 2009 ascendió a R$ 17,65. (1) No revisado. 26