Principales hitos. R$ millones. En el 3T-2012, la Compañía presentó una utilidad neta de R$5.567 millones debido a los principales factores e hitos:

Transcripción

1 RESULTADO DEL TERCER TRIMESTRE DE 2012 (Traducción libre del original en portugués) Río de Janeiro 26 de octubre de 2012 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 utilidad neta consolidada ascendió R$5.567 millones en el 3T2012 y R$ millones en EneSep/2012. El EBITDA ascendió R$ millones en el 3T2012, el 36% superior al del 2T2012, y alcanzó R$ millones en Ene Sep/2012. Principales hitos 3T2012 2T2012 EneSep 3T (1.346) Utilidad/(pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras (52) (2) Producción total de petróleo y gas natural (m bbl/d) EBITDA (14) Valor de m ercado (Controlante) En el 3T2012, la Compañía presentó una utilidad neta de R$5.567 millones debido a los principales factores e hitos: Reajustes en los precios de la gasolina y del diesel ocurridos en junio y julio de Mejora de los indicadores operativos de refinación, alcanzando un 98% de factor de utilización de la capacidad y un aumento del 2% de carga fresca procesada, con maximización de la producción de diesel a fin de reducir la necesidad de importaciones. Las variaciones cambiarias en el trimestre no tuvieron impacto en nuestro resultado financiero de forma relevante, conforme a lo ocurrido en el trimestre anterior, debido a su estabilidad. Menores gastos de bajas de pozos secos o subcomerciales. La producción de petróleo disminuyó principalmente debido a la realización de paradas para mantenimiento. Estos efectos fueron parcialmente compensados por el menor volumen de pérdidas operativas y por los beneficios generados con el Programa del Aumento de la Eficiencia Operativa (Programa de Aumento da Eficiência Operacional PROEF) en la Unidad de Operaciones Cuenca de Campos. En septiembre de 2012, se inició la producción en el campo Chinook, en aguas profundas en el Golfo de México, y en el campo de Baleia Azul, en el presal en la Cuenca de Campos. Aumento de los costos operativos debido a los gastos de personal resultantes del Acuerdo Colectivo de Trabajo 2012 y a los gastos de mantenimiento.

2 Comentarios de la Presidente Sra. Maria das Graças Silva Foster Estimados Accionistas e Inversores: En este tercer trimestre de 2012, hemos alcanzado una utilidad neta de R$5.567 millones. La reversión del resultado del trimestre anterior está relacionada con los reajustes en los precios de la gasolina y del diesel, realizados en junio y julio, con el aumento de la producción de diésel en nuestras refinerías, con menores gastos por bajas de pozos secos o subcomerciales y estabilidad cambiaria. Aunque los resultados hayan sido hasta cierto punto mejores, seguimos trabajando con determinación y enfoque en la recuperación de la rentabilidad de la Compañía y empeñados en mejorar nuestro desempeño. En este contexto, presentamos el status del Programa de Optimización de Costos Operativos (Procop). Mapeamos oportunidades en diferentes macro procesos operativos, que están siendo cuantificadas y serán divulgadas en diciembre próximo. Estamos dirigiendo nuestros mejores esfuerzos para el desarrollo de la producción. Sin embargo, este trimestre presentamos una baja en la producción de petróleo debido a paradas programadas operativas por plazos más prolongados que el inicialmente previsto, especialmente en septiembre. Estas paradas son fundamentales para garantizar la seguridad operativa y el retorno sostenible de la producción. Tenemos confianza en que los resultados del Programa de Aumento de Eficiencia Operativa (PROEF) y el rampup de nuevos sistemas de producción contribuirán al mantenimiento de la producción estable de 2012 (variación de +/ 2%). Los primeros resultados del PROEF de la Unidad Operativa Cuenca de Campos (UOBC) ya son animadores: el programa lanzado en abril de este año ya ha contribuido con un volumen de 16,7 mil bpd en la media de producción de petróleo del año. En noviembre lanzaremos el PROEF de la Unidad Operativa Rio y confiamos en que los resultados sean tan buenos como los que estamos registrando en la UOBC. En Refinación, continuamos operando con excelentes niveles de eficiencia operativa. Alcanzamos el 98% de utilización de nuestra capacidad con aumento en la producción de diésel. Obtuvimos un importante marco en la modernización de nuestro parque de refinación con la entrada en operación de las unidades de Coque y HDT de REPAR, lo que mejoró el perfil y volumen de producción de la refinería. En este tercer trimestre, se ha dado continuidad al programa de captaciones para la financiación del Plan de Negocios y Gestión (PNG). En una transacción que contó con una fuerte demanda y que fue concluida a inicio de octubre, accedimos por segunda vez al mercado de euros y libras esterlinas, captando lo equivalente a USD 3,3 mil millones en un plazo de hasta 11 años con tasas extremadamente atractivas. Me gustaría reiterar que continuo monitoreando atentamente los límites de liquidez y apalancamiento establecidos por nuestro Consejo de Administración, vectores fundamentales para la capacidad de financiación de nuestro PNG. Estamos orgullosos de integrar por séptimo año consecutivo el Dow Jones Sustainability Index (DJSI), el más importante índice mundial de sostenibilidad, reafirmando así nuestro compromiso de alinear el crecimiento integrado con el desarrollo sostenible. Por último, resalto que estamos trabajando determinadamente, con objetividad y pragmatismo, y estoy segura de que Petrobras alcanzará un alto nivel de competitividad para generar retornos consistentes para nuestros accionistas en los próximos años. 2

3 Principales ítems e indicadores económicos consolidados 3T2012 2T2012 EneSep 3T Ingresos de ventas Utilidad bruta (9) Utilidad antes del resultado financiero y de los impuestos (29) (569) (6.407) 91 (5.227) Resultado financiero neto (6.511) (278) Utilidad/(pérdida) neta consolidada atribuible a los (1.346) accionistas de Petrobras (52) 0,43 (0,11) 491 0,49 Utilidad basica y diluída por acción 1 1,03 2,17 (53) Valor de mercado (Controlante) Margen bruto (7) Margen operativo (8) 8 (2) Margen neto 6 16 (10) EBITDA (14) Utilidad neta por segmento de negocio Exploración & Producción (5.652) (7.030) 20 (3.168). Abastecimiento (17.281) (5.543) (212) Gas & Energía (57) (44) (113) 61 (68). Biocombustible (201) (117) (72) (13) 299. Distribución Internacional (1.801) (5.329) 66 (2.571). Corporativo (7.470) (443) Gastos de capital e inversiones ,61 108, ,46 Petróleo Brent (US$/bbl) 112,09 111,93 2,03 1,96 4 1,64 Dóllar promédio comercial de venta (R$) 1,92 1, ,03 2,02 1,85 Dóllar final comercial de venta (R$) 2,03 1, ,79 8,87 (1) 12,20 Selic tasa promedio 8,98 11,79 (3) Indicadores de precios promedio 190,96 180, ,78 Precios de los derivados basicos en el mercado interno (R$/bbl) 183,05 165,96 10 Precio de venta Brasil 101,80 104,29 (2) 102,86. Petróleo (US$/bbl) 4 106,00 101, ,73 47,77 54,62. Gas natural (US$/bbl) 5 49,11 52,74 (7) Precio de venta Internacional 90,42 93,48 (3) 88,71. Petróleo (US$/bbl) 94,71 88, ,45 20,34 (14) 15,92. Gas natural (US$/bbl) 19,33 15,87 22 Las informaciones del período EneSep/ se ajustaron mediante la adopción de la práctica contable prevista en el CPC 19 (R1), que permite la utilización del método de la equivalencia patrimonial para la evaluación y presentación de inversiones en entidades controladas en conjunto, a partir del 4T. Aunque la adopción del CPC 19 (R1) haya producido alteraciones en cuentas de activo, pasivo, ingresos y gastos, así como en indicadores, el efecto fue nulo en términos de la utilidad neta y del patrimonio neto atribuibles a los accionistas de Petrobras. 1 Utilidad/(pérdida) neta por acción calculada con base en la media ponderada por la cantidad de acciones. 2 Para el cálculo fue considerada la utilidad antes del resultado financiero, de las participaciones y impuestos. 3 Utilidad antes del resultado financiero neto y de la participación en inversiones + depreciación/amortización. 4 Media de las exportaciones y de los precios internos de transferencia de la Exploración & Producción para el Abastecimiento. 5 A partir de septiembre de la Compañía pasó a divulgar el precio de venta del gas natural. 3

4 RESULTADO DE LAS OPERACIONES Resultados del 3T2012 x 2T2012: Utilidad bruta Superior en 13% (R$2.071 millones) en relación al 2T2012, se destacan: Crecimiento del 8% de los ingresos de ventas (R$5.746 millones), reflejando los aumentos de los precios de realización de la gasolina y diesel en el mercado interno en junio y julio de 2012 y la mayor demanda en el mercado interno (4%); Crecimiento del 7% de los costos de ventas (R$3.675 millones), debido al aumento de los volúmenes de ventas en el mercado interno, a los mayores costos con importaciones, principalmente gasolina, y también al incremento de los costos de operación con intervenciones y mantenimiento en pozos de petróleo. Utilidad antes del resultado financiero y de los impuestos Crecimiento del 63% (R$3.318 millones), en relación al del 2T2012, reflejando el aumento de la utilidad bruta y las menores bajas de pozos secos o subcomerciales (R$1.893 millones), parcialmente compensados por el reconocimiento de los gastos de personal resultantes del Acuerdo Colectivo de Trabajo de 2012 (R$875 millones). Resultado financiero neto Los gastos financieros netos fueron de R$569 millones, el 91% inferior al 2T2012 (R$6.407 millones), debido a la estabilidad cambiaria en el 3T2012 (depreciación de 0,5% del Real) sobre el endeudamiento. Utilidad neta atribuible a los accionistas de Petrobras La utilidad neta de R$5.567 millones refleja la estabilidad cambiaria que no impactó de manera relevante el resultado financiero neto, y también las menores bajas de pozos secos o subcomerciales y los crecimientos en los precios de la gasolina y del diesel. 4

5 Resultados de EneSep/2012 x EneSep/: Utilidad bruta Inferior en 9% (R$5.586 millones) en relación a EneSep/, con destaque para: Crecimiento del 16% de los ingresos de ventas (R$ millones), reflejando: Mayores precios practicados en las exportaciones y en las ventas en el mercado interno para los derivados vinculados al aumento del cambio (18%); Aumento de la demanda en el mercado interno (7%), principalmente de gasolina (19%), reflejando su mayor competitividad ante el etanol, además del diesel (6%) y QAV (6%), parcialmente compensada por los menores volúmenes exportados, debido a la mayor carga procesada y a la menor producción de petróleo; Aumento de los precios de la gasolina y del diesel en el mercado interno, ocurridos en noviembre de y más recientemente en junio y julio de Crecimiento del 29% de los costos de ventas (R$ millones), reflejando: Aumento del 7% del volumen de ventas de derivados en el mercado interno, soportado en gran parte por importaciones; Efecto de la depreciación cambiaria sobre las importaciones de petróleo, derivados y participaciones gubernamentales; Aumento de la depreciación y agotamiento debido a la entrada en operación de nuevas instalaciones. Utilidad antes del resultado financiero y de los impuestos Utilidad antes del resultado financiero e de los impuestos de R$ millones, el 29% inferior a EneSep/ (R$ millones), reflejando las reducciones de la utilidad bruta y el aumento del 22% en los gastos operativos, principalmente con: Ventas (R$683 millones), originados por mayores gastos de flete debido al mayor volumen vendido y a los mayores gastos de personal, resultantes de los Acuerdos Colectivos de Trabajo (ACT s) de y 2012; Gastos generales y administrativos (R$997 millones), reflejando mayores gastos de personal, resultantes de los ACT s de y 2012, del aumento de la fuerza de trabajo, así como de servicios técnicos contratados; Costos de exploración (R$2.793 millones), por las mayores bajas de pozos secos o subcomerciales ocurridas en 2T2012; Otros gastos (R$825 millones), debido, principalmente, al reconocimiento de las pérdidas con procesos judiciales y administrativos, así como de los ajustes al valor de mercado de los bienes de cambio. Resultado financiero neto Los gastos financieros netos fueron de R$6.511 millones (R$278 millones en EneSep/), reflejando las pérdidas cambiarias y monetarias sobre el mayor endeudamiento neto. Utilidad neta atribuible a los accionistas de Petrobras Utilidad neta atribuible a los accionistas de Petrobras de R$ millones, el 52% inferior a EneSep/ (R$ millones) reflejando las pérdidas cambiarias y la reducción de la utilidad antes del resultado financiero y de los impuestos. 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. 3T2012 2T2012 EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN (R$ m illones) EneSep 3T Utilidad neta (3T2012 x 2T2012): La utilidad neta se mantuvo estable debido a las menores bajas de pozos secos o subcomerciales, compensadas por el menor volumen de producción de petróleo y LGN y por los mayores costos de mantenimiento e intervenciones en pozos. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización media del Brent aumentó de US$3,90/bbl en el 2T2012 a US$7,81/bbl en el 3T2012. (EneSep/ EneSep/): El aumento de la utilidad neta resultó de los mayores precios de venta/transferencia del petróleo nacional, reflejando la depreciación cambiaria, siendo parcialmente compensados por el aumento de los costos de participaciones gubernamentales y por mayores bajas de pozos secos o subcomerciales, perforados principalmente en el período a costos más elevados, especialmente en áreas de nuevas fronteras exploratorias. 3T2012 2T2012 El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización media del Brent se redujo de US$9,98/bbl en a US$6,09/bbl en EneSep 3T Producción nacional (mbbl/d) (*) (3) Petróleo y LGN (2) Gas natural (2) Total (1) (3T2012 x 2T2012): Reducción del 3% en la producción de petróleo y LGN (66 mbpd) debido a las paradas para mantenimiento de las plataformas (25 mbpd) y a la declinación natural de la producción (57 mbpd), compensados principalmente por el aumento de la producción de los campos de Lula (+9 mbpd), por el início de la producción del campo de Baleia Azul (+6 mbpd) y por el menor volumen de pérdidas operativas (+17 mbpd). (EneSep/ EneSep/): Reducción de 1% en la producción total, debido principalmente a las paradas operativas, parcialmente compensada por el aumento de la producción de los campos de Uruguá y Lula e por el início de la producción de los campos de Tambaú y Baleia Azul. (*) No revisado. 6 No incluye gas licuado e incluye gas reinyectado. 6

7 3T2012 2T2012 3T Costos de lifting Brasil (*) 2012 US$/barril: 15,42 13, ,37 Sin participación gubernamental 13,91 12, ,18 32, ,25 Con participación gubernamental 34,03 32,25 6 R$/barril: 31,15 26, ,31 Sin participación gubernamental 26,74 20, ,83 65, ,11 Con participación gubernamental 65,47 53,31 23 Lifting Cost sin participaciones gubernamentales US$/barril EneSep (3T2012 x 2T2012): El indicador en dólares aumentó el 15%. Descontando el efecto cambiario, el indicador fue el 17% superior, debido al mayor número de mantenimientos e intervenciones en pozos de los campos de Marlim y Albacora y al aumento en los gastos con personal, resultado del reajuste salarial concedido por el ACT El indicador, sin el efecto cambiario, seria mayor en 11% en comparación al 2T 2012, desconsiderándose la gratificación contingente, el gasto con personal no recurrente que integra el ACT (EneSep/ EneSep/): El indicador en dólares aumentó el 10%. Desconsiderando los efectos cambiarios, el aumento del 22% resultó de la elevación de los costos operativos debido al incremento del número de mantenimientos e intervenciones en pozos de los campos de Marlim, Albacora, Albacora Leste, parte debido al Programa del Aumento de la Eficiencia Operativa (Programa de Aumento da Eficiência Operacional PROEF) y Marlim Leste, Marlim Sul y Roncador, además del reajuste salarial concedido por los ACT s y Lifting Cost con participaciones gubernamentales US$/barril (3T2012 x 2T2012): El indicador en dólares aumentó el 6%. Excluyendo el efecto cambiario, el indicador aumentó el 7% debido al comportamiento del Lifting Cost sin participaciones gubernamentales. (*) (EneSep/ EneSep/): El indicador en dólares aumentó el 6%. Excluyendo el efecto cambiario, el indicador aumentó el 11% debido al comportamiento del Lifting Cost sin participaciones gubernamentales. (*) No revisado. 7

8 3T2012 2T2012 ABASTECIMIENTO (R$ m illones) EneSep 3T Utilidad Neta 2012 (5.652) (7.030) 20 (3.168) (17.281) (5.543) (212) (3T2012 x 2T2012): La reducción de la pérdida fue debido a los reajustes de los precios del diesel y gasolina en el mercado interno. (EneSep/ EneSep/): La pérdida fue consecuencia de mayores costos de adquisición/transferencia de petróleo e importación de derivados, reflejando la depreciación cambiaria, y la mayor participación de derivados importados en el mix de ventas. Estos factores fueron parcialmente compensados por los mayores precios de venta de derivados en los mercados interno y externo y el aumento del 6% en la producción de derivados. 3T2012 2T2012 EneSep Importaciones y exportaciones de petróleo y derivados 3T (mbbl/d) (*) Importaciones de petróleo Importaciones de derivados Importaciones de petróleo y derivados Exportaciones de petróleo (9) (13) 184 Exportaciones de derivados (5) (1) 642 Exportaciones de petróleo y derivados (8) (271) (170) (59) (173) Exportaciones (importaciones) netas de petróleo y derivados (164) (82) (100) Otras exportaciones (3T2012 x 2T2012): Mayores importaciones de derivados, principalmente gasolina, con la intención de satisfacer el crecimiento del mercado, con ligera reducción del nível de importación del diesel debido al aumento de la producción. Mayor importación de petróleo, con la intención de adecuar el perfil de producción de derivados a la demanda interna. Menores exportaciones de derivados debido a entregas que acontecerán en el próximo trimestre, y para satisfacer la demanda del mercado interno. A pesar de la menor producción de la Exploración & Producción y del aumento de la carga procesada, hubo mayor exportación de petróleo debido a la reducción de los bienes de cambio. (EneSep/ EneSep/): Menor producción de petróleo en conjunto con la mayor carga procesada, reduciendo la disponibilidad para exportación. Mayor importación de petróleo, con la intención de adecuar el perfil de producción a las necesidades del mercado interno e de reducir la necesidad de importación de derivados que, todavía, fue superior en comparación al mismo período de, motivada principalmente por la gasolina y diesel debido al crecimiento del mercado. (*) No revisado. 7 Se incluyen los volúmenes de exportaciones de petróleo provenientes de las áreas de negocio de Abastecimiento y de Exploración & Producción. 8 A partir del 2T2012, con efecto retroactivo a, a efectos comparativos, se consideran sólo los volúmenes entregados a terceros. 8

9 0 EneSep 3T2012 2T2012 3T Indicadores operativos del refino (mbbl/d) (*) Producción de derivados Capacidad instalada Utilización de la capacidad Carga procesada Brasil Participación del petróleo nacional en la carga procesada (3T2012 x 2T2012): Carga fresca procesada diaria mayor, hasta con mayor actividad de paradas programadas en las unidades de destilación en el período, debido al mejor desempeño operativo de las unidades del proceso, principalmente en REPLAN. (EneSep/ EneSep/): Carga fresca procesada diaria superior debido a la mayor utilización de las unidades de destilación como resultado de menor actividad de paradas programadas de mantenimiento con relación al mismo período de. 0 EneSep 3T2012 2T2012 3T Costos de la refinación Brasil (*) ,62 3, ,15 Costos de la refinación (US$/barril) 4,25 5,06 (16) 9,31 7, ,56 Costos de la refinación (R$/barril) 8,17 8,31 (2) (3T2012 x 2T2012): Aumento del 18% del indicador en dólares. En reales, el indicador subió el 21% debido principalmente a los mayores gastos con personal, resultado del reajuste salarial concedido por el ACT 2012, y mayores gastos con paradas programadas. El indicador en reales seria mayor en 14% en comparación al 2T2012, desconsiderándose la gratificación contingente, el gasto con personal no recurrente que integra el ACT (EneSep/ EneSep/): El indicador en dólares fue el 16% menor que el mismo período del año anterior. En reales, la reducción fue del 2% debido los menores gastos de paradas programadas, que fueron parcialmente compensados por los mayores gastos de personal, resultado del reajuste salarial concedido por los ACT s y (*) No revisado. 9 De acuerdo con titularidad reconocida por la ANP. 9

10 3T2012 2T2012 GAS Y ENERGÍA (R$ m illones) EneSep 3T Utilidad N eta (57) (3T2012 x 2T2012): El aumento de la utilidad neta resultó de los mayores precios medios de realización del gas natural, debido a la mayor participación del sector industrial en el mix de ventas, así como de los menores volúmenes y costos con importación de gas natural en función del menor despacho termoeléctrico. (EneSep/ EneSep/): La reducción de la utilidad neta resultó de los menores márgenes de comercialización de gas natural, reflejando el efecto cambiario sobre los costos de importación y la mayor participación del GNL en el mix de ventas con vistas a suplir el crecimiento de la demanda termoeléctrica, además del reconocimiento en de créditos fiscales (R$633 millones) netos de efectos tributários. Estos factores fueron parcialmente compensados por el aumento de los ingresos de generación y mayores volúmenes de venta en el mercado libre de energía. 0 EneSep 3T2012 2T2012 3T Indicadores físicos y financieros (*) Ventas de electricidad (contractos) MW promedio (25) 690 Generación de electricidad MW promedio (19) 20 Precio de liquidación de las diferencias R$/MWh (32) 17 Importaciones de gas natural licuado (mbbl/d) (9) 181 Importaciones de gas (mbbl/d) (3) (3T2012 x 2T2012): Aumento del 19% del volumen de las ventas de energía debido a la mayor demanda. Las reducciones del 25% en la generación de energía y del 19% en el PLD resulta del menor despacho energético de la ONS debido al aumento de la afluencia, mayor que la media histórica en julio. Reducción del 32% en la importación de GNL y del 9% en la importación de gas de Bolivia por la menor demanda para generación de energía en las termoeléctricas. (EneSep/ EneSep/): El aumento del volumen de las ventas de energía (20%) se debe al mayor lastro disponible. El aumento del 162% en el volumen generado de energía y del 348% en el PLD es debido a la menor afluencia en el período. Aumento del 277% en la importación del gas natural licuado para satisfacer la demanda termoeléctrica. (*) No revisado. 10 PLD Los precios semanales ponderados por nivel de carga (baja, media y pesada), el número de horas y la capacidad del submercado. 10

11 3T2012 2T2012 BIOCOMBUSTIBLE (R$ m illones) EneSep 3T Utilidad N eta 2012 (44) (113) 61 (68) (201) (117) (72) (3T2012 x 2T2012): La reducción en la pérdida derivó de la recuperación del 11% de los márgenes de venta de biodiesel, reflejando el aumento del 18% de los precios aplicados en subastas, disminución de los gastos de investigación y desarrollo, relacionados con el programa de desarrollo de etanol de segunda generación y mejores resultados con participaciones en invertidas del sector de etanol. (EneSep/ EneSep/): Los cambios de las reglas de subastas, ocurridos en el último trimestre de, contribuyeron a atenuar las pérdidas en las operaciones con biodiesel. Sin embargo, estos efectos fueron superados por la reducción de los resultados con participaciones en invertidas y por el aumento de los gastos de investigación y desarrollo, relacionados principalmente con la producción de etanol de segunda generación. 3T2012 2T2012 DISTRIBUCIÓN (R$ m illones) EneSep 3T Utilidad N eta (13) (3T2012 x 2T2012): El resultado obtenido con el (EneSep/ EneSep/): El aumento de la utilidad crecimiento del 7% en el volumen de ventas fue neta resultó del crecimiento del 12% de los márgenes de sobrepasado por la elevación de los gastos comercialización, debido a la variabilidad de los precios de comerciales, principalmente por el aumento de los etanol ocurrida en que generó en ese año pérdidas gastos con personal, resultado del reajuste salarial con la realización de los bienes de cambio, influenciando concedido por el ACT 2012, generando la disminución adversamente los márgenes. También contribuyó para el del 13% de la utilidad neta. aumento de la utilidad neta el crecimiento del 3% en el volumen vendido, así como ganancias de eficiencia operativa. 3T2012 2T2012 EneSep 3T ,6% 37,6% 39,2% Market Share 37,9% 39,1% (1) (*) (*) No revisado. 11

12 3T2012 2T2012 INTERNACIONAL (R$ m illones) EneSep 3T Utilidad Neta (3T2012 x 2T2012): El aumento de la utilidad neta resultó del mayor volumen de ventas en el 3T2012, así como de la pérdida estimada por desvalorización de los bienes de cambio (R$442 millones), en Estados Unidos y Japón, y por el registro de gastos referentes al acuerdo de Pasadena (R$140 millones) ocurridas en el 2T2012. (EneSep/ EneSep/): El aumento de la utilidad neta resultó del incremento en el volumen de ventas en mercados que seguían la variación internacional de los commodities, con efecto positivo en el precio medio de realización, atenuado por el inicio de la cobranza de Tax Oil en Nigeria (R$687 millones) a lo largo de, así como por el aumento de las pérdidas contables estimadas con desvalorización del los bienes de cambio (R$185 millones) y por los gastos referentes al acuerdo de Pasadena (R$140 millones). 0 EneSep 3T2012 2T (*) 3T Producción internacional (mbbl/d) 2012 Producción internacional consolidada (1) Petróleo y LGN (3) 100 Gas natural (2) Total (14) 8 Producción internacional no consolidada 7 9 (22) (2) Producción total internacional (3T2012 x 2T2012): La producción de petróleo y GNL se mantuvo prácticamente estable en el trimestre. La producción de gas se redujo en Bolivia debido a la menor demanda de gas por parte de Brasil en los meses de julio y agosto. Adicionalmente, en Estados Unidos ocurrió la interrupción de la producción por una semana en todos los campos como resultado del paso del huracán Isaac. (EneSep/ EneSep/): Aumento en la producción de petróleo y GNL por la entrada en producción del campo de Cascade (febrero de 2012), además de la vuelta a las operaciones del campo Coulomb (en octubre de ) por decisión del operador (Shell), y entrada de un nuevo pozo productor en Cottonwood, Estados Unidos. Estos efectos fueron parcialmente compensados por la reducción en Colombia por el término de los contratos de las asociaciones Hobo, Caguan (diciembre de ) y Upia (febrero de 2012). La producción de gas se mantuvo estable. (*) No revisado. 11 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 Alteraciones habidas en función de revisiones en Nigeria. 12

13 0 EneSep 3T2012 2T2012 3T Costos de lifting Internacional (US$/barril) (*) ,07 8,86 2 7,09 8,47 6,69 27 (3T2012 x 2T2012): El costo de extracción se mantuvo prácticamente estable. (EneSep/ EneSep/): Aumento en Estados Unidos debido a los costos iniciales de la producción del campo de Cascade (febrero de 2012), asociado al incremento en los servicios de terceros por el reajuste de los contratos e intensificación en los servicios de intervenciones de pozos y mantenimientos en los campos maduros de Argentina. 0 EneSep 3T2012 2T2012 3T Indicadores operativos del refino Internacional (mbbl/d) (*) (9) 172 Carga procesada (1) (8) 187 Producción de derivados Capacidad instalada (2) 74 Utilización de la capacidad (3T2012 x 2T2012): Menor carga procesada, producción de derivados y utilización de la capacidad nominal, debido a la parada en la unidad de destilación por problemas operativos en la torre de vacío en la refinería de Pasadena en Estados Unidos, atenuada por el incremento en Japón debido a la parada programada ocurrida en abril de (EneSep/ EneSep/): Reducción de la carga procesada, resultante de la venta de la refinería San Lorenzo en Argentina, en mayo de, atenuada por el mayor procesamiento en Japón, para satisfacer el aumento de la demanda después del terremoto ocurrido en marzo de, y por el aumento en Estados Unidos, debido a la parada programada en la unidad de craqueo catalítico (FCC), realizada de marzo a mayo de. 0 EneSep 3T2012 2T2012 3T Costos de la refinación Internacional (US$/barril) (*) ,28 3, ,34 3,78 4,96 (24) (3T2012 x 2T2012): Aumento debido a la menor carga procesada asociada a los mayores gastos de mantenimiento en la refinería de Pasadena en Estados Unidos en la torre de vacío de unidad de destilación. (EneSep/ EneSep/): Reducción debido a los menores gastos de mantenimientos y paradas programadas en la refinería de Pasadena en Estados Unidos. (*) No revisado. 13 Alteraciones habidas en función de revisiones en Nigeria. 13

14 Volumen de ventas mil barriles/día (*) 0 EneSep 3T2012 2T2012 3T Diesel Gasolina Oleo combustible (6) Nafta GLP (1) 104 Combustible de aviación Otros Total de derivados Alcoholes, nitrogenados renovables y otros (7) (4) 328 Gas natural Total mercado nacional Exportación (7) Ventas internacionales (5) Total mercado internacional (6) Total general El volumen de ventas en el mercado interno fue el 7% superior a EneSep/ y se destacaron los siguientes productos: Petróleo diesel (aumento del 6%) principalmente debido al impacto del crecimiento de la actividad minorista, asociado al aumento del consumo en termoeléctricas en la Región Norte; Gasolina (aumento del 19%) crecimiento significativo de la flota de vehículos bicombustibles asociado a la ventaja del precio de la gasolina con relación al etanol en la mayoría de los estados brasileños y reducción del tenor de etanol hidratado en la gasolina C (del 25% al 20%) a partir de octubre de ; Petróleo combustible (reducción del 6%) debido a la sustitución de parte del consumo por gas natural, tanto en el segmento térmico como en el segmento industrial; Combustible de aviación (aumento del 6%) crecimiento del sector de aviación; Gas natural (aumento del 11%) debido a la mayor demanda termoeléctrica, generado por el menor nivel de los reservatorios de las hidroeléctricas. (*) No revisado. 14

15 LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL Efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo totalizaron R$ millones al 30 de septiembre de 2012, comparados con los R$ millones al 31 de diciembre de. El efectivo neto generado por las actividades operativas en el período EneSep/2012 (R$ millones) se mantuvo estable con relación al mismo período de (R$ millones), puesto que parte de los efectos que disminuyeron la utilidad de 2012, como variación cambiaria y monetaria sobre endeudamientos, baja de pozos secos y depreciación, no afectaron el efectivo de la Compañía en el período. También contribuyó para el mantenimiento del efectivo neto generado por las actividades operativas la menor variación de valores patrimoniales, cuentas por cobrar y bienes de cambio. El efectivo utilizado por las actividades de inversión aumentó de R$ millones en EneSep/ a R$ millones en EneSep/2012, siendo la mayor parte dedicada a los segmentos de Exploración & Producción (R$ millones) y Abastecimiento (R$ millones). Los recursos obtenidos a través de captaciones (R$ millones) juntamente con el efectivo generado por las actividades operativas (R$ millones) suplió parte de las necesidades de capital de la Compañía para inversiones, amortización de deudas y pago de dividendos, por consiguiente, R$5.560 millones de nuestro efectivo y equivalentes al efectivo fueron utilizados en EneSep/2012. Las disponibilidades ajustadas 14 ascendieron a R$ millones, comprendiendo títulos públicos federales con vencimientos superiores a 90 días de R$ millones, el 34% superior al saldo al 31 de diciembre de (R$ millones) Efectivo y equival entes a l efectivo Títul os públicos federa les Dis ponibilida des aj us ta da s 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. En 30 de septiembre de 2012, las disponibilidades ajustadas incluyen el monto de R$6.057 millones, referente a las Notas del Tesoro Nacional de largo plazo, concedidas como garantía a los Términos del Compromiso Financiero con Petros, que fueron sustituídas en julio de 2012 por el aval de petróleo y/o derivados en bienes de cambio. 15

16 Inversiones consolidadas EneSep 2012 % % % Exploración & Producción Abastecimiento Gas & Energía (4) Internacional Exploración & Producción Abastecimiento (23) Gas & Energía (88) Distribución Otros 7 14 (50) Distribución Biocombustible (87) Corporativo 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 explotación, desarrollo y producción de petróleo y gas natural. Actualmente, la Compañía mantiene sociedades en 88 concesiones en Brasil, de las cuales 65 son operadas por Petrobras. En el exterior, Petrobras tiene participación en 148 sociedades, y es operadora en 89 de las mismas. En EneSep/2012, 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 % Endeudamiento de corto plazo (19) Endeudamiento de largo plazo Total Efectivo y equivalentes al efectivo (16) Títulos públicos federales (vencimiento superior a 90 días) Disponibilidades ajustadas Endeudamiento neto Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 28% 24% 4 Pasivo total neto Estructura de capit al (Capital de terceros neto / pasivo total neto) 42% 39% 3 Índice de endeudamiento neto/ebitda 2,42 1,66 46 US$ millones % Endeudamiento de corto plazo (25) Endeudamiento de largo plazo Total Endeudamiento neto El endeudamiento neto del Sistema Petrobras en Reales aumentó el 30% con relación al 31 de diciembre de, como resultado de captaciones a largo plazo y del impacto de la depreciación cambiaria del 8,3%. E ndeudam iento de Corto Plazo 8% Endeudamiento Bruto Total E ndeudam iento de Largo Plazo 92% Apertura por categoría "Notes" 33% Instituciones Financieras 28% Debentures 1% BNDE S 26% Notas de Crédito a la Exportación 7% Apertura por moneda Otros 5% Reales indexados a Dólares 17% Reales 22% Apertura por fecha de vencimiento De 2017 adelante Euro 3% 70% Otros 2% Dólares 56% 1% % 8% 16% 2015 Endeudamiento Bruto Endeudamiento Neto Disponibilidades Ajustadas Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$43 millones al y R$82 millones al ). 16 Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$187 millones al y R$183 millones al ). 17 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. 18 Pasivo total neto de efectivo/inversiones financieras. 17

18 ESTADOS CONTABLES Estado del Resultado Consolidado EneSep 3T2012 2T2012 3T Ingresos de ventas (55.707) (52.032) (43.486) Costos de ventas ( ) ( ) Utilidad bruta Gastos (2.532) (2.349) (2.315) Ventas (7.234) (6.551) (2.541) (2.496) (2.184) Administrativos y generales (7.237) (6.240) (1.292) (3.416) (785) Costos de exploración (5.719) (2.926) (586) (431) (671) Investigación y desarrollo (1.535) (1.690) (171) (170) (164) Tributarios (489) (518) (2.364) (1.871) (1.796) Otros gastos operativos, netos (6.478) (5.653) (9.486) (10.733) (7.915) (28.692) (23.578) Utilidad antes del resultado financiero e de los impuestos Ingresos financieros (1.095) (872) (502) Gastos financieros (2.832) (1.469) (455) (7.173) (6.556) Variaciones monetarias y cambiarias (7.494) (4.205) (569) (6.407) (5.227) Resultado financiero neto (6.511) (278) 192 (426) (397) Participación en inversiones (98) (1.551) Utilidad antes de los impuestos (2.588) (320) (1.249) Impuesto sobre la renta y contribución social (5.852) (8.484) (1.871) Utilidad neta Utilidad neta atribuible: (1.346) A los accionistas de Petrobras (525) (1.056) A los accionistas no controlantes (243) (382) (1.871)

19 Balance General Consolidado ACTIVO Activos corrientes Efectivo y equiva lentes a l efectivo Títulos y va lores mobili a ri os Cuenta s por cobra r Bi enes de ca mbio Impuestos y ta sa s a recupera r Otros Activos no corrientes Realizables a largo plazo Cuenta s por cobra r Títulos y valores mobiliarios Depósitos restringidos por procesos legales y ga ra ntía s Impuestos y contribución soci a l diferi dos Adela ntos a proveedores Otros Inversiones Propiedad, planta y equipo Intangibles Total de activos PASIVO Pasivos corrientes Endeuda miento de corto pla zo Proveedores Impos tos y contribuci ones Dividendos a pa ga r Sueldos y cargas sociales Obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación pensión y salud Otros Pasivos no corrientes Endeuda miento de l a rgo pla zo Impuestos y contribución soci a l diferi dos Obligaciones por beneficios posteriores a la jubila ción pensión y s a lud Provisión para desmantelamiento de áreas Provisi ón pa ra proces os judicia les Otros Patrim onio neto Capital realizado Reserva s/utili da d neta del período Participación de los accionistas no controlantes Total de pasivos y patrimonio neto

20 Estado de los flujos de efectivo Consolidado 0 EneSep 3T2012 2T2012 3T (1.346) Utilidad neta atribuible a los accionistas de Petrobras (+) Ajustes: Depreciación, agotamiento y amortización Variaciones cambiarias y monetarias y cargas financieras (525) (1.056) Participación de los accionistas no controlantes (243) (382) (192) Participación en inversiones 98 (291) (37) Pérdidas (ganancias) en la enajenación de activos no corrientes (537) (914) Impuestos sobre la renta y contribución social diferidos Baja de pozos secos Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment (1.315) (1.093) (1.080) Variación en los bienes de cambio (3.660) (7.541) (425) (682) (1.245) Variación en las cuentas por cobrar (1.270) (3.364) Variación en los proveedores Variación en obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación pension y salud (1.422) (1.826) (1.321) Variación en impostos y contribuciones a pagar (2.630) (1.754) 369 (1.190) (1.237) Variación en otros activos y pasivos (1.824) (1.788) (=) Efectivo neto generado por las actividades operativas (16.324) (20.175) (13.214) () Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión (53.818) (41.397) (19.778) (19.521) (17.580) Inversiones en segmentos de negocio (55.877) (47.920) (654) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (9.161) (=) Flujo de efectivo neto (11.350) (5.449) (4.221) () Efectivo neto utilizado en las actividades de financiación Captaciones (6.889) (7.204) (5.032) Amortizaciones de principal (17.682) (11.473) (3.045) (1.925) (2.951) Amortizaciones de intereses (7.312) (5.973) (14) (4.010) (2.393) Dividendos a pagar (6.186) (8.265) Adquisición de participación de accionistas no controlantes (+) Efecto de variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes al efectivo (=) Aumento (disminución) netos en efectivo y equivalentes al efectivo en el (13.586) (1.164) (5.560) periodo Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del periodo Efectivo y equivalentes al efectivo al final del periodo El análisis de los flujos de efectivo se encuentra en la sección de Liquidez y Recursos de Capital (pág.15). 20

21 INFORMACIONES CONTABLES POR ÁREA DE NEGOCIO Estado consolidado del resultado por segmento de negocio EneSep/2012 R$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. ENERGÍA CORP. ELIMIN. TOTAL Ingresos de ventas ( ) Intersegmentos ( ) Terceros Costos de ventas (47.980) ( ) (12.932) (668) (52.114) (20.413) ( ) Utilidad bruta (19.110) (36) (49) Gastos (8.250) (6.610) (1.616) (167) (3.178) (2.019) (7.115) 263 (28.692) Ventas, administrativos y generales (742) (4.643) (1.363) (94) (3.125) (1.293) (3.474) 263 (14.471) Costos de exploración (5.320) (399) (5.719) Investigación y desarrollo (720) (300) (38) (53) (3) (1) (420) (1.535) Tributarios (79) (94) (61) (2) (20) (130) (103) (489) Otros gastos operativos, netos (1.389) (1.573) (154) (18) (30) (196) (3.118) (6.478) Utilidad antes del resultado financiero y de los impuestos (25.720) (203) (7.115) Resultado financiero neto (6.511) (6.511) Participación en inversiones (4) (306) 226 (67) (98) Utilidad antes de los impuestos (26.026) (270) (13.624) Impuesto sobre la renta y contribución social (17.475) (501) 69 (643) (1.701) (73) (5.852) Utilidad neta (17.281) (201) (7.897) Utilidad neta atribuible: A los accionistas de Petrobras (17.281) (201) (7.470) A los accionistas no controlantes (6) (427) (243) (17.281) (201) (7.897) EneSep/ R$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. ENERGÍA CORP. ELIMIN. TOTAL Ingresos de ventas ( ) Intersegmentos ( ) Terceros Costos de ventas (39.022) ( ) (6.557) (423) (49.800) (15.963) ( ) Utilidad bruta (3.281) (53) (1.870) Gastos (5.058) (5.018) (1.895) (135) (3.047) (2.555) (6.090) 220 (23.578) Ventas, administrativos y generales (588) (3.903) (1.316) (79) (2.939) (1.136) (2.979) 149 (12.791) Costos de exploración (2.524) (402) (2.926) Investigación y desarrollo (932) (277) (95) (15) (7) (364) (1.690) Tributarios (54) (58) (89) (1) (34) (117) (165) (518) Otros gastos operativos, netos (960) (780) (395) (40) (67) (900) (2.582) 71 (5.653) Utilidad antes del resultado financiero y de los impuestos (8.299) (188) (6.090) (1.650) Resultado financiero neto (278) (278) Participación en inversiones (79) Utilidad antes de los impuestos (8.378) (181) (6.365) (1.650) Impuesto sobre la renta y contribución social (15.586) (1.194) 64 (464) (216) (8.484) Utilidad neta (5.557) (117) (836) (1.088) Utilidad neta atribuible: A los accionistas de Petrobras (5.543) (117) (443) (1.088) A los accionistas no controlantes (16) (14) (393) (382) (5.557) (117) (836) (1.088)

22 Estado del EBITDA consolidado por segmento de negocio EneSep/2012 R$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA Utilidad antes del resultado financiero e de los impuestos (25.720) (203) (7.115) Depreciación y amortización Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment 1 1 EBITDA (22.813) (173) (6.609) Estado del EBITDA consolidado por segmento de negocio EneSep/ R$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA Utilidad antes del resultado financiero e de los impuestos (8.299) (188) (6.090) (1.650) Depreciación y amortización Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment EBITDA (6.525) (158) (5.700) (1.650) O tros gastos operativos, netos, por segm ento de negócio EneS ep/2012 R$ Millones GAS E& P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIM IN. TOTAL ENERG ÍA Pla ne s de pe nsión y salud (1.521) (1.521) Pa radas no progra m a da s y ga stos preope ra tivos (828) (146) (138) (44) (22) (1.178) Ajuste s a l va lor de m ercado de los bienes de ca m bio (19) (388) (13) (661) (1.081) Re laciones instituciona les y proyectos culturale s (55) (58) (10) (69) (24) (796) (1.012) Pé rdidas con procesos judicia les y a dm inistrativos (115) (394) (55) (47) (161) (213) (985) Acuerdos colectivos de tra bajo (350) (203) (31) (47) (12) (232) (875) Ga stos con segurida d, m edio a m bie nte y salud (39) (144) (5) (59) (170) (417) Ga stos ope rativos con term oe lé ctricas (158) (158) Re sultados con enaje na cione s y ba jas de activos (19) (70) (4) (13) Pé rdida e n e l valor re cupe rable de los a ctivos im pairm ent (1) (1) Ga stos/resa rcim ie ntos con opera cione s e n a lia nza s de E& P Incentivos, donaciones y subvenciones guberna m e nta les Otros (163) (216) 227 (5) (160) (104) (1.389) (1.573) (154) (18) (30) (196) (3.118) 0 (6.478) O tros gastos operativos, netos, por segm ento de negócio EneS ep/ R$ Millones GAS E& P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIM IN. TOTAL ENERG ÍA Pla ne s de pe nsión y salud (1.169) (1.169) Pa radas no progra m a da s y ga stos preope ra tivos (587) (58) (74) (251) (970) Ajuste s a l va lor de m ercado de los bienes de ca m bio 6 (149) (24) (477) (644) Re laciones instituciona les y proyectos culturale s (46) (34) (7) (66) (13) (767) (933) Pé rdidas con procesos judicia les y a dm inistrativos (81) (45) (8) (55) (26) (177) (392) Acuerdos colectivos de tra bajo (216) (101) (23) (18) (238) (596) Ga stos con segurida d, m edio a m bie nte y salud (59) (94) (6) (78) (216) (453) Ga stos ope rativos con term oe lé ctricas (183) (183) Re sultados con enaje na cione s y ba jas de activos (46) (15) (48) (92) (61) (262) Pé rdida e n e l valor re cupe rable de los a ctivos im pairm ent (1) (4) (5) Ga stos/resa rcim ie ntos con opera cione s e n a lia nza s de E& P (128) (128) Incentivos, donaciones y subvenciones guberna m e nta les Ga na ncia s con proce sos judiciale s y arbitrale s Otros (248) (481) (128) (16) (298) 71 (987) (960) (780) (395) (40) (67) (900) (2.582) 71 (5.653) 22