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1 PETROBRAS INFORMA EL RESULTADO DEL CUARTO TRIMESTRE DE 2006 (Río de Janeiro 13 de febrero de 2007) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. PETROBRAS hoy dio a conocer sus resultados consolidados, expresados en millones de reales, según las prácticas contables generalmente aceptadas en Brasil. PETROBRAS alcanzó una ganancia neta consolidada en 2006 de R$ millones (9% superior a la del ejercicio anterior), el mayor alcanzado en su historia, en función del aumento de la producción nacional de petróleo y LGN (6%) y derivados (2%), además de los mayores precios practicados en los mercados interno y externo. La reducción de los precios internacionales de petróleo y derivados limitó la ganancia del 4T-2006 a R$ millones La inversión del Sistema PETROBRAS alcanzó el monto de R$ millones (el 31% superior a la del ejercicio de 2005), siendo R$ millones para ampliación de la capacidad futura de producción de petróleo y gas natural en el país, alineado con las metas osadas de crecimiento de la Compañía divulgadas en su Plan de Negocios La generación de flujo de efectivo operativo, medida por el EBITDA, en el ejercicio de 2006 ascendió a R$ millones, asegurando recursos para realizar las inversiones de la Compañía y mejorar su perfil de endeudamiento. El valor de mercado de la compañía al alcanzó R$ millones, con una valorización del 33% en relación al ejercicio anterior. En el 4T-2006, los ingresos operativos netos consolidados ascendieron a R$ millones, el 6% superior en relación al 4T-2005 (R$ millones). La ganancia neta consolidada del 4T-2006 ascendió a R$ millones, el 36% inferior al del 4T-2005, debido a los menores precios de realización de los derivados en el mercado interno y externo, juntamente con el mantenimiento del precio internacional del petróleo, referencia para gran parte de los costos, en niveles elevados, además de la participación de las importaciones de derivados en el mix de ventas en el mercado interno debido a las paradas programadas en las refinerías. Cabe resaltar que la reducción de los precios internacionales del petróleo, con efectos positivos en las importaciones y en las participaciones gubernamentales, no reflejó integralmente en Costo de los Productos Vendidos en el 4T-2006, teniendo en vista la realización de las existencias formadas a costos más elevados en el trimestre anterior. La producción de petróleo y LGN en el país, en el 4T-2006, alcanzó el promedio de mil barriles/día, siendo el 82% provenientes de la Cuenca de Campos (1.503 mil barriles/día), representando un aumento del 5% en relación al 4T-2005, principalmente, debido a la entrada en producción de las plataformas P-50 (Albacora Leste), en abril/2006 y FPSO- Capixaba (Golfinho), en mayo /2006. Las reservas probadas en Brasil en 2006, estimadas por el criterio SPE (Society of Petroleum Engineers), alcanzaron 13,8 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe), con un crecimiento del 4% en relación a El índice de Reposición de Reservas (IRR) fue del 173,9% (relación reserva-producción de 19,5 años). Las reservas probadas internacionales alcanzaron 1,27 mil millones de boe en 2006 (criterio SPE), con una reducción de 0,41 mil millones de boe, en relación a 2005, debido a las revisiones contractuales habidas, preponderantemente en Venezuela. La relación reservaproducto internacional se quedó en 14,3 años. Por el criterio Este documento está estructurado en 05 tópicos: SEC, las reservas probadas en 2006 fueron de 10,6 mil millones de boe en Brasil y 0,885 mil millones de boe en el exterior (10,6 mil millones de boe y, mil millones de boe en 2005, respectivamente). La capacidad instalada de procesamiento primario en el exterior aumentó 87% en el 4T-2006 (241 mil barriles/día), en comparación al 4T-2005 (129 mil barriles/día), debido a la adquisición de la refinería de Pasadena, en EE.UU., que agregó 100 mil barriles/día y a las inversiones en las unidades de proceso de la refinería de San Lorenzo, en Argentina, teniendo como reflejo el aumento del 91% en la producción de derivados. El endeudamiento neto del sistema PETROBRAS al final de 2006 era de R$ millones, inferior en el 24% a 2005 (R$ millones), reflejo de la generación operativa de flujo de efectivo y de la valorización del real frente al dólar (9%), con la consecuente reducción del apalancamiento financiero. La ganancia neta del ejercicio de 2006, posibilitó al Consejo de Administración proponer a la Asamblea General de Accionistas que se realizará el , una distribución de dividendos por un valor de R$ millones (R$ 1,80 por acción). En este dividendo se incluyen intereses sobre el capital propio en el monto de R$ millones (R$ 1,45 por acción), sujetos a la retención del impuesto a la renta en la fuente del 15%, excepto para los accionistas inmunes y exentos, de los cuales R$ millones se colocaron a disposición de los accionistas el y R$ millones a ser puestos a disposición hasta el El valor agregado por el Sistema PETROBRAS en el ejercicio de 2006 alcanzó R$ millones, el 12% superior al ejercicio de 2005, siendo R$ millones destinados a las participaciones gubernamentales y a los tributos federales, de los estados y municipios, R$ millones a los proveedores e instituciones financieras, por cuenta de cargos financieros, alquileres y fletamentos, además de R$ millones a los accionistas y R$ millones a sueldos, ventajas y cargos. SISTEMA PETROBRAS Índice PETROBRAS Índice Desempeño Financiero 04 Estados Contables 36 Desempeño Operativo 09 Estados Contables 22 Apéndices 31

2 , Comentarios del Presidente, Sr. José Sérgio Gabrielli de Azevedo Estimado accionistas: Tenemos la inmensa satisfacción de presentarles los resultados del ejercicio social de Fue un año señalado por la consolidación de nuestra estrategia de crecimiento con rentabilidad y responsabilidad social y ambiental y en el que conseguimos importantes logros y el desarrollo de nuevos negocios y mercados. La construcción histórica de Petrobrás, siempre basada en grandes desafíos y realizaciones, nos remite a un modelo de negocios en que la Compañía se convierte, a cada día que pasa, en una verdadera corporación internacional de energía. Uno de los ejemplos de esta madurez es el hecho de haber obtenido una ganancia neta récord de R$ millones, alineada con el resultado de las grandes corporaciones del sector, en donde el precio del petróleo es uno de los factores determinantes de este resultado. En este sentido, acompañando las tendencias de precios internacionales, hemos obtenido una ganancia neta de R$ millones en el cuarto trimestre de 2006, reflejando las variaciones del petróleo en el mercado internacional que presentó una reducción promedio del 14% en relación al tercer trimestre. Es dentro de este contexto que informamos a nuestros accionistas e inversores que el excelente resultado obtenido y la fuerte generación de flujo de efectivo, le permiten al Consejo de Administración proponer a la próxima Asamblea de Accionistas, que se realizará el , una distribución de dividendos por un monto de R$ millones (R$ 1,80 por acción). En este dividendo se incluyen los intereses sobre el capital propio por un valor de R$ millones (R$ 1,45 por acción), de los cuales R$ millones se pusieron a disposición de los accionistas el y R$ millones se pondrán a disposición hasta el Nuestros accionistas también se benefician de la expresiva valorización de las acciones de la Compañía que, en el año 2006, registraron alza del 32% y del 34% para las ordinarias y preferidas respectivamente. De la misma forma, nuestros ADRs tuvieron una valorización mas de 40% superando ampliamente el Índice Dow Jones que cerró con una valorización cerca del 16%. En el campo operativo y corporativo fueron innumerables las conquistas y realizaciones obtenidas durante todo el año. En el área de Exploración y Producción, instalamos e iniciamos la operación de diversas unidades con destaque para las unidades P-50, FPSO Capixaba y P-34, que contribuyeron para el significativo aumento del 5,6% de la producción de petróleo en Brasil. En el área de Exploración en Brasil, conseguimos apropiar 1,226 mil millones de boe a las Reservas Probadas, contra una producción acumulada de 705 millones de boe, lo que significa que para cada barril de petróleo equivalente extraído en 2006, fue apropiado 1,739 barriles, resultando en un índice de Reposición de Reservas (IRR) de 173,9% y una relación Reserva/Producción de 19,5 años, según el criterio de la Society of Petroleum Engineers - SPE. En el campo del Abastecimiento, con el objetivo de mejorar la rentabilidad del segmento, continuamos invirtiendo fuertemente no sólo en la conversión de nuestras refinerías para recibir mayor cantidad de petróleo pesado brasileño, sino también en la calidad de los productos, destacándose el lanzamiento del Diesel Podium, demostrando la habilidad de la Compañía en responder a las demandas del mercado por productos de alta calidad. Adicionalmente, comenzamos las pruebas de un nuevo proceso para la producción de óleo diesel, a partir del procesamiento de aceite vegetal en nuestras refinerías, denominado H-Bio. Esta tecnología ha sido desarrollada por nuestro Centro de Investigaciones y ya se ha solicitado el registro de patente en el Instituto Nacional de la Propiedad Industrial INPI. 2

3 , En la misma línea, el área Internacional de la Compañía realizó esfuerzos para la realización de las metas trazadas en nuestra planificación estratégica, destacándose las inversiones en el área de exploración y producción del Golfo de México y de la costa occidental de África, además de la adquisición de participación en la refinería de Pasadena en Estados Unidos. El aprovechamiento de oportunidades de negocios y la búsqueda de un posicionamiento estratégico en nuestro principal mercado, Brasil, llevaron a la Compañía a inserirse de forma significativa en el estudio e implantación de alternativas viables para el suministro de gas natural. En este sentido, anticipamos inversiones en nuevos campos de gas en el Sudeste brasileño y en la futura puesta en operación de dos terminales de regasificación. Otro hecho que me gustaría subrayar fue el nivel récord de inversiones realizadas por la empresa en 2006, cuando se invirtieron R$ millones. Es importante recordar que el hecho de tener una cartera de inversiones robusta y, sin duda, una de las más atractivas de la industria, trae consigo un alto nivel de inversiones con el objetivo del aumento de la producción futura y del mantenimiento de una cartera atractiva de áreas de exploración. En este contexto, uno de los puntos que preocupan a la administración está relacionado a los costos. Tanto los costos operativos como los de inversión se han visto sistemáticamente afectados por el alza generalizada de los precios de bienes y servicios vinculados a la actividad petrolera. Es verdad que el precio del petróleo en el mercado internacional y el retorno que ha generado para las empresas productoras ha compensado este aumento de costos, no obstante, la administración y el cuerpo técnico de la empresa han fiscalizado es movimiento, siempre con el objetivo de maximizar el retorno de nuestras inversiones. Uno de los ejemplos en este sentido fue la cancelación de la licitación de la plataforma P-57 que presentó propuesta de precios superiores a los valores proyectados. Ahora, estudiamos soluciones técnicas para hacer viable el proyecto. Es importante comentar que este conjunto de actividades se reflejó en la mejora del grado de percepción de riesgo atribuido por la empresa Standard & Poor s Ratings Services (S&P) que clasificó a Petrobras con el rating grado de inversión BBB- para crédito corporativo a largo plazo en moneda local y extranjera. De acuerdo con S&P, los ratings atribuidos a Petrobras reflejan su perfil de riesgo de negocios satisfactorio, caracterizado por la calidad de sus actividades de Exploración y Producción (calidad, vida útil e índice de reposición de reservas) y una posición dominante en el mercado en todos los aspectos de la industria brasileña de hidrocarburos. Adicionalmente, los ratings tienen como base la continua mejora del perfil de riesgo financiero de Petrobras, principalmente por la excelente generación de flujo de efectivo en los últimos años. En el campo de la sostenibilidad, a partir de septiembre la Compañía pasó a componer el Índice Mundial de Sostenibilidad de Dow Jones (DJSI), el más importante índice de sostenibilidad en el mundo y que sirve como parámetro para el análisis de los inversores responsables en términos sociales y ambientales. La entrada de Petrobras en el DJSI es un reconocimiento del empeño de la Compañía, durante los últimos años, en el desempeño ambiental, en transparencia y en gobierno corporativo. En la misma línea, la empresa ha conquistado su posición en el conjunto de empresas cuyas acciones componen el Índice de Sostenibilidad Empresarial de Bovespa (ISE) por presentar alto grado de compromiso con la sostenibilidad. Superar desafíos siempre ha sido parte de la actuación de Petrobras, con creatividad y determinación, regida por una gestión transparente, por el respeto a los derechos de los accionistas y públicos de interés, por la protección al medioambiente, por el desarrollo del cuerpo técnico y por la promoción de la mejora continua de la calidad de vida de las comunidades en las que actúa. 3

4 Desempeño Financiero Ganancia Neta e Indicadores Económicos Consolidados PETROBRAS presentó una ganancia neta consolidada de R$ millones en el ejercicio de 2006, el 9% superior en relación a la ganancia presentada en el ejercicio de º Trimestre Ejercicio 3T Δ% Δ% Ingresos operativos brutos Ingresos operativos netos (24) Ganancia operativa (1) (674) (72) (473) (85) Resultado financiero (1.332) (2.843) (53) (36) Ganancia neta ,61 1,19 1,86 (36) Ganancia neta por acción (2) 5,91 5, Valor de Mercado (Controlante) (8) Margen bruto (%) (4) (8) Margen operativo (%) (2) (8) Margen neto (%) (1) (16) EBITDA (3) Indicadores Económicos y Financieros 69,49 59,68 56,90 5 Petróleo Brent (US$/bbl) 65,14 54, ,1710 2,1517 2,2512 (4) Dólar Promedio Vendedor (R$) 2,1752 2,4350 (11) 2,1742 2,1380 2,3407 (9) Dólar Cierre Vendedor (R$) 2,1380 2,3407 (9) (1) (2) (3) Ganancia operativa antes del resultado financiero, de la valuación patrimonial proporcional y de los impuestos. A efectos de comparabilidad, la Ganancia Neta por Acción fue recalculada para los períodos anteriores debido al fraccionamiento de las acciones aprobado por AGE el 22/07/2005. Ganancia operativa antes del resultado financiero y de valuación patrimonial proporcional + depreciación/amortización. 4º Trimestre Ejercicio 3T Δ% Δ% (23) Ganancia Operativa conforme Ley de las S.A (85) (-) Resultado Financiero (53) (55) (20) (292) (93) (-) Resultado de Valuación Patrimonial Proporcional (7) (24) Ganancia Operativa Depreciación/ Amortización (16) EBITDA (19) Margen EBITDA (%) (6) 4

5 Desempeño Financiero El aumento de la ganancia neta consolidada en el ejercicio de 2006 se debió, principalmente, al aumento de los precios de realización y de los volúmenes en el mercado interno y externo, además de otros factores, conforme se demuestra a continuación: Aumento de la ganancia bruta en R$ millones Variación 2006 X 2005 Principales factores Ingresos Netos Costo de las Ventas Ganancia Bruta Mercado Interno: - efecto de los volúmenes vendidos (2.154) efecto de los precios Mercado Externo: - efecto de los volúmenes exportados (892) efecto de los precios de exportaciones Aumento de los Gastos: (*) - (4.172) (4.172) Items extraordinarios: - costos complementarios con participaciones especiales (**) - (426) (426) - gastos con gas reinyectado (***) - (406) (406) Aumento de la rentabilidad del segmento de Distribución Aumento (reducción) de las operaciones de comercialización en el exterior (2.907) (4) Aumento (reducción) de las ventas internacionales (4.164) (204) efecto del cambio sobre los ingresos y costos de las controladas en exterior (1.837) (688) Otros (3.586) (839) (17.558) (**) Nueva interpretación de la ANP sobre la deducción de los gastos con project finance del campo de Marlim en el cálculo de las participaciones especiales. (***) Ajuste de gastos con gas producido y reinyectado en reservorios en las Cuencas de Solimões, Campos y Espírito Santo. (*) Composición de la variación de los gastos relacionados: Valor - importaciones de petróleo, derivados y gas (3.356) - participaciones gubernamentales en el país (1.197) - servicios de terceros, sueldos, ventajas, beneficios y otros 381 (4.172) 5

6 Desempeño Financiero Reducción de los costos exploratorios (R$ 186 millones), llevando en consideración que en 2005 hubo mayores bajas de pozos secos en Brasil y de gastos referentes a campos devueltos a la ANP (R$ 466 millones), además de la revisión de gastos para futuro abandono de pozos (R$ 148 millones). En 2006 se destacan las bajas de pozos en el Exterior (R$ 382 millones) Esos efectos fueron parcialmente compensados por el aumento de los gastos siguientes: Gastos de ventas (R$ 314 millones), relacionados a la exportación de petróleo (R$ 239 millones) y comercialización del área internacional (R$ 76 millones), destacándose los gastos originados de empresas adquiridas en 2006; Gastos generales y administrativos (R$ 357 millones), con sueldos, ventajas y beneficios (R$ 272 millones); gastos con servicios de terceros (R$ 52 millones), destacándose la asistencia técnica en informática y consultorías; Gastos tributarios (R$ 368 millones), en función de la regularización de tributos incidentes sobre otros ingresos de períodos anteriores (R$ 117 millones), del aumento de los gastos con CPMF (R$ 35 millones), de impuestos sobre remesa de dividendos de controladas en el exterior (R$ 15 millones) y sobre remesa para pago de intereses de financiaciones (R$ 73 millones); Costos con investigación y desarrollo tecnológico (R$ 645 millones), de los cuales se destinaron R$ 542 millones para atender a la reglamentación de la ANP; Otros gastos operativos (R$ 265 millones) destacándose la reducción de los ingresos de hedge con relación a la importación de gas (R$ 324 millones) y la baja de valores a recibir (R$ 167 millones), debido al cierre del contrato con la Empresa Petrolera Andina S/A, además del aumento de los gastos con relaciones institucionales y proyectos culturales (R$ 255 millones). Esos efectos fueron parcialmente mitigados, por la reducción de gastos de contingencia y gastos relacionados a acuerdos con las autoridades impositivas de los estados (R$ 118 millones), menor ociosidad con termoeléctricas (R$ 257 millones), por recuperación de gastos de exploración en Nigeria (R$ 69 millones) y de créditos fiscales en Ecuador (R$ 85 millones). Efecto positivo de R$ millones sobre el resultado financiero neto, debido a: Cierre de los contratos de hedge sobre la facturación en Argentina, que, en 2005, habían generado una pérdida de R$ 643 millones; Mejor desempeño, cuando medido en reais, de las inversiones financieras (R$ 647 millones), debido al menor valorización del real (R$ 317 millones) el 8,66% en el ejercicio de 2006 y el 11,82% en el ejercicio de 2005 y de la mayor rentabilidad de los fondos en el exterior (R$ 199 millones), además del mayor volumen de inversiones en 2006 en comparación a 2005; Reducción de los gastos financieros (R$ 493 millones), debido al mejor perfil del endeudamiento y del crecimiento de las financiaciones vinculadas a proyectos que proporcionaron mayor capitalización de intereses; Cargos financieros con renegociación de créditos con el sector eléctrico y otros clientes (R$ 202 millones). Parte de esos efectos fue compensada por los factores siguientes: Premio pagado a los inversores en la recompra de Bonds y por la liquidación anticipada de las series fijas de Senior Trust Certificates, con el objetivo de mejorar el perfil del endeudamiento (R$ 344 millones); Reducción de la variación cambiaria positiva (R$ 360 millones), debido al menor valorización del real frente al dólar en el ejercicio de 2006 (8,66%) en relación al ejercicio anterior (11,82%). Beneficio fiscal de los intereses sobre capital propio de R$ millones en 2006 y R$ millones en

7 Desempeño Financiero La reducción de la ganancia neta consolidada en el 4T-2006 en comparación al 3T-2006 se debió, principalmente, a los menores precios promedio de realización de las exportaciones y de los derivados en el mercado interno, vinculados a las cotizaciones internacionales, además de otros factores, conforme se demuestra a continuación: Reducción de la ganancia bruta en R$ millones VARIACIÓN 4T-2006 SOBRE EL 3T-2006 PRINCIPALES INFLUENCIAS Principales Factores Ingresos Netos Costo de las Ventas Ganancia Bruta. Mercado Interno: - efecto de los volúmenes vendidos (124) efecto de los precios (875) - (875). Mercado Externo: - efecto de los volúmenes exportados (427) efecto de los precios de exportaciones (2.359) - (2.359). Aumento de los Gastos: (*) costos complementarios c/participaciones. Items extraordinarios especiales (**) en el 3T-06 - gastos con gas reinyectado (***) Aumento de la rentabilidad del segmento de Distribución (24) - (24). Aumento (reducción) de las operaciones de comercialización en el exterior (744) 742 (2). Aumento (reducción) de las ventas internacionales (1.782) (200). Efecto del cambio sobre los ingresos y costos de las controladas en el exterior (328) Otros (456) (191) (647) (2.322) 370 (1.952) (**) Nueva interpretación de la ANP sobre la deducción de los gastos con project finance del campo de Marlim en el cálculo de las participaciones especiales. (***) Ajuste de gastos con gas producido y reinyectado en reservorios en las Cuencas de Solimões, Campos y Espírito Santo. (*) Composición de la variación de los gastos relacionados: Valor - importaciones de petróleo, gas y derivados (187) - participaciones gubernamentales en el país servicios de terceros, sueldos, ventajas, beneficios y otros

8 Desempeño Financiero Aumento de los gastos operativos: Generales y Administrativos (R$ 269 millones), en función de los gastos con personal relacionados al Acuerdo Colectivo 2005/2006 (R$ 96 millones); servicios relativos a asesoría/consultoría técnica y apoyo administrativo (R$ 92 millones); Prospección y Exploración (R$ 287 millones), en función de las bajas de pozos en las Cuencas de Campos, Espírito Santo, Ceará y Sergipe (R$ 166 millones), en Estados Unidos (R$ 111 millones), en Argentina (R$ 20 millones) y en Nigeria (R$ 13 millones), compensado, parcialmente, por el efecto positivo de las estimativas para futuro abandono de pozos (R$ 89 millones); Costos con investigación y desarrollo tecnológico (R$ 103 millones), de los cuales se destinaron R$ 116 millones para atender la reglamentación de la ANP; Tributarias (R$ 94 millones), debido al aumento de los gastos con CPMF (R$ 19 millones) y aumento del impuesto a la renta sobre remesas para el pago de préstamos (R$ 35 millones). Tales efectos fueron compensados por el resultado financiero más favorable en R$ 602 millones debido a: Premio en la recompra de bonds realizada en el 3T-2006, afectando la base de comparación (R$ 348 millones); Mayor capitalización de intereses de financiaciones vinculados a proyectos (R$ 170 millones) y reducción de gastos extraordinarios con cargos sobre tributos (R$ 79 millones). Cargos financieros con renegociación de créditos con el sector eléctrico (R$ 70 millones) y con hedge de petróleo y derivados (R$ 44 millones); A pesar de la valorización del real en el 4T-2006 (1,66%) y de la reducción de las tasas de interés en el país, las inversiones financieras vinculadas al cambio y DI presentaron ganancias en el período, aunque inferiores al 3T-2006 (R$ 153 millones). Mejor resultado no operativo (R$ 73 millones), principalmente, debido a la venta de activos de E&P en Argentina por un monto de R$ 69 millones. Beneficio fiscal de los intereses sobre el capital propio, que fue de R$ 671 millones en el 4T-2006 y de millones en el 3T-2006, no generó un aumento mayor en el impuesto a la renta y contribución social cuando comparado con el 3T-2006, debido a la reducción del lucro tributable en el 4T-2006, conforme ya se ha comentado. 8

9 Desempeño Operativo Indicadores Físicos 4º Trimestre Ejercicio 3T % % Exploración & Producción - Mil Barriles/día Producción Nacional Petróleo y LGN (1) Gas Natural Total Producción Internacional Consolidada (26) Petróleo y LGN (20) (1) Gas Natural (14) Total (12) Producción Internacional No Consolidada (2) (5) Producción Total Internacional (6) Producción total (1) No incluye gas licuado e incluye gas reinyectado. (2) Empresas no consolidadas en Venezuela. Refinación, Transporte y Abastecimiento - Mil Barriles/día Importaciones de petróleo Importaciones de derivados Importaciones de petróleo y derivados Exportaciones de petróleo (20) Exportaciones de derivados (5) (3) Exportaciones de petróleo y derivados (11) Exportaciones (import.) neta de petróleo y derivados Importaciones de gas y otros (3) (3) (50) Exportaciones de otros Producción de derivados (4) Brasil Internacional Capacidad primaria procesada instalada Brasil (4) Internacional Utilización (%) de la capacidad nominal (4) Brasil Internacional (1) Participación del óleo nacional en la carga procesada % (3) Los volúmenes de exportaciones de petróleo y derivados incluyen exportaciones en curso. (4) De acuerdo con titularidad reconocida por la ANP. Volumen de Ventas - Mil Barriles/día Diesel Gasolina Óleo combustible Nafta (3) GLP (2) QAV (4) Otros Total derivados (39) Alcoholes, Nitrogenados y otros (14) Gas natural Total mercado interno Exportaciones Ventas internacionales Total mercado externo Total general

10 Desempeño Operativo Indicadores de Precios y Costos 4º Trimestre Ejercicio 3T % % Precio Promedio de Realización de Derivados Básicos 157,31 152,10 155,41 (2) Mercado Interno (R$/bbl) 154,45 142,38 8 Precio promedio de venta - US$ por bbl Brasil 58,69 48,70 46,05 6 Petróleo (US$/bbl) 54,71 45, ,70 15,85 14,61 8 Gas Natural (US$/bbl) 15,67 13,00 21 Internacional 48,29 43,22 35,04 23 Petróleo (US$/bbl) 44,07 34, ,72 14,30 11,71 22 Gas Natural (US$/bbl) 12,98 9,77 33 (5) Promedio de las Exportaciones y de los precios internos de transferencia del E&P para el Abastecimiento del E&P para el Abastecimento. (6) Precio interno de transferencia del E&P para el Gas y Energía (5) (6) Costos - US$/barril Costo de extracción de petróleo (lifting cost ): Brasil (7) 6,64 7,24 6,07 19 sin participación gubernamental 6,59 5, ,08 17,59 16,09 9 con participación gubernamental (8) 17,64 14,73 20 (9) 3,11 4,36 3,57 22 Internacional 3,36 2,90 16 Costo de refinación 2,48 2,71 2,03 33 Brasil (7) 2,29 1, ,57 2,08 1,35 54 Internacional 1,73 1, Overhead Corporativo (US$ millones - Controlante (7) (7) La Compañía, en el sentido de tener una mayor adhesión de los indicadores a sus modelos de gestión y operativos, revisó los conceptos de tales indicadores, promoviendo el recálculo de períodos anteriores, conforme divulgado en el Informe del (8) El costo de extracción con participación gubernamental tuvo su serie histórica ajustada, con efecto retroactivo al ejercicio de 2002, en función de nueva interpretación de la ANP sobre la deductivilidad de los gastos con Project Finance del campo de M Costos - R$/barril Costo de extracción de petróleo (lifting cost ): Brasil (7) 14,26 15,46 13,73 13 sin participación gubernamental 14,20 13, ,60 37,75 36,43 4 con participación gubernamental (8) 38,18 35,36 8 Costo de refinación 5,39 5,84 4,56 28 Brasil (7) 4,98 4,

11 Desempeño Operativo Exploración y Producción Mil Barriles/día Producción de Petróleo y LGN - País Mil Barriles Día % La producción de petróleo nacional y LGN, en el ejercicio de 2006 aumentó el 6% en relación al ejercicio anterior, debido principalmente a la entrada en producción de las plataformas P-43 (Barracuda), en diciembre de 2004, P-48 (Caratinga), en febrero de 2005, P-50 (Albacora Leste), em abril de 2006, y FPSO-Capixaba (Golfinho), en mayo de La estabilización de la producción de las plataformas P- 43 y P-48 se alcanzó a partir de junio de En el 4T-2006, la producción de petróleo nacional y LGN aumentó el 2% en relación al 3T-2006, influenciada principalmente por la entrada en producción de nuevos pozos interconectados a la plataforma P-50 (Albacora Leste). producción de gas de las empresas consolidadas aumentó el 3% en relación al ejercicio de 2005, debido al aumento en la demanda del gas boliviano por parte de Brasil y Argentina. La producción internacional de petróleo del 4T-2006, de las empresas consolidadas, se redujo el 7% en comparación al 3T-2006, debido a la parada por reivindicaciones de sueldos en Argentina que afectaron la producción en algunos campos. La producción de gas de las empresas consolidadas se redujo el 8% en relación al trimestre anterior, debido a una demanda menor del gas boliviano por parte de Brasil y Argentina, además de la parada para la conclusión de reparaciones en las tuberías en San Antonio, por la ruptura habida en abr/06, debido a las fuertes lluvias. Refinación, Transporte y Abastecimiento Mil Barriles/día Carga Fresca Procesada Mil Barriles Día % Producción de Petróleo y LGN - Exterior Mil Barriles Día % 130 La carga procesada (procesamiento primario) en las refinerías del País, en el ejercicio de 2006, aumentó el 1% en relación al ejercicio anterior, debido a la mejora de la confiabilidad operativa y del menor número de paradas programadas en En el ejercicio de 2006, la producción internacional de petróleo, de las empresas consolidadas, disminuyó el 20% en relación al ejercicio de 2005, debido a la reducción de la participación en las operaciones de Venezuela por la conversión de los acuerdos operativos a una modalidad de empresa mixta en la cual el gobierno venezolano pasó a tener una participación mayoritaria a través de PDVSA. La En el 4T-2006, la carga fresca procesada por las refinerías en el país se redujo el 1% en relación al 3T-2006, en función básicamente de las paradas programadas en las refinerías REVAP, REFAP y REMAN. La carga procesada (procesamiento primario) por las refinerías en el exterior, en el ejercicio de 2006, aumentó el 22% en relación al ejercicio anterior, debido a la inclusión de las operaciones de la Refinería de Pasadena (EE.UU.) en este trimestre. 11

12 Desempeño Operativo En el 4T-2006, la carga fresca procesada en las refinerías en el exterior aumentó el 118% en relación al 3T-2006, debido a la inclusión de las operaciones de la Refinería de Pasadena. Sin considerar la producción de Pasadena, la carga fresca procesada aumentó el 20% por el aumento de la producción en la refinería de San Lorenzo (Argentina), después de la parada programada en el trimestre anterior, que aumentó la capacidad instalada del procesamiento primario. Costos trabajo, compensados, parcialmente, por el aumento de la producción de petróleo. Lifting Cost - US$/Barril Con Participaciones Gubernamentales +20% 17,64 14,73 Lifting Cost (US$/barril) Lifting Cost - US$/Barril Sin Participaciones Gubernamentales 5,73 +15% 6, El lifting cost unitario en el país, sin las participaciones gubernamentales aumentó el 15% en relación al ejercicio de Descontando los efectos de la valoración del Real en el 11%, el aumento fue de 6%, ya compensado por el efecto de la mayor producción de petróleo y gas. Ese comportamiento se debió al aumento de los gastos con sondas fletadas, vinculadas a la valorización de las cotizaciones internacionales de petróleo, de los mayores gastos con mantenimiento correctivos e intervenciones en pozos, al reajuste de sueldos y al aumento de la fuerza de trabajo, y de los costos unitarios iniciales más elevados de los proyectos de FPSO-Capixaba en Golfinho y P-34 en Jubarte, que tenderán a disminuir con el gradual aumento de su producción. En relación a FPSO-Capixaba, el aumento de la producción deberá ocurrir hasta 60 mil bbl/día, por debajo del nivel inicialmente previsto (90 mil bbl/día). Considerando las participaciones gubernamentales, el lifting cost en el ejercicio de 2006 presentó un crecimiento del 20% en relación al ejercicio de 2005, en función del aumento de los gastos operativos, ya comentado, además del aumento del precio promedio de referencia del petróleo nacional para el cálculo de las participaciones, con base en las cotizaciones internacionales, juntamente con la mayor productividad de los Campos de Barracuda y Caratinga después de la estabilidad de la producción a partir de junio de 2005, elevando los niveles de incidencia de royalties y participación especial, además de la entrada en operación de los Campos de Albacora Leste y Golfinho. Incluyéndose las participaciones gubernamentales, el lifting cost en el país relativo al 4T-2006 se redujo el 3% en relación al 3T-2006, principalmente debido a la disminución de los precios promedio de referencia del petróleo nacional, vinculado a la disminución de las cotizaciones internacionales de petróleo, parcialmente compensada por el aumento en el índice del campo de Albacora Leste, debido a su mayor producción y por el aumento en el costo de la extracción ya comentado. En relación al 3T-2006, el lifting cost unitario en el país en el 4T-2006, sin las participaciones gubernamentales, aumentó el 9%, debido a los mayores gastos con la utilización de sondas, con mantenimientos correctivos, servicios y materiales para intervenciones en pozos y oleoductos, principalmente para limpiezas químicas de incrustaciones en Marlim Sul, así como por el aumento en los gastos con personal en función de reajuste de sueldos y aumento de la fuerza de 12

13 Desempeño Operativo Lifting Cost - US$/Barril Internacional 2,90 +16% 3, En el ejercicio de 2006, el lifting cost unitario internacional aumentó el 16% en relación al ejercicio de 2005, debido a un menor volumen producido y mayores gastos en Argentina con servicios de terceros (debido al aumento de tarifa en los servicios contratados), con materiales debido a reformas en tuberías, equipos y reparaciones en pozos, así como por aumentos de sueldos debido a los acuerdos colectivos y aumento de los gastos en Angola por cuenta de reestructuraciones e intervenciones en el bloque 2, para mantenimiento y mejoría de las instalaciones y recuperación de la producción en los pozos maduros. En el 4T-2006, el lifting cost unitario internacional aumentó el 40% en relación al 3T-2006, debido a los gastos con servicios de terceros en Argentina, en función de la concentración de reparaciones en pozos en este trimestre que no pudieran ser realizados en el trimestre anterior por cuenta del invierno, gastos con personal por aumento de sueldos como consecuencia del acuerdo coletivo y el aumento de los gastos en Angola debido a reestructuraciones e intervenciones en el bloque 2, para mantenimiento y mejoría de las instalaciones y recuperación de la producción en los pozos maduros. Costo de la Refinación (US$/Barril) Costo de la Refinación - US$/Barril Brasil 2,29 +21% 1,90 El costo unitario de la refinación en el País, en el ejercicio de 2006, aumentó el 21% en relación al 2005, debido a los mayores gastos operativos, reflejo de las inversiones realizadas con el objetivo de adaptar las refinerías para el procesamiento de petróleo pesado y mejorar la calidad de los combustibles para atender las exigencias ambientales. Descontándose los efectos de la valorización del Real en el 11%, juntamente con el porcentaje de gastos en moneda nacional sobre los gastos en esta actividad, el costo de la refinación aumentó el 8%. En comparación al 3T-2006, el costo unitario de la refinación en el País en el 4T-2006 aumentó el 9%, reflejando el aumento de los gastos con personal (sueldos, ventajas y beneficios) en función del Acuerdo Colectivo de Trabajo 2006/2007. Costo de la Refinación- US$/Barril 1,30 Internacional +33% 1, En el ejercicio de 2006, el costo promedio unitario de la refinación internacional aumentó el 33% en relación al ejercicio de 2005, debido a la inclusión de la Refinería de Pasadena (EE.UU.). Desconsiderándose el costo unitario de Pasadena, hubo un aumento del 16% en función de aumentos de sueldo, además de aumentos en la tarifa en los servicios contratados en Argentina. El costo promedio unitario de la refinación internacional, en el 4T-2006, aumentó el 33% en relación al 3T-2006, debido a la inclusión de la Refinería de Pasadena en la Unidad Estados Unidos. Desconsiderándose Pasadena, no hubo variación en la tasa unitaria en relación al trimestre anterior

14 Desempeño Operativo Overhead Corporativo Controlante (US$ millones) Overhead Corporativo US$ Millones % Volumen de ventas Mil Barriles/día Diesel 35% Volumen de Ventas Mercado Interno (1.964 mil barriles/día) Gasolina 16% Óleo combustible 5% Nafta 8% En comparación al ejercicio de 2005, el overhead corporativo del ejercicio de 2006 aumentó el 30%, reflejo del crecimiento y de la complejidad de las operaciones de la compañía. Descontándose los efectos de la valorización del Real en el 11% considerando que la totalidad de los gastos realizados son en Reais, el overhead corporativo aumentó el 19% en relación al ejercicio de 2005, debido a los mayores gastos relativos a publicidad, propaganda institucional y patrocinios dentre los cuales los contemplados con beneficios fiscales comprendidos por la lei Rouanet, con el mantenimiento e infraestructura de los edificios administrativos, además del aumento en los gastos con sueldos, beneficios y ventajas, en función del aumento de la fuerza de trabajo y de los Acuerdos Colectivos de Trabajo. En comparación al 3T-2006, el overhead corporativo del 4T-2006 aumentó el 28%, en función, principalmente, de gastos con servicios contratados en patrocinios culturales contemplados con beneficios fiscales comprendidos por la lei Rouanet y gastos con la plantilla de personal debido al Acuerdo Colectivo de Trabajo y al aumento de la fuerza de trabajo. Gas natural 12% Otros 11% QAV 3% GLP 10% El volumen de ventas en el mercado interno en 2006 fue superior en el 3% al verificado en el año El crecimiento de las ventas está relacionado principalmente a los mayores volúmenes vendidos de gasolina (7%), nafta petroquímica (5%) y gas natural (7%) en el mercado interno y mayores volúmenes de exportación de petróleo. El aumento de las ventas de gasolina está relacionado al crecimiento de la flota de vehículos, a la reducción del contenido de alcohol anhidro en el compuesto de la gasolina, a la recuperación de la masa salarial del consumidor y a la pérdida de competitividad del alcohol en la opción de los propietarios de vehículos bi-combustible. Las ventas de nafta aumentaron debido a la mayor disponibilidad de nafta en el sistema PETROBRAS asociado a los precios más atractivos en relación a los practicados en el mercado internacional. Se debe subrayar que las entregas de nafta en 2005 pasaron a estar comprometidas por problemas operativos. El aumento de las ventas de gas natural se debe a la substitución del petróleo combustible en la actividad industrial, destacándose los sectores de papel y celulosa, vidrios, químico, además de la intensificación del uso del gas natural vehicular. El volumen de ventas internacionales creció el 31% debido principalmente al aumento de las operaciones de offshore, cuyo objetivo es captar oportunidades comerciales en el exterior, y de la inclusión de las ventas de las empresas adquiridas en 2006, compensado por la reducción de las ventas en Venezuela, por la disminución de la producción de los campos maduros en Angola y por el cierre de los principales campos en el Golfo de México, después del paso de los huracanes Rita y Katrina. 14 D

15 Desempeño Operativo RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO (1) rimestre Ejercicio 2005 Δ% Δ% (6) EXPLORACIÓN y PRODUCIÓN ABASTECIMIENTO (145) 112 GÁS & ENERGÍA (1.188) (520) (37) DISTRIBUCIÓN (23) 415 (160) INTERNACIONAL (2) (76) 298 (368) CORPORATIVO (4.184) (5.180) (19) (71) ELIMINACIONES Y AJUSTES (518) (1.167) (56) (36) GANANCIAS NETAS CONSOLIDADAS (1) Los comentarios sobre los resultados por área de negocio están presentados a partir de la pág. 16 y los estados contables por área de negocio a partir de la pág. 26. (2) En el área de negocio Internacional, la comparación entre los períodos es influenciada por la variación del cambio, teniendo en vista que todas las operaciones son realizadas en el exterior, en dólares o en la moneda de origen de los países en que cada empresa está registrada, pudiendo ocurrir variaciones significativas en Reales, debido, principalmente, a los reflejos en el comportamiento del cambio. (3) Con el objetivo de adecuar los estados contables por área de negocio a las mejores practicas utilizadas por las empresas del sector de Petróleo y Gas y por retratar la mejor forma de gestión de los negocios en PETROBRAS, a partir del 1T-2006 pasamos a alocar todo el resultado financiero y las cuentas patrimoniales de naturaleza financiera al grupo de órganos corporativos. En consecuencia de esta alteración, el resultado con el Impuesto a la Renta e Contribución Social y la Participación de los Accionistas no Controlantes también fueron alterados. Para facilitar la comparación, estamos presentando los estados contables segmentados de períodos anteriores de acuerdo con las nuevas premisas. 15

16 Desempeño Operativo RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO PETROBRAS es una Compañía que actúa de manera integrada, siendo la mayor parte de la producción de petróleo y gas del área de Exploración y Producción transferida a otras áreas de la Compañía. Destacamos, a continuación, los principales criterios utilizados para determinar los resultados por áreas de negocio: a) Ingresos operativos netos: se consideraron los ingresos relativos a las ventas efectuadas 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 cálculo basadas en parámetros de mercado. b) En las ganancias operativas están computados los ingresos operativos netos, los costos de los productos y servicios vendidos, que se determinan por área de negocio, considerando el precio interno de transferencia y los demás costos operativos de cada área, así como los costos operativos, en los cuales se tienen en cuenta los costos efectivamente incurridos en cada área. c) El resultado financiero es totalmente asignado al grupo de órganos corporativos; d) Activos: incluyen los activos identificados en cada área. Las cuentas patrimoniales de naturaleza financiera se asignan al grupo de órganos corporativos. Resultado Segmento E&P () transferencia del petróleo nacional (US$/bbl). Tales efectos fueron parcialmente compensados por la menor valorización de los petróleos pesados en relación a los leves, por los mayores gastos con participaciones gubernamentales, fletamiento de sondas, plataformas y servicios para intervención en pozos, así como por los efectos producidos por la valorización del 11% en la tasa promedio del real frente al dólar norteamericano. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/ transferido y la cotización media del Brent, aumentó de US$ 8,96/bbl en el ejercicio de 2005, para US$ 10,43/bbl en el ejercicio de En relación al trimestre anterior, la ganancia neta fue inferior en un 28% debido a la reducción de R$ millones en la ganancia bruta, reflejando la baja en las cotizaciones internacionales del petróleo y la menor valorización de los petróleos pesados en el mercado internacional, comparativamente a los petróleos más leves. Estos efectos fueron parcialmente compensados por el aumento del 2% en el volumen de petróleo y LGN. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent aumentó de US$ 10,80/bbl en el 3T-2006 para US$ 10,98/bbl en el 4T Resultado Segmento Abastecimiento () E&P En el ejercicio de 2006 las ganancias netas del área de negocio de Exploración y producción fue de R$ millones, el 8% superior a las ganancias netas del ejercicio anterior (R$ millones), debido al aumento de R$ millones en la ganancia bruta generada, principalmente, por el aumento del 6% en la producción de petróleo y LGN, lo que hizo posible el crecimiento de la exportación de petróleo, así como por el aumento del 20% en los precios promedio de venta/ ABASTECIMIENTO Las ganancias netas del área de Abastecimiento en el ejercicio de 2006 fue de R$ millones, el 10% superior a la ganancia neta de 2005 (R$ millones), reflejo del aumento de R$ millones en la ganancia bruta, destacándose los factores siguientes: Aumento del valor promedio de realización de los derivados comercializados en los mercado interno y externo; Aumento del 3% en el volumen de ventas de derivados en el mercado interno; Menor valorización de los petróleos pesados en relación a los leves. 16

17 Desempeño Operativo Estos efectos fueron parcialmente compensados por los factores siguientes: Aumento en el costo de adquisición y transferencia de petróleo y derivados, presionado por el aumento en las cotizaciones internacionales; Aumento del 9% en el volumen de las importaciones de petróleo y derivados. En el 4T-2006, la ganancia neta del área de Abastecimiento fue de R$ millones, el 45% superior a la ganancia neta verificada en el trimestre anterior (R$ millones), debido al aumento de R$ 641 millones en la ganancia bruta, como consecuencia de la reducción en el costo de adquisición y transferencia de petróleo, reflejando la caída de las cotizaciones internacionales y el aumento del spread entre petróleos pesados y leves. Este efecto fue parcialmente compensado por los factores siguientes: Reducción del 2% en el volumen de ventas de derivados en el mercado interno; Realización, en el trimestre actual, de existencias formadas por mayores costos, en función de las elevadas cotizaciones internacionales del petróleo; Reducción del 3% en el valor promedio de realización de los derivados básicos comercializados en el mercado interno. Resultado Segmento Gas y Energia () (520) márgenes en la comercialización de energía, debidos al incremento en el costo de adquisición de energía, ocasionado por la reducción de los caudales en los reservorios de las hidroeléctricas de la región Sur hasta septiembre de Parte de ese efecto fue compensada por el aumento del 7% en el volumen comercializado de gas natural; Aumento de R$ 116 millones en los gastos de investigación y desarrollo, siendo R$ 81 debidos a la reglamentación de la ANP; Reconocimiento de la pérdida de R$ 167 millones debido al cierre del contrato de hedge para la reducción de la volatilidad de precios del gas natural, firmado con la empresa Andina (ganancia de R$ 419 millones en 2005). Estas variaciones fueron parcialmente compensadas por la reducción de los gastos con ventas, generales y administrativas que, en 2005, registraban gastos relativos a pendencias contractuales con termoeléctricas y pérdidas con créditos de liquidación dudosa sobre contratos de suministros de gas. En el 4T-2006 el área de negocio de Gas y Energía presentó un resultado negativo de R$ 307 millones, el 47% menor en relación al trimestre anterior, debido a los factores siguientes: Aumento de R$ 199 millones en la ganancia bruta, en función de los mejores márgenes en la comercialización de energía, debidos a la disminución del costo de adquisición de energía ocasionado por el aumento en los caudales en los reservorios de las hidroeléctricas en la región Sur, así como por el aumento del 1% en el volumen comercializado de gas natural; Reconocimiento de la pérdida en el trimestre anterior, de R$ 167 millones, debido al cierre del contrato de hedge para reducción de la volatilidad de precios del gas natural, firmado con la empresa Andina. (1.188) GAS Y ENERGÍA El resultado negativo del área de Gas y Energía en el ejercicio de 2006 fue de R$ millones, el 128% superior al resultado negativo del año anterior (R$ 520 millones), debido a los factores siguientes: Reducción de R$ 413 millones en la ganancia bruta, destacándose los menores 17