Principales hitos 3T

Transcripción

1 RESULTADO DEL TERCER TRIMESTRE DE 2012 (Traducción libre del original en inglés) Río de Janeiro 26 de octubre de 2012 Petrobras divulga hoy sus resultados consolidados expresados en millones de dólares estadounidenses, según los estándares internacionales de contabilidad (International Financial Reporting Standards IFRS) emitidos por el International Accounting Standards Board IASB. La utilidad neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras ascendió U.S.$2.744 millones en el tercer trimestre de 2012 y U.S.$7.271 millones en el período de nueve meses El EBITDA Ajustado ascendió U.S.$7.087 millones en el tercer trimestre de 2012, el 31% superior al del 2T 2012, y alcanzó U.S.$ millones en el período de nueve meses T T T12 X 2T12 Principales hitos (US$ m illones) Período de nueve meses term inado el 30 de septiem bre de 3T (685) (501) Utilidad/(pé rdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras (58) (2) Producción total de petróleo y gas natural (m bbl/d) EBITDA Ajustado (26) 2012 X 2011 En el tercer trimestre de 2012, la Compañía presentó una utilidad neta de U.S.$2.744 millones debido a los principales factores e hitos: Reajustes en los precios domésticos 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 nominal y un aumento del 2% de carga fresca procesada, con maximización de la producción de diesel a fin de reducir la necesidad de importaciones. La apreciación del dólar estadounidense contra el Real no generó impacto en nuestros gastos financieros de forma relevante conforme a lo ocurrido en el trimestre anterior, debido a la estabilidad cambiaria. Menores gastos de bajas de pozos secos o sub comerciales. La producción de petróleo disminuyó principalmente debido a la realización de paradas para mantenimiento, parcialmente compensadas 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 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 pre sal 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 U.S.$2.744 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 sub comerciales 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 ramp up 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 (UO BC) 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 UO BC. 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. 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 3T T T12 X 2T12 3T 2011 Datos de estado de resultados (en millones de dólares estadounidenses, excepto para los datos por acciones) Período de nueve meses terminado el 30 de X Ingresos de ventas (1) Utilidad bruta (22) Utilidad neta antes del resultado financiero e de los impostos (39) (281) (3.263) (91) (3.193) Resultado financiero neto (3.281) (146) (685) (501) Utilidad/(pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras (58) 0,21 (0,05) (501) 0,30 Utilidad basica y diluída por acción 1 0,56 1,33 (58) Otros datos Margen bruto (7) Margen operativo (8) 8 (2) Margen neto (9) EBITDA Ajustado US$ millones (26) Utilidad neta por segmento de negocio (en millones de dólares estadounidenses) (2) Exploración & Producción (4) (2.789) (3.584) (22) (1.932). Abastecimiento (8.973) (3.429) Gas & Energía (62) (21) (56) (63) (42). Biocombustible (102) (71) (15) 186. Distribución Internacional (892) (2.716) (67) (1.567). Corporativo (3.798) (254) (1) Gastos de capital e inversiones (en millones de dólares estadounidenses) Indicadores financieros y económicos 109,61 108, ,46 Petróleo Brent (US$/bbl) 112,09 111,93 2,03 1,96 4 1,64 Dóllar promédio comercial de venta (R$/US$) 1,92 1, ,03 2,02 0 1,85 Dóllar final comercial de venta (R$/US$) 2,03 1, ,79 8,87 (1) 12,20 Selic tasa promedio 8,98 11,79 (3) Indicadores de precios promedio 94,15 92, ,26 Precios de los derivados basicos en el mercado interno (US$/bbl) 95,45 101,86 (6) Precio de venta Brasil 101,80 104,29 (2) 102,86. Petróleo (US$/bbl) 6 106,00 101, ,73 47, ,62. Gas natural (US$/bbl) 7 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, Utilidad neta por acción calculada con base en el promedio ponderado de la cantidad de acciones. 2 El margen bruto se calcula como ingresos de ventas menos costo de ventas dividido por ingresos de ventas. 3 El margen operativo se calcula con base en la utilidad neta antes del resultado financiero neto y de los impostos sobre la renta dividido por los ingresos de ventas. 4 El margen neto se calcula como utilidad neta dividida por los ingresos de ventas. 5 El EBITDA Ajustado es igual a la utilidad neta adicionada a la depreciación, agotamiento y amortización; resultado financiero neto; participación en inversiones; y impostos sobre la renta. EL EBITDA Ajustado no es una medida de IFRS y probablemente no es comparable con los indicadores bajo la misma denominación informados por otras compañías. El EBITDA Ajustado no debe ser considerado como un sustituto de la utilidad operativa o como una medida mejor de liquidez que el flujo de efectivo operativo, ambos calculados de acuerdo con el IFRS. Proporcionamos nuestro EBITDA Ajustado para ofrecer informaciones adicionales sobre nuestra capacidad de pagar nuestras deudas, realizar inversiones y atender las necesidades de capital de trabajo. Ver el estado del EBITDA ajustado consolidado por segmento en la página 21 como una reconciliación de nuestro EBITDA Ajustado. 6 Exportaciones promedio y de los precios internos de transferencia de Exploración & Producción para Abastecimiento. 7 A partir de 2011 hemos revisado los precios de realización anteriores del gas natural. 3

4 RESULTADOS DE LAS OPERACIONES DEL PERÍODO DE NUEVE MESES TERMINADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2012 EN COMPARACIÓN AL PERÍODO DE NUEVE MESES TERMINADO EL 30 DE SEPTIEMBRE DE 2011 Prácticamente todos nuestros ingresos y gastos relacionados a las actividades realizadas en Brasil son denominados y pagaderos en Reales. Cuando el dólar estadounidense se robustece en relación al Real, como lo hizo en el período de nueve meses 2012 (impacto del 14,9%) el efecto es que generalmente disminuyen tanto los ingresos como los gastos expresados en dólares estadounidenses. No obstante, la apreciación del dólar estadounidense contra el Real afecta los puntos discutidos a continuación de formas diferentes. Utilidad bruta La utilidad bruta alcanzó US$ millones en el período de nueve meses 2012, el 22% inferior a la del período de nueve meses 2011 (US$ millones), con destaque para lo siguiente: Ingresos de ventas, que disminuyeron 1% para US$ millones en el período de nueve meses 2012 en comparación a US$ millones en el período de nueve meses 2011, debido a la apreciación del dólar estadounidense. Excluyendo el efecto de la variación cambiaria, los ingresos de ventas fueron 16% superiores, reflejando: Mayores precios practicados en las exportaciones y en las ventas en el mercado interno para los derivados, con ajustes para reflejar la depreciación del Real (impacto del 14,9%); Aumento de la demanda en el mercado interno (7% ), principalmente de la gasolina (aumento del 19% en el volumen de ventas), 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 2011 y más recientemente en junio y julio de Costos de ventas, que aumentaron 10% para US$ millones en el período de nueve meses 2012 en comparación a US$ millones en Excluyendo el efecto de la variación cambiaria, los costos de ventas fueron 29% superiores, reflejando: Aumento del 7% del volumen de ventas de derivados en el mercado interno, soportado en gran parte por importaciones; Efecto de la depreciación del Real sobre las importaciones de petróleo, derivados y participaciones gubernamentales; Aumento de la depreciación, agotamiento y amortización debido a la entrada en operación de nuevas instalaciones. Utilidad neta antes del resultado financiero y de los impostos Utilidad neta antes del resultado financiero e de los impostos disminuyó 39% para U.S.$ millones en el período de nueve meses terminado el 30 de 2012, en comparación a US$ millones en 2011, debido a las reducciones de la utilidad bruta y a los mayores gastos operativos, principalmente con: Mayores costos de exploración (U.S.$1.153 millones), por las mayores bajas de pozos secos o sub comerciales ocurridas en segundo trimestre de 2012, parcialmente compensados por: Menores gastos de ventas, administrativos y generales y otros gastos operativos cuando denominados en dólares estadounidenses, debido a la apreciación del dólar estadounidense contra el Real, pero mayores excluyéndose el efecto de la variación cambiaria como resultado de: Los gastos de ventas: mayores gastos de flete reflejando el mayor volumen vendido y los mayores gastos de personal, resultantes de los Acuerdos Colectivos de Trabajo (ACT s) de 2011 y 2012; Los gastos administrativos y generales: mayores gastos de personal, resultantes de los ACT s de 2011 y 2012, del aumento de la fuerza de trabajo, así como de servicios técnicos contratados; Los otros gastos operativos: mayores pérdidas con procesos judiciales y administrativos, así como de los ajustes al valor de mercado de los bienes de cambio. Un detalle de otros gastos operativos por segmento se incluye en la página 22. Resultado financiero neto Los gastos financieros netos fueron de U.S.$3.281 millones en el período de nueve meses 2012, en comparación con los gastos financieros netos de U.S.$146 millones en 2011, principalmente debido a las pérdidas cambiarias y monetarias sobre el mayor endeudamiento neto reflejando la apreciación del dólar estadounidense contra el Real. Utilidad (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras Utilidad neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras alcanzó U.S.$7.271 millones en el período de nueve meses 2012, una disminución de 58% en comparación a los U.S.$ millones el período de nueve meses 2011, reflejando los mayores gastos financieros y la reducción de la utilidad neta antes del resultado financiero y de los impostos. 4

5 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. A continuación, proporcionamos informaciones financieras sobre nuestros diferentes segmentos de negocios e informaciones operativas relacionadas. EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN (U.S.$ millones) Ene Sep/12 Ene Sep/11 La utilidad neta del segmento de Exploración & Producción disminuyó U.S.$730 millones en el período de nueve meses 2012 en comparación con 2011 cuando expresada en dólares estadounidenses. Excluyendo el efecto de la variación cambiaria, la utilidad neta aumentó en ese período debido principalmente a los mayores precios de venta/transferencia del petróleo nacional, reflejando la depreciación cambiaria. Ese efecto fue parcialmente compensado por el aumento de los costos de participaciones gubernamentales y por mayores bajas de pozos secos o sub comerciales, perforados principalmente en el período a costos más elevados, especialmente en áreas de nuevas fronteras exploratorias. 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 2011 a US$6,09/bbl en 2012 Producción Brasil (mbbl/d) (*) X 2011 Petróleo y LGN (2) Gas natural Total (1) 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. 8 No incluye gas licuado e incluye gas reinyectado. 5

6 Lifting cost Brasil (*) X 2011 US$/barril: Sin participación gubernamental 13,91 12,63 10 Con participación gubernamental 34,03 32,25 6 Lifting Cost sin participaciones gubernamentales Nuestro lifting cost en Brasil, excluyéndose las participaciones gubernamentales, aumentó el 10 % en el período de nueve meses 2012 en comparación al período de nueve meses septiembre de Excluyéndose el impacto de la apreciación del dólar estadounidense, nuestro lifting cost aumentó el 22% debido a los costos operativos generado por el 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 de los mayores gastos de personal, resultantes de los ACT s de 2011 y Lifting Cost con participaciones gubernamentales Nuestro lifting cost en Brasil, incluyéndose las participaciones gubernamentales, aumentó el 6 % en el período de nueve meses 2012 en comparación al período de nueve meses septiembre de Excluyéndose el impacto de la apreciación del dólar estadounidense, nuestro lifting cost aumentó el 11% debido al comportamiento del Lifting Cost sin participaciones gubernamentales. (*) No revisado. 6

7 ABASTECIMIENTO (U.S.$ millones) (3.429) (8.973) Ene Sep/12 Ene Sep/11 El aumento en la pérdida neta de nuestro segmento de Abastecimiento fue consecuencia de mayores costos de adquisición/transferencia de petróleo e importación de derivados, reflejando la apreciación del dólar estadounidense contra el Real 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 por el aumento del 6% en la producción de derivados. Importaciones e exportaciones de petróleo y derivados (mbbl/d) (*) X 2011 Importaciones de petróleo Importaciones de derivados Importaciones de petróleo y derivados Exportaciones de petróleo (9) Exportaciones de derivados (5) Exportaciones de petróleo y derivados (8) Exportaciones (importaciones) netas de petróleo y derivados (164) (82) 100 Otras exportaciones 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 de los derivados con la demanda doméstica e de reducir la necesidad de importación de derivados que, todavía, fue superior en comparación al mismo período de 2011, motivada principalmente por la gasolina y diesel debido al crecimiento del mercado. (*) No revisado. 9 Se incluyen los volúmenes de exportaciones de petróleo provenientes de las áreas de negocio de Abastecimiento y de Exploración & Producción. 10 A partir del segundo trimestre de 2012, con efecto retroactivo a 2011, a efectos comparativos, se consideran sólo los volúmenes entregados a terceros. 7

8 Indicadores operativos del refino (mbbl/d) (*) X 2011 Producción de derivados Capacidad instalada Utilización de la capacidad nominal Carga procesada Brasil Participación del petróleo nacional en la carga procesada Carga fresca procesada diaria superior en el período de nueve meses 2012 en comparación al período de nueve meses 2011, debido a la mayor utilización de las unidades de destilación como resultado de menor actividad de paradas programadas de mantenimiento. Costos de la refinación Brasil (*) X 2011 Costos de la refinación (US$/barril) 4,25 5,06 (16) Nuestros costos de la refinación en Brasil fue el 16% menor en el período de nueve meses septiembre de 2012 en comparación al período de nueve meses Excluyéndose el impacto de la apreciación del dólar estadounidense, nuestro costo de refinación en Brasil disminuyó 2% en el período debido a los menores gastos de paradas programadas, que fueron parcialmente compensados por los mayores gastos de personal, resultantes de los ACT s de 2011 y (*) No revisado. 11 De acuerdo con titularidad reconocida por la ANP. 8

9 GAS & ENERGÍA (U.S.$ millones) Ene Sep/12 Ene Sep/11 La reducción de la utilidad neta fue principalmente debido a los menores márgenes de comercialización de gas natural, reflejando la apreciación del dólar estadounidense 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 efecto positivo de los créditos fiscales (U.S.$388 millones, netos de efectos tributários) en Estos factores fueron parcialmente compensados por el aumento de los ingresos de generación de electricidad y mayores volúmenes de venta en el mercado libre de electricidad. Indicadores físicos y financieros (*) X 2011 Ventas de electricidad (contractos) MW promedio Generación de electricidad MW promedio Precio de liquidación de las diferencias US$/MWh Importaciones de gas natural licuado (mbbl/d) Importaciones de gas (mbbl/d) (3) El aumento del volumen de las ventas de electricidad (20%) se debe al mayor lastro disponible. El aumento del 162% en el volumen generado de electricidad y del 287% en el precio de liquidación de las diferencias (precio de la electricidad en el mercado spot) fue 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. 12 Los precios semanales ponderados por nivel de carga (baja, media y pesada), el número de horas y la capacidad del submercado. 9

10 BIOCOMBUSTIBLE (U.S.$ millones) (102) (71) Ene Sep/12 Ene Sep/11 Los cambios de las reglas de subastas, ocurridos en el último trimestre de 2011, contribuyeron a atenuar las pérdidas en las operaciones con biodiesel en Sin embargo, la reducción en las pérdidas fue superada por los resultados negativos 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. DISTRIBUCIÓN (U.S.$ millones) Ene Sep/12 Ene Sep/11 La utilidad neta de nuestro segmento de Distribución aumentó el 19% en el período. Excluyéndose la apreciación del dólar estadounidense contra el Real, los márgenes de comercialización aumentaron el 12%, debido al impacto negativo de la variabilidad de los precios de etanol ocurrida en 2011, que generó en ese año pérdidas con la realización de los bienes de cambio, adquiridos anteriormente a costos mayores. El crecimiento del 3% en el volumen vendido y la mejora de la eficiencia operativa también tuvieron impacto positivo en la utilidad neta X ( *) Market Share 37,9% 39,1% (1) (*) No revisado. 13 El market share del segmento de Distribución en Brasil es basado en las estimativas de Petrobras Distribuidora. 10

11 INTERNACIONAL (U.S.$ millones) Ene Sep/12 Ene Sep/11 La utilidad neta de nuestro segmento Internacional experimentó un aumento marginal en el período de nueve meses 2012 en comparación con el período de nueve meses septiembre de El incremento en el volumen de ventas en mercados que practican los precios internacionales tuvo un efecto positivo en los precios medios de realización, atenuado por el inicio de la cobranza de Tax Oil en Nigeria (U.S.$358 millones) a lo largo de 2011, así como por los ajustes al valor de mercado de los bienes de cambio (U.S.$96 millones) y por los gastos referentes al acuerdo de Pasadena (U.S.$73 millones). Producción internacional (mbbl/d) 14 (*) X 2011 Producción internacional consolidada Petróleo y LGN Gas natural Total Producción internacional no consolidada 7 9 (22) Producción total internacional Aumento en la producción de petróleo y GNL debido principalmente a la operaciones en los Estados Unidos, especialmente con la entrada en producción del campo de Cascade en febrero de 2012, además de la vuelta a las operaciones del campo de Coulomb en octubre de 2011 (por decisión del operador Shell), y entrada de un nuevo pozo productor en el campo Cottonwood. Estos efectos fueron parcialmente compensados por la reducción de la producción en Colombia por el término de los contratos de las asociaciones Hobo y Caguan en diciembre de 2011 y Upia en febrero de La producción de gas natural se mantuvo estable en el período. (*) No revisado. 14 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. 15 Alteraciones habidas en función de revisiones en Nigeria. 11

12 Lifting cost Internacional (US$/barril) (*) X ,47 6, El aumento en nuestro lifting cost internacional en el período de nueve meses 2012 en comparación con el período de nueve meses 2011 fue debido a los costos iniciales de la producción del campo de Cascade en los Estados Unidos en febrero de 2012, al incremento en los servicios de terceros por el reajuste de los contratos e intensificación en los servicios de intervenciones de pozos y mantenimientos en los campos maduros de Argentina. Indicadores operativos del refino Internacional (mbbl/d) (*) X 2011 Carga processada (1) Producción de derivados Capacidad instalada Utilización de la capacidad nominal Reducción de la carga procesada en el período de nueve meses 2012 en comparación con el período de nueve meses 2011, resultante de la venta de la refinería San Lorenzo en Argentina, en mayo de 2011, atenuada por el mayor procesamiento en Japón, para satisfacer el aumento de la demanda local (después del terremoto ocurrido en marzo de 2011), y por el aumento de la producción en los Estados Unidos, debido a las paradas programadas en la unidad de craqueo catalítico (FCC), realizada de marzo a mayo de Costos de la refinación Internacional (US$/barril) (*) X ,78 4,96 (24) Los costos de la refinación disminuyeron en el período de nueve meses 2012 en comparación con el período de nueve meses 2011, debido a los menores gastos de mantenimientos y paradas programadas en la refinería de Pasadena en los Estados Unidos. (*) No revisado. 16 Alteraciones habidas en función de revisiones en Nigeria. 12

13 Volumen de ventas mil barriles/día (*) 2012 X Diesel Gasolina Oleo combustible (6) Nafta GLP Combustible de aviación Otros Total de derivados Alcoholes, nitrogenados y otros (7) Gas natural Total mercado nacional Exportación (7) Ventas internacionales (5) Total mercado internacional (6) Total El volumen de ventas en el mercado interno aumentó el 7% en el período de nueve meses septiembre de 2012 en comparación con en el período de nueve meses 2011, principalmente debido al: 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 2011; Oleo 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 de la demanda 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. 13

14 LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL Efectivo y equivalentes al efectivo Efectivo y equivalentes al efectivo totalizaron U.S.$ millones al 30 de 2012, comparados con los U.S.$ millones al 31 de diciembre de El efectivo neto generado por las actividades operativas disminuyó de U.S.$ millones en el período de nueve meses 2011 para U.S.$ millones en el período de nueve meses Excluyéndose los efectos de la apreciación del dólar estadounidense, el efectivo neto generado por las actividades operativas se mantuvo estable, 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 y equivalentes al 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 neto utilizado por las actividades de inversión aumentó de U.S.$ millones a U.S.$ millones, siendo la mayor parte dedicada a los segmentos de Exploración & Producción (U.S.$ millones) y Abastecimiento (U.S.$9.515 millones). Los recursos obtenidos a través de captaciones (U.S.$ millones) juntamente con el efectivo generado por las actividades operativas (U.S.$ millones) suplió parte de las necesidades de capital de la Compañía para inversiones, amortización de deudas y pago de dividendos, por consiguiente, U.S.$4.191 millones de nuestro efectivo y equivalentes al efectivo fueron utilizados. Las disponibilidades ajustadas 17 ascendieron a U.S.$ millones en 30 de 2012, comprendiendo títulos públicos federales con vencimientos superiores a 90 días de U.S.$ millones, el 23% superior al saldo al 31 de diciembre de 2011 (U.S.$8.948 millones). US$ millones Efectivo y equivalentes al efectivo Títulos públicos federales Disponibilidades ajustadas 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 2012, las disponibilidades ajustadas incluyen el monto de US$2.983 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. 14

15 Inversiones consolidadas US$ millones 2012 % 2011 % % Exploración & Producción Abastecimiento (8) Gas & Energía (18) Internacional Exploración & Producción Abastecimiento (36) Gas & Energía (90) Distribución Otros (56) Distribución Biocombustible (88) Corporativo Total gastos de capital e 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 el período de nueve meses 2012, invertimos un total de U.S.$ 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. 15

16 Endeudamiento consolidado US$ millones % Endeudamiento de corto plazo (25) Endeudamiento de largo plazo Total Efectivo y equivalentes al efectivo (22) Títulos públicos federales (vencimiento superior a 90 días) Disponibilidades ajustadas (7) Endeudamiento neto Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 28% 24% 4 Pasivo total neto Estructura de capital (Capital de terceros neto / pasivo total neto) 42% 39% 3 Índice de endeudamiento neto/ebitda 2,27 1,47 54 En 30 de 2012, el endeudamiento neto del Sistema Petrobras en dólares estadounidenses aumentó el 20% con relación al 31 de diciembre de 2011, como resultado de captaciones a largo plazo, de las reducciones del efectivo y equivalentes al efectivo y del impacto de 7,6% de la apreciación del dólar estadounidense contra el Real. Endeudamiento Bruto Total Endeudamiento de Corto Plazo 8% Endeudamiento de Largo Plazo 92% Apertura por categoría "Notes" 33% Instituciones Financieras 28% Debentures 1% BNDES 26% Apertura por moneda Otros 5% Notas de Crédito a la Exportación 7% 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 - U.S.$ millones Endeudamiento Neto Disponibilidades Ajustadas Incluye arrendamientos mercantiles financieros (deuda a corto plazo: US$21 millones al 30 de 2012 y US$44 millones al 31 de diciembre de 2011; deuda a largo plazo: US$92 millones al 30 de 2012 y US$98 millones al 31 de diciembre de 2011). 19 Nuestro 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 efectivo y equivalentes al efectivo e inversiones financieras. 16

17 ESTADOS CONTABLES Estado del Resultado Consolidado US$ millones 3T T T Ingresos de ventas (27.459) (26.502) (26.566) Costos de ventas (79.920) (72.955) Utilidad bruta Ingresos (gastos) (1.248) (1.197) (1.414) Ventas (3.776) (4.013) (1.252) (1.272) (1.334) Administrativos y generales (3.768) (3.824) (637) (1.740) (479) Costos de exploración (2.949) (1.796) (289) (219) (410) Investigación y desarrollo (801) (1.035) (85) (86) (100) Tributarios (255) (316) (1.164) (954) (1.098) Otros ingresos y gastos operativos, netos (3.386) (3.465) (4.675) (5.468) (4.835) (14.935) (14.449) Utilidad neta antes del resultado financiero e de los impostos Ingresos financieros (540) (444) (307) Gastos financieros (1.473) (895) (225) (3.654) (4.005) Variaciones monetarias y cambiarias (3.803) (2.557) (281) (3.263) (3.193) Resultado financiero neto (3.281) (146) 95 (217) (243) Participación en inversiones (45) (791) Utilidad antes de los impostos (1.276) (162) (763) Impostos sobre la renta (3.104) (5.200) (953) Utilidad/(pérdida) neta Utilidad/(pérdida) neta atribuible: (685) A los accionistas de Petrobras (268) (645) A los accionistas no controlantes (113) (228) (953)

18 Balance General Consolidado ACTIVO US$ millones Activos corrientes Efectivo y equivalentes al efectivo Títulos y valores mobiliarios Cuentas por cobrar Bienes de cambio Impostos y tasas a recuperar Otros Activos no corrientes Realizables a largo plazo Cuentas por cobrar Títulos y valores mobiliarios Depósitos restringidos por procesos legales y garantías Impostos diferidos Adelantos a proveedores Otros Inversiones Propiedad, planta y equipo Intangibles Total de activos PASIVO US$ millones Pasivos corrientes Endeudamiento de corto plazo Proveedores Impostos a pagar Dividendos a pagar Sueldos y cargas sociales Obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación pensión y salud Otros Pasivos no corrientes Endeudamiento de largo plazo Impostos diferidos Obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación pensión y salud Provisión para desmantelamiento de áreas Provisión para procesos judiciales Otros Patrimonio neto Capital realizado Reservas/Utilidad neta del período Participación de los accionistas no controlantes Total de pasivos y patrimonio neto

19 Estado de los Flujos de Efectivo Consolidado US$ Millones 3T T T (685) Utilidad/(pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (+) Ajustes: Depreciación, agotamiento y amortización Variaciones cambiarias y monetarias y cargas financieras (268) (645) Participación de los accionistas no controlantes (113) (228) (95) Participación en inversiones 45 (177) (18) Pérdidas (ganancias) en la enajenación de activos no corrientes (274) (558) Impostos diferidos, netos Baja de pozos secos Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment (648) (557) (660) Bienes de cambio (1.913) (4.594) (209) (347) (760) Cuentas por cobrar (649) (2.057) Proveedores Obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación pensión y salud (701) (930) (807) Impostos a pagar (1.282) (1.074) 181 (607) (759) Otros activos y pasivos (992) (1.074) (=) Efectivo neto generado por las actividades operativas (8.045) (10.276) (8.073) ( ) Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión (28.117) (25.486) (9.748) (9.943) (10.740) Inversiones en segmentos de negocio (29.068) (29.345) (333) Inversiones en títulos y valores mobiliarios (4.667) (=) Flujo de efectivo neto (5.904) (2.775) (2.578) ( ) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades de financiación Captaciones (3.396) (3.669) (3.074) Amortizaciones de principal (9.096) (7.056) (1.501) (981) (1.803) Amortizaciones de intereses (3.807) (3.651) (7) (2.042) (1.462) Dividendos a pagar (3.272) (5.092) Adquisición de participación de accionistas no controlantes (41) (1.438) (2.743) (+) Efecto de variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes al efectivo (1.017) (1.594) (=) Aumento (disminución) netos en efectivo y equivalentes al efectivo en (8.880) (4.060) el periodo (4.191) (17) 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.14). 19

20 Estado Consolidado del Resultado por Segmento de Negocio 2012 US$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA Ingresos de ventas (88.647) Intersegmentos (88.647) Terceros Costos de ventas (25.039) (98.623) (6.668) (346) (27.183) (10.640) (79.920) Utilidad bruta (9.909) (18) (68) Ingresos (gastos) (4.266) (3.452) (841) (86) (1.653) (1.047) (3.722) 132 (14.935) Ventas, administrativos y generales (387) (2.424) (708) (49) (1.629) (673) (1.806) 132 (7.544) Costos de exploración (2.742) (207) (2.949) Investigación y desarrollo (376) (158) (19) (27) (1) (220) (801) Tributarios (41) (49) (30) (1) (10) (68) (56) (255) Otros ingresos y gastos operativos, netos (720) (821) (84) (9) (13) (99) (1.640) (3.386) Utilidad (pérdida) neta antes del resultado financiero e de los impostos (13.361) 802 (104) (3.722) Resultado financiero neto (3.281) (3.281) Participación en inversiones (1) (153) 119 (34) 1 25 (2) (45) Utilidad antes de los impostos (13.514) 921 (138) (7.005) Impostos sobre la renta (9.170) (271) 36 (336) (883) (21) (3.104) Utilidad/(pérdida) neta (8.973) 650 (102) (4.005) Utilidad/(pérdida) neta atribuible: A los accionistas de Petrobras (8.973) 618 (102) (3.798) A los accionistas no controlantes (4) (207) (113) (8.973) 650 (102) (4.005) US$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA Ingresos de ventas (88.468) Intersegmentos (88.468) Terceros Costos de ventas (23.926) (91.782) (4.020) (259) (30.534) (9.787) (72.955) Utilidad bruta (2.043) (32) (1.115) Ingresos (gastos) (3.105) (3.075) (1.156) (82) (1.866) (1.567) (3.733) 135 (14.449) Ventas, administrativos y generales (364) (2.392) (802) (47) (1.800) (697) (1.827) 92 (7.837) Costos de exploración (1.549) (247) (1.796) Investigación y desarrollo (571) (170) (58) (9) (4) (223) (1.035) Tributarios (33) (35) (54) (1) (21) (71) (101) (316) Otros ingresos y gastos operativos, netos (588) (478) (242) (25) (41) (552) (1.582) 43 (3.465) Utilidad (pérdida) neta antes del resultado financiero e de los impostos (5.118) (114) (3.733) (980) Resultado financiero neto (146) (146) Participación en inversiones (48) Utilidad antes de los impostos (5.166) (110) (3.877) (980) Impostos sobre la renta (9.554) (732) 39 (284) (132) (5.200) Utilidad/(pérdida) neta (3.437) (71) (489) (634) Utilidad/(pérdida) neta atribuible: A los accionistas de Petrobras (3.429) (71) (254) (634) A los accionistas no controlantes (10) (8) 8 17 (235) (228) (3.437) (71) (489) (634)

21 Estado del EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio 2012 US$ Millones GAS E&P ABAST. & ENERGÍA BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Utilidad/(pérdida) neta (8.973) 650 (102) (4.005) Depreciación, agotamiento y amortización Resultado financiero neto Participación en inversiones (119) 34 (1) (25) 2 45 Impostos sobre la renta (4.541) 271 (36) (3.000) EBITDA Ajustado (11.857) (89) (3.459) US$ Millones GAS E&P ABAST. & ENERGÍA BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Utilidad/(pérdida) neta (3.437) (71) (489) (634) Depreciación, agotamiento y amortización Resultado financiero neto Participación en inversiones 48 (192) (4) (4) (23) (2) (177) Impostos sobre la renta (1.729) 732 (39) (3.388) (346) EBITDA Ajustado (4.030) (96) (3.494) (980) Reconciliación entre el EBITDA Ajustado y la Utilidad Neta (US$ millones) 3T T T12 X 2T12 3T X (953) (392) Utilidad/(pérdida) neta (58) Depreciación, agotamiento y amortización (484) (835) (42) (1.119) Ingresos financieros (1.995) (3.306) (40) Gastos financieros (94) Variaciones monetarias y cambiarias (95) 217 (144) 243 Participación en inversiones 45 (177) (125) Impostos sobre la renta (40) EBITDA Ajustado (26) EL EBITDA Ajustado no es una medida de IFRS y probablemente no es comparable con los indicadores bajo la misma denominación informados por otras compañías. El EBITDA Ajustado no debe ser considerado como un sustituto de la utilidad operativa o como una mejor medida de liquidez que el flujo de efectivo operativo, ambos calculados de acuerdo con el IFRS. 21

22 Otros Ingresos (Gastos) Operativos por Segmento 2012 US$ Millones E&P ABAST. GAS & ENERGÍA BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Planes de pensión y salud (794) (794) Paradas no programadas y gastos pre operativos (434) (76) (70) (23) (11) (614) Ajustes al valor de mercado de los bienes de cambio (9) (202) (8) (336) (1) (556) Relaciones institucionales y proyectos culturales (29) (30) (5) (35) (13) (418) (530) Pérdidas y contingencias con procesos judiciales (62) (207) (28) (25) (82) (116) (520) Acuerdos colectivos de trabajo (173) (100) (15) (23) (6) (114) (431) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (20) (75) (3) (30) (88) (216) Gastos operativos con termoeléctricas (83) (83) Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment (1) (1) Incentivos, donaciones y subvenciones gubernamentales (1) 360 Gastos/resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P Resultados con enajenaciones y bajas de activos (9) (35) (3) Otros (85) (120) 112 (1) (95) (84) (720) (821) (84) (9) (13) (99) (1.640) (3.386) 2011 US$ Millones E&P GAS ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. ENERGÍA CORP. ELIMIN. TOTAL Planes de pensión y salud (716) (716) Paradas no programadas y gastos pre operativos (360) (36) (46) (154) 6 (590) Ajustes al valor de mercado de los bienes de cambio 4 (92) (15) (292) (395) Relaciones institucionales y proyectos culturales (28) (21) (4) (41) (8) (471) (573) Pérdidas y contingencias con procesos judiciales (49) (28) (5) (34) (16) (109) (241) Acuerdos colectivos de trabajo (132) (62) (14) (11) (145) (364) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (36) (57) (4) (47) (132) (276) Gastos operativos con termoeléctricas (112) (112) Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment (1) (2) (3) Incentivos, donaciones y subvenciones gubernamentales Gastos/resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P (79) (79) Resultados con enajenaciones y bajas de activos (28) (9) (29) (56) (37) (159) Ganancias con procesos judiciales y arbitrales Otros (152) (293) (78) (10) (188) 43 (610) (588) (478) (242) (25) (41) (552) (1.582) 43 (3.465) 22

23 Activos Consolidados por Segmento termina do el 30 de 2012 US$ Millones GAS E&P ABAST. & ENERGÍA BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Total de activos (6.647) Activos corrientes (6.268) Activos no corrientes (379) Realizables a largo plazo (379) Inversiones Propiedad, planta y equipo Intangibles Ejercício concluído al 31 de diciembre de 2011 US$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA Total de activos (7.605) Activos corrientes (7.269) Activos no corrientes (336) Realizables a largo plazo (336) Inversiones Propiedad, planta y equipo Intangibles

24 Estado de Resultado Consolidado del Área Internacional E& P ABAST. Internacional US$ Millones GAS & ENERGÍA DISTRIB. CORP. ELIMIN. TOTAL Estado del resultado ( septiem bre de 2012) Ingre sos de ventas (1.667) Intersegmentos (1.667) Terceros Utilidad/ (pérdida) neta antes del resultado financiero e de los impostos (123) (225) Utilidad/(pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (117) (325) Internacional US$ Millones E& P ABAST. GAS & ENERGÍA DISTRIB. CORP. ELIMIN. TOTAL Estado del resultado ( septiem bre de 2011) Ingre sos de ventas (1.654) Intersegmentos (1.663) Terceros Utilidad/ (pérdida) neta antes del resultado financiero e de los impostos (59) (321) Utilidad/(pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras (55) (301) Activos Consolidados por Segmento de Negocio Internacional Internacional US$ Millones E&P ABAST. GAS & ENERGÍA DISTRIB. CORP. ELIMIN. TOTAL Total de activos en 30 de (2.160) Total de activos en 31 de diciembre de (2.306)