La ganancia neta consolidada ascendió R$ millones en el 1T El EBITDA ajustado ascendió R$ millones, el 36% superior al 4T-2012.

Transcripción

1 RESULTADO DEL PRIMER TRIMESTRE DE 2013 (Traducción libre del original en portugués) Río de Janeiro 26 de abril de 2013 Petrobras divulga hoy sus resultados consolidados expresados en millones de Reales, según los estándares internacionales de contabilidad (International Financial Reporting Standards IFRS) emitidos por el International Accounting Standards Board IASB. La ganancia neta consolidada ascendió R$ millones en el 1T El EBITDA ajustado ascendió R$ millones, el 36% superior al. Principales hitos (1) (2) 36 (10) Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras Producción total de petróleo y gas natural (Mbbl/d) EBITDA ajustado Valor de mercado (Controlante) (17) (5) (2) (27) En el 1T-2013, la Compañía presentó ganancia neta de R$ millones. Sus principales destaques fueron: Reajustes en los precios del 5,4% para el diesel y del 6,6% para la gasolina, al 30 de enero, y el nuevo aumento del 5% para el diesel el 6 de marzo, contribuyeron a la reducción de desfasaje de los derivados vendidos en Brasil con relación a la paridad internacional. Mejora de los indicadores operativos de la refinación, alcanzando mil barriles/día de carga promedio fresca procesada, representando el 6% de aumento con relación al, contribuyendo a la reducción de la importación de derivados. Los factores antes mencionados, aliados a la reducción de los gastos operativos, posibilitaron el crecimiento del 36% del EBITDA ajustado. Conforme a lo planificado, la producción de petróleo disminuyó debido al mayor número de paradas y a la reducción natural de la producción de los campos, parcialmente compensada por el crecimiento de producción proporcionado por los nuevos sistemas. El 20 de febrero de 2013, la Compañía alcanzó el nivel de 300 mil bpd de producción de petróleo en el presal.

2 Comentarios de la Presidenta Sra. Maria das Graças Silva Foster Estimados Accionistas e Inversores: Hemos alcanzado durante el primer trimestre de 2013 una ganancia neta antes del resultado financiero, resultado de participaciones en inversiones y impuestos de R$ 9,8 mil millones, lo que representa un incremento del 72% frente al trimestre anterior. Entre los principales factores que han contribuido a esta mejora, destaco los reajustes de los precios del diesel y de la gasolina realizados en enero y marzo de 2013; la mayor producción de derivados en nuestros parques de refinación y los menores gastos operacionales. La ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras se situó en R$ 7,7 mil millones, en línea con el resultado del, recordando que este último se vio favorecido por el beneficio fiscal proveniente del aprovisionamiento de intereses sobre el capital propio, por el importe de R$ 2,1 mil millones. Conforme se había anticipado anteriormente, hubo disminución en la producción de petróleo en el 1T13 (4% frente al ). Asimismo, conforme a lo que divulgamos en nuestro Plan de Negocios y Gestión (PNG ), la producción de petróleo y gas natural en Brasil en 2013 se mantendrá estable con relación a, con un menor nivel en el primer semestre debido a la concentración de paradas de mantenimiento. En el 1T13, la producción de derivados alcanzó el promedio de mil bpd, un incremento del 6% frente al trimestre anterior, como resultado de la mayor eficiencia operacional de las refinerías, que registraron nuevos récords diarios de procesamiento y un factor de utilización medio del 98%. También mantuvimos un buen desempeño operativo en el área de Gas y Energía, atendiendo a una demanda de gas natural media de 88 millones m 3 /d, con generación de energía de MW medios en nuestras centrales termoeléctricas. Enfatizo aquí nuestra confianza en las perspectivas de crecimiento de la producción de petróleo y gas de Petrobras. Hemos iniciado la operación de 2 unidades este trimestre, los FPSO Cidade de São Paulo y Cidade de Itajaí. El FPSO Cidade de Paraty ya se encuentra en su ubicación en el campo de Lula NE desde el último día 18 de abril, en proceso de anclaje, y debe iniciar su operación el 28 de mayo. Otras 4 unidades estarán en operación a lo largo del año (P-63, P-55, P-58 y P-61), contribuyendo así al aumento sostenido de la producción a partir del segundo semestre. Suelo afirmar que la mejora de nuestro flujo de efectivo no debe ocurrir solamente en función de aumentos de precios, sino también de nuestra eficiencia operacional y de la búsqueda de la excelencia en los costos. No hay duda de que los aumentos son importantes, y nosotros seguimos comprometidos con la búsqueda de convergencia con los precios internacionales, conforme a lo demostrado en los reajustes recientes. Sin embargo, es igualmente importante la mejora de nuestra eficiencia en las actividades operacionales y en los gastos con proyectos de inversión, objetivos que hoy se traducen en los programas Proef (aumento de la eficiencia operacional), PRC-Poço (reducción de inversiones en pozos), Infralog (optimización logística), Prodesin (cartera de desinversiones) y Procop (optimización de costos operacionales). Destaco aquí la contribución de este último: entre enero y marzo de 2013, la meta de reducción de costos operacionales prevista era de R$ 646 millones. La economía observada hasta este momento fue de R$ 1,3 mil millones, 1/3 del total previsto para el año 2013, cuya meta es de R$ 3,8 mil millones. Estamos haciendo nuestra tarea y los resultados se están dando conforme a lo planeado. Acompaño incansablemente, junto con los directores, gerentes ejecutivos y sus líderes, el avance de nuestros proyectos de inversión y los programas de estructuración. Resalto como extremadamente positivo la creciente integración entre las áreas de la Compañía y sus equipos y la adecuada gestión de nuestra cartera de proyectos, que nos da la confianza de que alcanzaremos las metas del PNG de forma que se asegure el retorno esperado a nuestros accionistas e inversores. Maria das Graças Silva Foster Presidenta 2

3 Principales ítems e indicadores económicos consolidados (1) Ingresos de ventas Ganancia bruta (7) Ganancia neta antes del resultado financiero, resultado de participaciones en inversiones y impuestos (16) (50) Resultado financiero neto (1) Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras (17) 0,59 - Ganancia basica y diluída por acción 1 0,59 0,71 (17) (10) Valor de mercado (Controlante) (27) 23 3 Margen bruto (5) 8 6 Margen operativo (4) 11 - Margen neto (3) EBITDA ajustado (2) Ganancia neta antes del resultado financiero, resultado de participaciones en inversiones y impuestos por área de negócio (14). Exploración & Producción (20) (8.715) 25. Abastecimiento (6.537) (7.101) Gas & Energía (49) (37). Biocombustible (67) (51) (31) Distribución (4) -. Internacional (18) (2.770) -. Corporativo (2.778) (2.445) (14) (19) Gastos de capital e inversiones ,02 2 Petróleo Brent (US$/bbl) 112,55 118,49 (5) 2,06 (3) Dóllar promédio comercial de venta (R$/US$) 2,00 1, ,04 (1) Dóllar final comercial de venta (R$/US$) 2,01 1, ,18 - Selic - tasa promedio 7,13 10,30 (3) Indicadores de precios promedio 196,33 4 Precios de los derivados basicos en el mercado interno (R$/bbl) 203,74 176,72 15 Precio de venta - Brasil 100,56 2. Petróleo (US$/bbl) 4 102,91 111,56 (8) 46,50 2. Gas natural (US$/bbl) 47,42 52,12 (9) Precio de venta - Internacional 93,43 1. Petróleo (US$/bbl) 94,26 99,99 (6) 13, Gas natural (US$/bbl) 23,02 20, Ganancia neta por acción calculada con base en el promedio ponderado por la cantidad de acciones. 2 Para el cálculo fue considerada la ganancia antes del resultado financiero, de las participaciones y impuestos. 3 EBITDA + resultado de participaciones en inversiones y pérdida en el valor recuperable de los activos impairment. 4 Promedio de las exportaciones y de los precios internos de transferencia de la Exploración & Producción para el Abastecimiento. 3

4 RESULTADO DE LAS OPERACIONES Resultados del 1T-2013 x : Ganancia bruta Superior el 14% (R$ millones), reflejando: Ingresos de ventas del R$ millones, el 1% inferior al, debido a la reducción de la demanda en el mercado interno (3%), principalmente de diesel (7%) y gasolina (5%), y disminución de las exportaciones de petróleo debido a la menor producción y a la mayor carga procesada. Estos efectos se vieron parcialmente compensados por los reajustes aplicados a los precios del diesel y la gasolina en enero y marzo, y por la mayor exportación de derivados. Costo de ventas de R$ millones, el 6% inferior al debido a la menor participación de derivados importados en el mix de ventas, reflejando principalmente la disminución del 3% en el volumen de ventas en el mercado interno y la mayor producción nacional de derivados. Ganancia neta antes del resultado financiero, resultado de participaciones en inversiones y impuestos Aumento del 72% (R$ millones), reflejando principalmente la mayor ganancia bruta, menores bajas de pozos secos o subcomerciales en Brasil (R$ 656 millones) y reducción de otros gastos operativos (R$ 658 millones), que en el fueron afectados por el reconocimiento de pérdidas en la recuperación de activos (impairment). Resultado financiero neto Resultado financiero neto positivo de R$ millones, principalmente debido a la ganancia cambiaria sobre el endeudamiento neto (apreciación del 1,5% del real). En el, el resultado financiero neto positivo de R$ millones se vio afectado por el reconocimiento de ingresos en la venta de Notas del Tesoro Nacional serie B y por los rendimientos sobre depósitos judiciales (R$ millones). Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras Ganancia neta de R$ millones, estable con relación al. El aumento de la ganancia neta antes del resultado financiero, resultado de participaciones en inversiones y impuestos (72%) fue parcialmente compensado por el menor resultado financiero y los mayores gastos de tributación sobre las ganancias, que en el estaban menores por el beneficio fiscal de R$ millones generado por la provisión de intereses sobre el capital propio. 4

5 Resultados del 1T-2013 x 1T-: Ganancia bruta Inferior el 7% (R$ millones), reflejando: Ingresos de ventas del R$ millones, el 10% superior al 1T-, en función de: Mayores precios aplicados en las ventas de derivados en el mercado interno, debido a los reajustes de gasolina y diesel, a los mayores precios de energía, además de los impactos cambiarios (13%) sobre los precios de los derivados vinculados al mercado internacional; Aumento de la demanda en el mercado interno (9%), principalmente de gasolina (6%), diesel (7%), gas natural (29%) y oleo combustible (57%), compensado por el menor volumen de petróleo exportado debido a la menor producción y mayor carga procesada. Costo de ventas de R$ millones, el 17% superior al 1T-, debido al: Aumento de 9% en el volumen de ventas en el mercado interno, soportado en gran parte por mayores importaciones del diesel y gas natural; Efecto de la depreciación cambiaria (13%) sobre las importaciones de petróleo, derivados y gas natural; Mayores gastos de producción de petróleo, debido a las mayores intervenciones de pozos e a la entrada en operación de nuevas instalaciones. Ganancia neta antes del resultado financiero, resultado de participaciones en inversiones y impuestos Ganancia neta antes del resultado financiero, resultado de participaciones en inversiones y impuestos de R$ millones, el 16% inferior al 1T-, reflejando las reducciones de la ganancia bruta y el aumento del 6% en los gastos operativos, con destaque para el aumento de los gastos de exploración (R$271 millones), provenientes de los mayores gastos de geología y geofísica. Resultado financiero neto Resultado financiero neto positivo de R$1.390 millones, R$ 925 millones superior al 1T-, reflejando los efectos de la apreciación cambiaria sobre el mayor endeudamiento neto. Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras Ganancia neta de R$ millones, el 17% inferior al 1T- (R$1.521 millones), reflejando principalmente la reducción de la ganancia neta antes del resultado financiero, resultado de participaciones en inversiones y impuestos y los mayores gastos de tributación sobre las ganancias, que en el 1T- estaban menores por el beneficio fiscal de R$887 millones generado por la provisión de intereses sobre el capital propio. Estos efectos fueron parcialmente compensados por el mayor resultado financiero. 5

6 RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO Petrobras es una compañía que opera de manera integrada, siendo que la mayor parte de la producción de petróleo y gas proveniente del área de Exploración y Producción se transfiere para otras áreas de la Compañía. En la verificación de los resultados por área de negocio se consideran las transacciones realizadas con terceros y las transferencias entre las áreas de negocio, siendo estas evaluadas por precios internos de transferencia definidos entre las áreas y con metodologías de verificación con base en parámetros de mercado. EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN Ganancia neta (1 4) (20) (1T-2013 x ): La reducción de la ganancia neta resultó del menor volumen de producción de petróleo y LGN y del aumento de los costos de depreciación/agotamiento, compensados parcialmente por las menores bajas de pozos secos o subcomerciales. El spread entre el precio medio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización media del Brent aumentó de US$ 9,46/bbl en el a US$ 9,64/bbl en el 1T (1T-2013 x 1T-): La reducción de la ganancia neta reflejó el menor volumen de producción de petróleo y LGN, aumento de los costos de depreciación/agotamiento, personal, fletamento de plataformas, mantenimiento e intervención de pozos y de gastos de geología y geofísica. Dichos efectos fueron compensados parcialmente por la elevación de los precios de venta/transferencia de petróleo, reflejando la depreciación cambiaria. El spread entre el precio medio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización media del Brent aumentó de US$ 6,93/bbl en el 1T- a US$ 9,64/bbl en el 1T Producción nacional (Mbbl/d) (*) (4) Petroleo y LGN (8) Gas natural (3) Total (5) (1T-2013 x ): Conforme planificado, la producción de petróleo y LGN se redujo debido al mayor número de paradas programadas, a la reducción natural de los campos, a las salidas de las plataformas SS-11 de Baúna y P-34 de Jubarte y al término del extended well test de Oliva. Estos efectos fueron compensados parcialmente por la entrada del sistema definitivo de producción FPSO Cidade de Itajaí, además del aumento de la producción de la FPSO Cidade de Anchieta en Baleia Azul y el inicio de operación de la FPSO Cidade de São Paulo en el campo de Sapinhoá y del sistema de producción anticipada en Sapinhoá Norte, a través del FPSO Cidade de São Vicente. (*) No revisado por los auditores independientes. 5 No incluye gas licuado e incluye gas reinyectado. (1T-2013 x 1T-): La producción de petróleo y LGN se redujo debido al mayor número de paradas, de la interrupción de la producción en Frade, de la salida de las plataformas SS-11 de Baúna y P-34 de Jubarte, además de la reducción natural de los campos. Cabe destacar la entrada en producción de las FPSO Cidade de Anchieta en Baleia Azul, FPSO Cidade de São Paulo en el campo de Sapinhoá y FPSO Cidade de Itajaí en Baúna. Contribuyeron a la mayor producción de gas el aumento de la eficiencia de Mexilhão y la entrada en operación de la FPSO Cidade de Santos, en el campo de Uruguá. 6

7 US$/barril: Costos de lifting - Brasil 6 (*) ,80 7 Sin participación gubernamental 14,76 12, ,11 1 Con participación gubernamental 33,56 35,61 (6) R$/barril: 28,33 4 Sin participación gubernamental 29,49 22, ,87 (1) Con participación gubernamental 67,08 61,60 9 Lifting Cost sin participaciones gubernamentales US$/barril (1T-2013 x ): El indicador en dólares aumentó el 7%. Desconsiderando los efectos cambiarios, el aumento del 5% resultó principalmente de los menores volúmenes producidos. (1T-2013 x 1T-): El indicador en dólares aumentó el 14%. Desconsiderando los efectos cambiarios, el aumento del 22% resultó del mayor número de intervenciones en pozos en los campos de Marlim, Barracuda, Espadarte y Roncador, de la entrada en operación de las FPSO Cidade de Anchieta (Baleia Azul), Cidade de São Paulo (Sapinhoá) y Cidade de Itajaí (Baúna), además del reajuste salarial concedido por el Acuerdo Colectivo de Trabajo (ACT) de y de los menores volúmenes producidos. Lifting Cost con participaciones gubernamentales US$/barril (1T-2013 x ): El indicador en dólares aumentó el 1%. Excluyendo el efecto cambiario, el indicador permaneció estable. (1T-2013 x 1T-): El indicador en dólares se redujo el 6%. Excluyendo el efecto cambiario, el indicador fue el 2% menor debido a la reducción del precio promedio de referencia del petróleo nacional, vinculado a las cotizaciones internacionales, y a los nuevos niveles de las alícuotas de participación especial sobre los campos de Marlim, Jubarte, Marlim Leste y Barracuda, como resultado de la menor producción de dichos campos. (* (*) No revisado por los auditores independientes. 6 El indicador de gestión Liftting Cost fue revisado de acuerdo con los estándares internacionales de contabilidad (International Financial Reporting Standards IFRS) para no más contemplar los gastos con paradas programadas. Por el criterio anterior, basado en los principios contables estadounidenses USGAAP, los gastos con paradas programadas tenían impacto en el indicador en el periodo de su realización, es decir, en el momento del consumo del material o de la realización del servicio. Para mantener la comparabilidad entre los períodos, la serie histórica de se ajustó de acuerdo a los nuevos criterios. Es importante tener en cuenta que este ajuste no tuvo efectos sobre los procedimientos adoptados en la preparación de los estados financieros y en el cálculo de EBITDA de Petrobras, que ya incluyen los gastos de amortización de las paradas programadas en el grupo de depreciación, depleción y amortización, de acuerdo con el período de realización. 7

8 ABASTECIMIENTO Ganancia neta 2013 ( ) 2 5 ( ) ( ) 7 (1T-2013 x ): Las elevaciones de los precios del diesel y de la gasolina en el mercado interno ocurridos en enero y marzo, conjugadas con la menor participación de derivados importados en el mix de ventas, resultante del mayor procesamiento de las refinerías y de la menor demanda del mercado doméstico, contribuyeron a la reducción del resultado negativo. (1T-2013 x 1T-): Los reajustes de los precios del diesel y de la gasolina en el mercado interno y los impactos cambiarios sobre los precios de los derivados vinculados al mercado internacional, parcialmente compensados por los mayores costos de adquisición/transferencia de petróleo, generaron la reducción de las pérdidas. Importaciones y exportaciones de petróleo y derivados (Mbbl/d) (*) Importaciones de petróleo (26) Importaciones de derivados (7) Importaciones de petróleo y derivados (9) Exportaciones de petróleo (57) Exportaciones de derivados (12) Exportaciones de petróleo y derivados (43) (429) (6) Exportaciones (importaciones) netas de petróleo y derivados (454) (50) (808) Otras exportaciones 2 6 (67) (1T-2013 x ): Menor importación de derivados, principalmente gasolina, debido al aumento de la producción en las refinerías. Mayores importaciones de petróleo para sustentar el elevado nivel de carga procesada y preparación para parada de ducto y unidad de hidrotratamiento en la región de São Paulo. Menores exportaciones de petróleo debido a menor producción y mayor procesamiento de petróleo nacional en las refinerías. Mayores exportaciones de derivados, principalmente óleo combustible. (1T-2013 x 1T-): Menores importaciones de derivados debido al aumento de la producción y mayor importación de petróleo debido al aumento de la carga procesada asociada a menor producción de petróleo. Reducción de las exportaciones de petróleo debido a la mayor carga procesada y a la menor producción, y de derivados debido a mayor demanda en el mercado interno, principalmente óleo combustible para atención a las térmicas. (*) No revisado por los auditores independientes. 7 Se incluyen los volúmenes de exportaciones de petróleo provenientes de las áreas de negocio de Abastecimiento y de Exploración & Producción. 8

9 Indicadores operativos del refino (Mbbl/d) (*) Producción de derivados Capacidad instalada Utilización Carga procesada - Brasil Participación del petróleo nacional en la carga procesada (1T-2013 x ): La carga fresca procesada diaria fue el 6% superior debido principalmente a la parada programada en REFAP en el, además de mayor utilización de la capacidad instalada de refinación. (1T-2013 x 1T-): La carga fresca procesada diaria fue el 11% superior, debido a la mejora sostenible de la eficiencia operativa de las refinerías, teniendo como resultado el establecimiento de un nuevo nivel de capacidad de procesamiento de mbpd. Este nivel se obtuvo después de pruebas exhaustivas para la elevación de cargas de destilación respetando los límites de proyecto de los equipos y los requisitos de seguridad, medio ambiente y calidad de los productos. Estos ajustes fueron posibles también gracias a la entrada en operación de 10 nuevas unidades de calidad y conversión en. 11 (*) Costos de la refinación - Brasil ,37 (7) Costos de la refinación (US$/barril) 3,14 3,74 (16) 6,98 (11) Costos de la refinación (R$/barril) 6,24 6,60 (5) (1T-2013 x ): Reducción del 7% del indicador en dólares. En Reales, el indicador se redujo el 11%, principalmente debido a los menores gastos de mantenimiento de rutina, además del aumento de la carga fresca procesada. 2 (1T-2013 x 1T-): El indicador en dólares fue el 16% menor. En Reales, la reducción fue del 5% debido al aumento de la carga fresca procesada y a los menores gastos de mantenimiento de rutina, compensados parcialmente por los mayores gastos de personal resultantes del reajuste salarial del ACT de. (*) No revisado por los auditores independientes. 8 La capacidad instalada considera carga máxima sostenible de petróleo alcanzada en las unidades de destilación, dentro de los límites de proyecto de los equipos y los requisitos de seguridad, medio ambiente y calidad de los productos. Es más pequeña que la capacidad autorizada por la ANP (incluyendo autorizaciones temporales) y por las agencias ambientales. 9 La utilización de la capacidad nominal de procesamiento de petróleo es la relación entre la capacidad instalada de procesamiento primario de petróleo y la carga procesada de petróleo en el país. 10 La carga procesada es la suma de la carga procesada de petróleo y LGN. 11 El indicador de gestión Costos de la Refinación fue revisado de acuerdo con los estándares internacionales de contabilidad (International Financial Reporting Standards IFRS) para no más contemplar los gastos con paradas programadas. Por el criterio anterior, basado en los principios contables estadounidenses USGAAP, los gastos con paradas programadas tenían impacto en el indicador en el periodo de su realización, es decir, en el momento del consumo del material o de la realización del servicio. Para mantener la comparabilidad entre los períodos, la serie histórica de se ajustó de acuerdo a los nuevos criterios. Es importante tener en cuenta que este ajuste no tuvo efectos sobre los procedimientos adoptados en la preparación de los estados financieros y en el cálculo de EBITDA de Petrobras, que ya incluyen los gastos de amortización de las paradas programadas en el grupo de depreciación, depleción y amortización, de acuerdo con el período de realización. 9

10 GAS Y ENERGÍA Ganancia neta (1T-2013 x ): El aumento de la ganancia neta reflejó los mayores precios promedios de energía eléctrica, resultante del aumento del precio de liquidación de las diferencias (PLD), así como la menor participación de gas natural licuado (GNL) importado en el mix de los costos. Indicadores físicos y financieros (*) (1T-2013 x 1T-): El aumento de la ganancia neta resultó de la mayor generación y precios promedios de energía eléctrica debido, principalmente, al menor nivel de los reservatorios y consecuente aumento del precio de liquidación de las diferencias (PLD). Estos efectos se vieron compensados parcialmente por los mayores costos de importación de gas natural y de gas natural licuado (GNL) para suplir la demanda del sector termoeléctrico (21) Ventas de electricidad (contractos) - MW promedio (19) (3) Generación de electricidad - MW promedio Precio de liquidación de las diferencias - R$/MWh (7) Importaciones de gas natural licuado (Mbbl/d) (1) Importaciones de gas (Mbbl/d) (1T-2013 x ): La reducción del volumen de ventas de energía resultó de la política de comercialización adoptada en el contexto de retracción de los precios promedio en el mercado a corto plazo. La reducción de generación de energía resulta del menor despacho de la ONS en marzo en el período de carga liviana. Reducción en la importación de GNL y gas de Bolivia debido a la menor demanda para el segmento no térmico, debido al menor consumo industrial. (1T-2013 x 1T-): La reducción del volumen de ventas de energía se debió a la política de comercialización adoptada en el contexto de retracción de los precios promedio en el mercado a corto plazo. El aumento del volumen generado de energía y de PLD es reflejo de las afluencias que continuaron por debajo del promedio histórico y de los niveles muy reducidos de los reservatorios durante el período. Aumento de la importación de GNL y gas de Bolivia para suplir la demanda termoeléctrica. (*) No revisado por los auditores independientes. 12 PLD - Los precios semanales ponderados por nivel de carga libre (baja, media y pesada), el número de horas y la capacidad del submercado. 10

11 BIOCOMBUSTIBLE Prim er trim estre de Ganancia neta 2013 (1 7 ) (1 8 2 ) (4 8 ) (4 4 ) (9 ) (1T-2013 x ): El aumento de las pérdidas resultó de los menores márgenes brutos de las operaciones de biodiesel en las centrales propias, con destaque para la reducción de los precios aplicados en la subasta (7%), compensados parcialmente por los resultados positivos de las participaciones en invertidas en el sector de etanol, resultantes del aumento del 11% de los precios promedio de realización en el 1T (1T-2013 x 1T-): La reducción de los márgenes brutos de las operaciones de biodiesel, compensada parcialmente por los resultados positivos de las participaciones en invertidas del sector de etanol, contribuyeron a pérdidas más elevadas. DISTRIBUCIÓN Ganancia neta (1T-2013 x ): El aumento de la ganancia neta resultó de los mayores precios promedio en la comercialización de combustibles (3%), además de la reducción de los gastos de contingencias y publicidad, factores compensados parcialmente por el menor volumen de ventas (7%). (1T-2013 x 1T-): El aumento de la ganancia neta resultó del aumento de los precios promedio de comercialización (9%) y del volumen de ventas (7%), compensados parcialmente por la elevación de los gastos comerciales, con destaque para el aumento de los gastos de personal y de flete (*) 38,6% - Market Share 38,8% 38,5% - (*) No revisado por los auditores independientes. 11

12 INTERNACIONAL Ganancia neta 2013 (6 2 9 ) (2 6 ) (1T-2013 x ): El incremento del resultado del 1T-2013 resultó de los siguientes factores: i) mayor volumen de ventas y reducción de los costos operativos; ii) constitución en el de impairment en la refinería de Pasadena, Estados Unidos (R$ 464 millones); iii) menores gastos exploratorios (R$ 75 millones) y baja de pozos (R$ 239 millones); iv) registro en el de pérdidas provisionadas con cuentas a cobrar en Angola (R$ 110 millones) y menores pérdidas con ajuste al valor de mercado de los bienes de cambio (R$ 192 millones). (1T-2013 x 1T-): La reducción de la ganancia neta resultó de los menores volúmenes de ventas en Nigeria, asociado a los menores precios debido a las cotizaciones en el mercado internacional. 13 (*) Producción internacional (Mbbl/d) 2013 Producción internacional consolidada Petróleo y LGN (4) Gas natural (5) Total (1) 6 - Producción internacional no consolidada 6 7 (14) Producción total internacional (2) (1T-2013 x ): La producción de petróleo y LGN aumentó debido al retorno a la normalidad del campo de Akpo, Nigeria, después de la parada programada para mantenimiento ocurrida en el mes de noviembre. La producción de gas natural se redujo principalmente en Argentina debido a las intervenciones de pozos en Santa Cruz y por los incidentes climáticos en la Cuenca Neuquina. (1T-2013 x 1T-): La producción de petróleo y LGN aumentó por el mayor volumen obtenido en los campos de Estados Unidos (primer petróleo de Cascade y Chinook en ). Esto efecto fue compensado, parcialmente, por los siguientes factores: i) la reducción de producción en Nigeria por problemas con la inyección de gas en el campo de Akpo; ii) por el término del contrato del campo de Upia en Colombia; y iii) por la reducción natural de los volúmenes producidos en campos maduros en Argentina. La producción de gas natural se redujo en Argentina debido a las intervenciones de pozos en Santa Cruz y por los incidentes climáticos en la Cuenca Neuquina, compensados parcialmente por el aumento en Bolivia derivado de la mayor demanda de gas por Brasil. (*) No revisado por los auditores independientes. 13 Algunos países que componen la producción Internacional, tales como Nigeria y Angola, están bajo el régimen de producción compartida, con las participaciones gubernamentales siendo pagadas en petróleo. 12

13 14 (*) Costos de lifting - Internacional (US$/barril) ,06 (16) 8,50 7,47 14 (1T-2013 x ): Reducción debido a la realización, en el, de servicios de reparaciones de tanques usados en el almacenamiento temporario de la producción en Argentina e inspecciones submarinas en los campos de Cascade y Chinook, en los Estados Unidos. (1T-2013 x 1T-): Mayores gastos de producción en el campo de Cascade a partir de febrero de y de Chinook a partir de septiembre de, ambos en Estados Unidos, asociados a los mayores costos de mantenimiento en pozos y a la reducción natural de los campos maduros en Argentina. Indicadores operativos del refino - Internacional (Mbbl/d) (*) Carga procesada (10) Producción de derivados (11) Capacidad instalada Utilización (3) (1T-2013 x ): Mayor carga procesada con (1T-2013 x 1T-): En los Estados Unidos, el menor aumento de la producción de derivados y de la procesamiento se debe a limitación técnica de consumo utilización de la capacidad nominal debido al retorno a de óleo liviano y a la decisión económica de procesar la normalidad en la refinería de Pasadena, Estados menor volumen de carga intermediaria. En Japón, hubo Unidos, después de la parada para mantenimiento en atraso en el recibimiento de carga de óleo y limitación diciembre. Este efecto fue atenuado parcialmente por la de almacenamiento, debido al mantenimiento de dos interrupción de las actividades de Baía Blanca reservatorios de óleo combustible. E en Argentina, (Argentina) por 8 días en marzo de 2013, por ocurrió la interrupción de las actividades de Baía Blanca determinación judicial. por 8 días en marzo de 2013, por determinación judicial. 14 (*) Costos de la refinación - Internacional (US$/barril) ,78 (21) 3,79 3,24 17 (1T-2013 x ): Reducción debido a los menores gastos de inspección de tanques en la refinería de Japón y al menor gasto de mantenimiento en Estados Unidos, además de la mayor carga procesada en el 1T (1T-2013 x 1T-): Aumento debido a la menor carga procesada, además de mayores gastos de seguros en Estados Unidos. (*) No revisado por los auditores independientes. 14 Los indicadores de gestión Lifting Cost y Costos de la Refinación fueron revisados de acuerdo con los estándares internacionales de contabilidad (International Financial Reporting Standards IFRS) para no más contemplaren los gastos con paradas programadas. Por el criterio anterior, basado en los principios contables estadounidenses USGAAP, los gastos con paradas programadas tenían impacto en el indicador en el periodo de su realización, es decir, en el momento del consumo del material o de la realización del servicio. Para mantener la comparabilidad entre los períodos, la serie histórica de se ajustó de acuerdo a los nuevos criterios. Es importante tener en cuenta que este ajuste no tuvo efectos sobre los procedimientos adoptados en la preparación de los estados financieros y en el cálculo de EBITDA de Petrobras, que ya incluyen los gastos de amortización de las paradas programadas en el grupo de depreciación, depleción y amortización, de acuerdo con el período de realización. 13

14 Volumen de ventas mil barriles/día (*) (7) Diesel (5) Ga solina Oleo combus tible Na fta (4) GLP (1) Combus tible de aviación (1) 202 (3) Otros (3) Total de derivados (11) Alcoholes, nitrogenados, renovables y otros Ga s natural (3) Total m ercado nacional Exportación (43) Venta s internacionales Total m ercado internacional (25) (1) Total general (1) El volumen de ventas en el mercado interno fue el 9% superior al 1T-, destacándose los siguientes productos: Gasolina (aumento del 6%): crecimiento de la flota de vehículos flex asociado a la ventaja del precio de la gasolina con relación al etanol en la mayoría de los estados y disminución de la colocación de gasolina por otros players; Diesel: (aumento del 7%): principalmente debido al crecimiento de la actividad del mercado minorista y al mayor consumo en termoeléctricas y aumento de la cosecha de granos; Gas natural: (aumento del 29%): debido a mayor demanda termoeléctrica, como resultado del menor nivel de los reservatorios de las hidroeléctricas; Oleo combustible (aumento del 57%): aumento de la utilización en térmicas para generación de energía eléctrica y aumento del consumo en algunas empresas, para aumentar el suministro de gas natural a las térmicas. (*) No revisado por los auditores independientes. 14

15 LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL Estado de los flujos de efectivo consolidado Sumario Efectivo y equivalentes al efectivo al início del período (+) Efectivo neto generado en las actividades operativas (21.121) (-) Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión (16.320) (17.318) (23.386) Inversiones en segmentos de negócio (18.408) (16.577) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (741) (9.444) (=) Flujo de efectivo neto (1.441) (2.232) (+) Financiaciones y préstamos, netos (+) Captaciones (6.621) (-) Amortizaciones (6.196) (5.932) (1) (-) Dividendos pagados (1) (2.162) 427 (+) Adquisición de participación de accionistas no controlantes (104) 21 (+) Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre el efectivo y (52) equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período Al 31 de marzo de 2013, efectivo y equivalentes al efectivo ascendió a R$ millones en comparación con R$ millones al 31 de diciembre de. El efectivo neto generado por las actividades operativas en 2013 (R$ millones) fue el 27% superior al 4T- (R$ millones), principalmente debido al efecto positivo de los reajustes de precio de diesel y gasolina en enero y marzo de 2013, y de la reducción de las importaciones de derivados sobre el margen bruto de la Compañía. Este efecto fue compensado parcialmente por el retroceso de la producción de petróleo y exportaciones en el período. El efectivo neto utilizado en las actividades de inversión se redujo de R$ millones en el a R$ millones en 2013 debido a la menor realización de inversiones en áreas de negocios, con destaque para Exploración & Producción y Abastecimiento. Los recursos obtenidos a través de captaciones, netos de amortizaciones, se redujeron de R$ millones a R$ millones debido a la no recurrencia de emisión de bonos realizada en octubre de en el mercado europeo. El efectivo obtenido a través de las actividades de financiación (R$ millones) juntamente con el efectivo generado en las actividades operativas (R$ millones) suplieron la mayor parte de las necesidades de capital de la Compañía para inversiones y amortización de deudas, por lo tanto, en el 1T-2013 se utilizaron R$ 393 millones de nuestro efectivo y equivalentes al efectivo. Las disponibilidades ajustadas 16 ascendieron a R$ millones, comprendiendo títulos federales con vencimientos superiores a 90 días de R$ millones, el 5% inferior al saldo de 31 de diciembre de (R$ millones) % Efec ti vo y eq uiva l entes a l efec ti vo (1) Títu l os públicos fed era l es (9) D i s ponibilida des a jus ta d a s (5) 3 15 Para mayor detallamento, vea estado de los flujos de efectivo consolidado en la página Las disponibilidades ajustadas no se calcularon según las normas internacionales de contabilidad IFRS y no deben considerarse aisladamente o en sustitución al efectivo y equivalentes al efectivo determinados en el IFRS. El cálculo de disponibilidades ajustadas no debe ser base de comparación con las disponibilidades ajustadas de otras empresas. La Administración cree que las disponibilidades ajustadas son una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la gestión por la búsqueda de mejoras en el apalancamiento. 15

16 Inversiones consolidadas 2013 % % % Exploración & Producción Abastecimiento Gas & Energía (6) Internacional Exploración & Producción Abastecimiento (23) Gas & Energía Distribución Otros Distribución (21) Biocombustible (83) Corporativo (54) Total de inversiones En línea con sus objetivos estratégicos, Petrobras actúa de forma asociada con otras empresas en joint ventures, en Brasil y en el exterior, como concesionaria de derechos de exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas natural. En el 1T-2013, invertimos un total de R$ millones, dirigidos al aumento de la capacidad productiva, a la modernización y ampliación del parque de refinación y a la integración y expansión de nuestros sistemas de transporte a través de gasoductos y sistemas de distribución. 16

17 Endeudamiento consolidado % Financiaciones corrientes (5) Financiaciones a largo plazo Total Efectivo y equivalentes al efectivo (1) Títulos públicos federales (vencimiento superior a 90 días) (9) Disponibilidades ajustadas (5) Endeudamiento neto Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 31% 31% - Pasivo total neto Estruct ura de capital (Capital de terceros neto / pasivo total neto) 48% 48% - Índice de endeudamiento neto/ebitda ajustado 2,32 2,77 (16) US$ millones % Financiaciones corrientes (4 ) Financiaciones a largo plazo Total Endeudamiento neto El endeudamiento neto del Sistema Petrobras en Reales aumentó el 2% con relación al 31 de diciembre de, como resultado del reconocimiento de intereses y del menor monto de efectivo y equivalentes al efectivo. E ndeudam iento B ruto Total F inanc iac io nes C o rrientes 7% F inanc iac io nes a Larg o P lazo 93% E n d e u d a m ie n to B ru to - R $ m illo n e s " N o tes " 35% Ins tituc io nes F inanc ieras 29% Apertura por categoría B N D E S 25% O tro s 5% N o tas d e c réd ito d e ex p o rtac ió n 6% Apertura por m oneda R eales ind ex ad o s a D ó lares 15% Apertura por fecha de vencim iento Após 2018 R eales 21% 62% 10% 2017 E uro 6% D ó lares 55% O tro s 3% % 8% % ,00 ######### Endeudam iento Neto = S É R IE ('E ndividam ento (2)'!$A $55;'(E ndividam ento ( D isponibilidades Ajustadas Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$39 millones al y R$37 millones al ). 18 Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$178 millones al y R$176 millones al ). 19 El endeudamiento neto no fue calculado según las normas internacionales de contabilidad - IFRS y no debe considerarse aisladamente o en sustitución al endeudamiento total de largo plazo, calculado de acuerdo con el IFRS. El cálculo del endeudamiento neto no debe ser base de comparación con el endeudamiento neto de otras empresas. La Administración cree que la deuda neta es una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la gestión por la búsqueda de mejoras en el apalancamiento. 20 Pasivo total neto de disponibilidades ajustadas. 17

18 ESTADOS CONTABLES Estado del Resultado Consolidado Ingresos de ventas (56.843) Costo de ventas (53.679) (45.890) Ganancia bruta (2.370) Gastos de ventas (2.294) (2.353) (2.605) Gastos de administración y generales (2.471) (2.200) (2.152) Gastos de exploración (1.282) (1.011) (703) Gastos con investigación y desarrollo (673) (518) (271) Otros gastos por impuestos (223) (148) (2.722) Otros ingresos y gastos operativos, netos (2.064) (2.243) (10.823) (9.007) (8.473) Ganancia neta antes del resultado financiero, resultado de participaciones en inversiones y impuestos Ingresos financieros (1.118) Gastos financieros (1.199) (865) 480 Variaciones cambiarias y monetarias Resultado financiero neto Resultado de participaciones en inversiones Ganancia antes de los impuestos a las ganancias (942) Impuestos a las ganancias (3.560) (2.944) Ganancia neta Ganancia neta atribuible a: Accionistas de Petrobras Accionistas no controlantes

19 Balance General Consolidado 21 ACTIVO R$ Activo corriente Efectivo y equiva lentes a l efectivo Títulos y va lores mobilia rios Cuenta s por cobra r, neta s Inventa rios Activos por impues tos corrientes O tros a ctivos corrientes Activo no corriente Realizable a largo plazo Cuenta s por cobra r, neta s Títulos y va lores mobilia rios Depós itos judicia les Impues tos diferidos Impues tos y contribuciones Adela ntos a proveedores O tros a ctivos no corrientes Inversiones Propiedad, planta y equipo Activos intangibles Total de activos PASIVO R$ Pasivo corriente Fina ncia ciones corrientes Proveedores Pa s ivos por impues tos corrientes Dividendos propues tos Sueldos y ca rga s Pla nes de pens ión y s a lud O tros pa s ivos corrientes Pasivo no corriente Fina ncia ciones a la rgo pla zo Impues tos diferidos Pla nes de pens ión y s a lud Provis ión pa ra des ma ntela miento de á rea s Provis ión pa ra proces os judicia les O tros pa s ivos no corrientes Patrimonio neto Ca pita l s ocia l des embols a do Ga na ncia s a cumula da s y otra s Pa rticipa ción de los a ccionis ta s no controla ntes Total de pasivos y patrimonio neto Algunos montos de fueron ajustados debido a la adopción de la enmienda al IAS 19, que excluyó el método del corredor para el reconocimiento de ganancias o pérdidas actuariales (vea Nota 2.2 de los Informes Financieros Consolidados, en Reales, de 31 de marzo de 2013). 19

20 Estado de los Flujos de Efectivo Consolidado Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (+) Ajustes: Depreciación, agotamiento y amortización Variaciones cambiarias y monetarias y cargas financieras (1.053) (503) 20 Participación de los accionistas no controlantes (182) Participación en inversiones (156) (136) (50) Ganancias (pérdidas) en la enajenación de activos no corrientes Impuestos sobre la renta y contribución social diferidos Baja de pozos secos Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment Gastos actuariales com pension y salud Variación en los bienes de cambio (2.324) (1.252) (1.798) Variación en las cuentas por cobrar 374 (164) (1.621) Variación en los proveedores 400 (479) (520) Pension y salud (298) (273) 289 Variación en impostos y contribuciones a pagar (431) 618 (2.744) Variación en otros activos y pasivos (255) (1.006) (=) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades operativas (21.121) (-) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades de inversión (16.320) (17.318) (23.386) Inversiones en segmentos de negocio (18.408) (16.577) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (741) (9.444) (=) Flujo de efectivo neto (1.441) (2.232) (-) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades de financiación Captaciones (4.635) Amortizaciones de principal (3.072) (3.590) (1.986) Amortizaciones de intereses (3.124) (2.342) (1) Dividendos a pagar (1) (2.162) 427 Adquisición de participación de accionistas no controlantes (104) (+) Efecto de variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes al efectivo 20 (52) (2.559) (=) Aumento (disminución) netos en efectivo y equivalentes al efectivo en el periodo (393) Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del periodo Efectivo y equivalentes al efectivo al final del periodo

21 INFORMACIONES CONTABLES POR ÁREA DE NEGOCIO Estado consolidado del resultado por segmento de negocio 2013 R$ Millones GAS & E&P ABAST. BIOCOMB. ENERGÍA DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Ingresos de ventas (57.391) Intersegmentos (57.391) - Terceros Costo de ventas (17.429) (61.473) (6.482) (241) (19.104) (6.933) (53.679) Ganancia bruta (4.634) (20) Gastos (2.179) (1.903) (484) (47) (1.159) (558) (2.778) 101 (9.007) Ventas, de administración y generales (230) (1.429) (431) (31) (1.193) (420) (1.128) 97 (4.765) Exploración (1.238) (44) - - (1.282) Investigación y desarrollo (370) (101) (38) (12) (1) (2) (149) - (673) Otros gastos por impuestos (23) (44) (30) (1) (16) (75) (34) - (223) Otros ingresos y gastos operativos, netos (318) (329) 15 (3) 51 (17) (1.467) 4 (2.064) Ganancia neta antes del resultado financiero, resultado de participaciones en inversiones y impuestos (6.537) (67) (2.778) Resultado financiero neto Resultado de participaciones en inversiones (2) (4) 1 (16) (4) Ganancia antes de los impuestos a las ganancias (6.479) (71) (1.392) Impuestos a las ganancias (5.129) (402) 23 (368) (399) 728 (236) (3.560) Ganancia neta (4.256) 904 (48) (664) Ganancia neta atribuible: A los accionistas de Petrobras (4.256) 878 (48) (744) A los accionistas no controlantes (5) (4.256) 904 (48) (664) R$ Millones GAS & E&P ABAST. BIOCOMB. DISTRIB. ENERGÍA INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Ingresos de ventas (56.371) Intersegmentos (56.371) - Terceros Costo de ventas (15.535) (59.957) (2.913) (186) (16.731) (6.408) (45.890) Ganancia bruta (4.930) (2) (531) Gastos (1.856) (2.171) (518) (49) (991) (508) (2.445) 65 (8.473) Ventas, de administración y generales (235) (1.527) (411) (30) (1.000) (404) (1.011) 65 (4.553) Exploración (920) (91) - - (1.011) Investigación y desarrollo (263) (93) (7) (13) (2) - (140) - (518) Otros gastos por impuestos (23) (25) - (1) (13) (38) (48) - (148) Otros ingresos y gastos operativos, netos (415) (526) (100) (5) (1.246) - (2.243) Ganancia neta antes del resultado financiero, resultado de participaciones en inversiones y impuestos (7.101) 989 (51) (2.445) (466) Resultado financiero neto Resultado de participaciones en inversiones (11) - (13) (11) Ganancia antes de los impuestos a las ganancias (7.013) (62) (1.991) (466) Impuestos a las ganancias (6.407) (336) 18 (188) (416) (2.944) Ganancia neta (4.599) 735 (44) (178) (308) Ganancia neta atribuible: A los accionistas de Petrobras (4.599) 707 (44) (340) (308) A los accionistas no controlantes (4) (4.599) 735 (44) (178) (308)