Ganancia Neta T T T-2009

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1 PETROBRAS DIVULGA RESULTADO DEL TERCER TRIMESTRE DE 2009 (Río de Janeiro 13 de noviembre de 2009) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. Petrobras divulga hoy sus resultados consolidados expresados en millones de Reales, según los principios contables generalmente aceptados en Brasil y normas emitidas por la Comisión de Valores Mobiliarios (CVM). Con el fin de facilitar la comparación, las informaciones contables del período terminado en 2008 también están ajustadas a las prácticas contables determinadas en las Leyes /07 y / 09. La ganancia neta consolidada del 3T-2009 alcanzó R$ millones, reflejando la reducción del precio del diesel y de la gasolina a partir de junio/2009, el cambio de los precios de las commodities y la valorización del cambio, en relación al 3T-2008 y el gasto extraordinario con el acuerdo con la ANP (Agencia Nacional de Petróleo) y con pérdidas cambiarias sobre los activos en el exterior. Contribuyeron para el desempeño de las ganancias en relación al 2T-2009, la reducción del precio del diesel y de la gasolina, la mejora de los precios del petróleo de los demás productos derivados, la menor pérdida cambiaria sobre los activos en el exterior y el gasto extraordinario con participación especial. En el período ene-sep/2009, la ganancia neta consolidada fue de R$ millones, reflejando la reducción de los precios de venta, las pérdidas cambiarias sobre los activos en el exterior, el gasto extraordinario con participación especial y el beneficio fiscal sobre los intereses sobre el capital propio. La generación de efectivo en caja operativo, en el período de ene-sep/2009 (EBITDA) disminuyó en comparación a 2008, ascendiendo a R$ millones (R$ millones en 2008) en virtud principalmente de la reducción del 10% del precio promedio de ventas en el país. La producción total de petróleo y gas natural alcanzó el promedio de mil barriles día, debido a la entrada en operación de nuevas plataformas. La evolución de los negocios de la Compañía y sus perspectivas llevaron su valor de mercado a R$ millones al Ganancia Neta T T T-2009 La producción total de petróleo y gas natural, aumentó el 5% cuando comparamos el período de ene-sept/09 con el mismo período de El aumento de la producción de las plataformas P-52 y P-54 (Roncador), juntamente con la entrada en operación de las plataformas P-53 (Marlim Leste), P-51 (Marlim Sul), FPSO - Cidade de Niterói (Marlim Leste) y FPSO Cidade de São Vicente (TLD Tupi) superaron la declinación natural de los campos maduros. En el período de ene-sep/2009 se invirtieron R$ millones, principalmente en la ampliación de la capacidad futura de producción de petróleo y gas natural en el país, prioridad de nuestras inversiones. Se destacan los recursos destinados a los segmentos de Abastecimiento, Gas y Energía e Internacional, priorizándose las inversiones en las refinerías en Brasil, en la malla de gasoductos en el país y en los negocios de distribución en Chile. Este documento está estructurado en 5 tópicos: SISTEMA PETROBRAS Índice PETROBRAS Índice Desempeño Financiero 03 Estados Contables 35 Desempeño Operativo 10 Apéndices 24 Estados Contables 27

2 Comentarios del Presidente, Sr. José Sergio Gabrielli de Azevedo Estimados accionistas e inversores: El expresivo resultado obtenido en el tercer trimestre de 2009 refleja la solidez de los negocios de la compañía, su capacidad para enfrentar las fuertes fluctuaciones económicas habidas en el último año y proporciona confianza en este momento en el que nos preparamos para los grandes cambios que podrán surgir debido al nuevo marco regulatorio del modelo de explotación y producción que está en discusión en Brasil. El Congreso Nacional de Brasil discute un importante cambio en la reglamentación del sector del petróleo en el que Petrobras pasaría a tener un papel aún más significativo. Los proyectos de ley en discusión incluyen, entre otros asuntos, la posibilidad de capitalización de la compañía, acceso por medio de la cesión onerosa de hasta cinco mil millones de petróleo equivalente y la función de operador exclusivo, con una participación mínima del 30% de todas las áreas del pre-sal que se licitarán en el futuro en el modelo de producción compartida. Conscientes de la magnitud y de la importancia de la operación de capitalización para Petrobras, estamos preparándonos para realizarla de forma totalmente justa y transparente. Para ello, Petrobras ha participado en diversos foros de discusión, recibido sugerencias y perfeccionado sus instrumentos de gobierno corporativo, reforzando que todos los derechos se preservarán y respetarán para que esta operación fortalezca a la compañía y el mercado de capitales nacional e internacional. Al trabajar enfocándose en el control de costos y en la eficiencia operativa, nuestros resultados en este tercer trimestre han sido sostenidos, principalmente, por el crecimiento de la producción de petróleo y derivados, delante de un escenario de reducción de precios en el mercado interno. La producción de petróleo en Brasil ha aumentado el 5% en relación al mismo período del año anterior y la recuperación de la economía brasileña ha asegurado un crecimiento del 2% en las ventas de productos derivados. A pesar de la reducción del 18% en el precio promedio de venta de los derivados, la ganancia neta solamente disminuyó el 13% sin considerar el impacto puntual negativo de R$ 2,1 mil millones por el pago de cobro adicional de participación especial del Campo de Marlim debido al acuerdo con la Agencia Nacional do Petróleo - ANP. En el campo operativo, destacamos la continuidad de los esfuerzos de explotación en el pre-sal de la Cuenca de Santos. Realizamos el anuncio de estimativas de volúmenes recuperables de 1,1 a 2 mil millones de petróleo equivalente en el área de Guará. Adicionalmente, hemos observado una excelente productividad estimada en barriles de petróleo por día en este pozo, reafirmando de tal forma nuestra confianza en el potencial y en la viabilidad técnica y económica de esa nueva frontera. Para mantener nuestro crecimiento y asegurar los equipos e infraestructura necesarios para el desarrollo de nuestras reservas, invertimos R$ 18 mil millones en el trimestre, principalmente en el área de explotación y producción. Entre las estrategias adoptadas está la licitación de 28 nuevas sondas de perforación para explotación en aguas ultra-prefundas, que se construirán en Brasil. Estas grandes inversiones tienen como base nuestra fuerte generación de efectivo en caja (EBITDA R$ 14 mil millones) en el trimestre y diversas opciones de crédito a las que tiene acceso Petrobras. Por ejemplo, la captación de US$ 4 mil millones en títulos en el mercado internacional realizada en octubre representó la mayor emisión de una empresa brasileña, con demanda 3 veces superior a su volumen final y demuestra la gran confianza del inversor en la dirección de nuestros negocios y en el potencial para la generación de resultados futuros. Al divulgar tan expresivos resultados operativo y financieros, no podría dejar de mencionar la conquista, por el cuarto año consecutivo, del derecho de participar en la composición del Índice Dow Jones de Sostenibilidad (DJSI), el más importante índice mundial de sostenibilidad y que se utiliza como parámetro para el análisis de los inversores responsables en términos sociales y ambientales. La permanencia en el índice refleja el reconocimiento del compromiso de la empresa en regir todas sus actividades y operaciones en los aspectos sociales y ambientales, minimizando sus impactos sobre la sociedad y el medio ambiente. 2

3 Desempeño Financiero Ganancia Neta e Indicadores Económicos Consolidados Petrobras obtuvo una ganancia neta consolidada en el período de ene-sep/2009 de R$ millones, el 22% inferior a la ganancia verificada en el período ene-sep/ º Trimestre Período Ene-Sep 2T % % (18) Ingreso operativo bruto (16) (20) Ingreso operativo neto (17) (6) Ganancia bruta (6) (17) Ganancia operativa (1) (14) (2.461) Resultado financiero (2.604) 724 (460) (26) Ganancia neta (22) 0,88 0,83 1,12 (26) Ganancia neta por acción 2,38 3,05 (22) (2) Valor de Mercado (Controlante) (2) Margen bruto (%) Margen operativo (%) (1) Margen neto (%) (1) (8) EBITDA (2) (6) Indicadores Económicos y Financieros (41) Petróleo Brent (US$/bbl) (49) 2,07 1,87 1,67 12 Dólar Promedio de Venta (R$) 2,08 1, ,95 1,78 1,91 (7) Dólar Final de Venta (R$) 1,78 1,91 (7) (1) (2) Ganancia operativa antes del resultado financiero, de la equivalencia patrimonial y de los impuestos. Ganancia operativa antes del resultado financiero y de la equivalencia patrimonial + devaluación/amortización. 3º Trimestre Período Ene-Sep 2T % % (23) Ganancia Operativa conforme Ley de las S.A (22) (707) (2.595) (73) (-) Resultado Financ eiro (724) (460) (373) (310) 308 (201) (-) Resultado de la Equivalencia Patrimonial (312) (232) (17) Ganancia Operativa (14) Depreciación/Amortización (8) EBITDA (6) Margen EBITDA (%) El EBITDA no es un indicador calculado de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Brasil y, posiblemente, no puede servir de base de comparación con indicadores con el mismo nombre presentados por otras empresas. El EBITDA no se puede considerar como un indicador sustituto para medir la ganancia operativa, ni tampoco como una mejor forma de medición de la liquidez y del flujo de efectivo de las actividades operativas. El EBITDA es una información adicional de la capacidad de pago de las deudas, del mantenimiento de inversiones y de la capacidad de cubrir necesidades de capital de trabajo. 3

4 Desempeño Financiero A continuación, detallamos el comportamiento de los diversos componentes de la Ganancia Neta Consolidada: Reducción de la ganancia bruta en R$ millones: (1) Gastos con cabotaje, terminales y ductos. 4

5 Desempeño Financiero Aumento en los gastos operativos (R$ millones), destacándose: Ventas (R$ 356 millones), fruto del aumento de las exportaciones y operaciones de trading además de la inclusión de las actividades de la NSS (Japón) y de Alvo y, también, R$ 139 millones en función de la valorización del dólar promedio en el 23,5%; Generales y Administrativos (R$ 470 millones), debido al aumento de gastos con plantilla de personal (R$ 187 millones), en función del aumento de la fuerza de trabajo, el Acuerdo Colectivo de Trabajo ACT 2008/2009 y al proceso de avance de nivel y ascenso 2008, atenuados por los menores gastos con formación y perfeccionamiento de personal. También contribuyó con el aumento el efecto cambiario negativo (R$ 148 millones) debido a la valuación del dólar promedio en 23,5% y los mayores gastos con servicios de terceros (R$ 74 millones), destacándose el procesamiento de datos, atenuado por la reducción, a partir de la política de optimización de costos, en gastos de viajes, materiales, homenajes, obsequios y servicios generales. También debemos destacar, los gastos originados por la incorporación de nuevas empresas (R$ 47 millones), destacándose las operaciones en Chile y Japón, además de Alvo; Costos de Explotación (R$ 473 millones), relativos a gastos con geología y geofísica en el país (R$ 414 millones), debido a la intensificación del programa de inversión de la Compañía, y a haber dado de baja pozos secos o sin viabilidad económica (R$ 128 millones). Estos efectos fueron atenuados por la reducción en los gastos con geología y geofísica en el exterior (R$ 109 millones); y Otros Gastos Operativos (R$ millones), en virtud del reconocimiento, en septiembre/2009, de la participación especial del campo de Marlim, conforme acuerdo entre Petrobras y ANP (R$ millones) y de la pérdida con la desvalorización de las commodities (R$ 298 millones). Estos efectos fueron parcialmente atenuados por la reducción de gastos con relaciones institucionales, proyectos culturales y multas contractuales y reglamentarias (R$ 555 millones), provisión de la interjornada y sobreaviso negociada en el Acuerdo Colectivo de Trabajo - ACT 2008/2009 (R$ 134 millones), además de los ingresos con incentivo fiscal sobre la ganancia de la explotación en las áreas de interés de SUDAM y SUDENE, debido a la inclusión de nuevas unidades beneficiadas. Reducción en el gasto con Investigación y desarrollo (R$ 148 millones), como consecuencia de la reducción de la provisión destinada a la contratación de proyectos de instituciones acreditadas por la ANP (R$ 276 millones), debido al reducción de los precios del petróleo, que afecta la base para la determinación de la inversión mínima en investigación. Este efecto fue parcialmente compensado por el aumento con servicios de terceros (R$ 195 millones). 5

6 Desempeño Financiero Efecto negativo en el resultado financiero (R$ millones), debido principalmente a las pérdidas cambiarias sobre los activos netos en Dólar y al resultado con las operaciones de hedge, conforme se detalla a continuación: Ene-Sep/2009 Ene-Sep/2008 Variación Efecto Cambiário sobre Endeudamiento Neto (57) Variación Monetária sobre Financiaciones (1) (257) Gastos Financieros Netos (2.156) (1.477) (679) Resultado operativo sobre endeudamiento neto (1.791) Variación Cambiária sobre utilización de Recursos em el Exterior via Controladas y SPE (3.955) (5.880) Hedge sobre operaciones comerciales y financieras (280) 137 (417) Títulos y Valores Mobiliários Otros gastos y receitas financieras netas Otras variaciones cambiárias y monetárias netas (58) (2) (56) Resultado Financiero Neto (2.604) 724 (3.328) (1) Incluye variación monetaria sobre financiaciones en moneda nacional parametrizada a la variación del dólar. Mayor resultado con inversiones en coligadas (R$ 80 millones) del sector petroquímico, superando la provisión para pérdida sobre la inversión en la Refinería de Pasadena y la ganancia con la reestructuración societaria de las inversiones en el sector petroquímico en Efecto negativo en la participación de los accionistas no controlantes (R$ millones), debido al resultado obtenido en las SPE, debido al efecto cambiario sobre sus deudas. 6

7 Desempeño Financiero A continuación detallamos el comportamiento de los diversos componentes de la Ganancia Neta Consolidada: Reducción de la ganancia bruta en R$ millones: Análize de la Ganancia Bruta - Principales Factores Ingreso Neto Variación 3T-2009 x 2T Costo de las Ventas Ganancia Bruta. Mercado Interno: - efecto de los volúmenes vendidos (1.931) efecto de los precios (2.682) (2.682). Mercado Externo: - efecto de los volúmenes e xportados 227 (535) (308) - efecto de los precios de exportaciones (Aumento) reducción de los Gastos: (*) (526) (526). Aumento (reducción) de la rentabilidad del segmento de Distribución 344 (146) 198. Aumento (reducción) de la rentabilidad de las operaciones de trading (125) (211) (336). Aumento (reducción) de las ventas internaciona les (1.295) 206. Efecto del cambio de las controladas en el exterior (707) 559 (148). Otros 411 (316) (4.401) (1.129) (*) Composición de la variación de los gastos: - importaciones de petróleo, d erivados y gas - participaciones gubernamentales en el país - productos no petrolíferos, incluyendo alcohol, biodiesel y otros - transportes maritimos y dutoviários (1) - sueldos, ventajas y cargos - materiales, servicios, alquileres y depreciaci ón - servicios de terceros - generación y adq uisición del energía para comercialización Valor (1.228) (553) (2) (526) (1) Gastos con cabotaje y terminales y ductos. 7

8 Desempeño Financiero En función del período de permanencia de los productos en existencias, de 60 días en promedio, el comportamiento de las cotizaciones internacionales del petróleo y derivados, así como del cambio sobre las importaciones y las participaciones gubernamentales no influye totalmente en el costo de las ventas del período, realizándose por completo solamente en el período subsecuente. El cuadro a continuación demuestra la estimativa de los efectos en el costo de las ventas: 2T-09 3T-09 (*) Efecto costo promedio en el CPV () ( ) aumento del CPV US$ / bbl Evolução do Brent Evolución del Brent T09 2T09 3T09 (*) El efecto de la realización de existencias formadas a costos unitarios más bajos en períodos anteriores fue mayor en el 3T-2009 en relación al 2T , generando un efecto positivo en la comparación del CPV entre los trimestres, compensando, en parte, el aumento en el costo de las ventas en el período. Además del comportamiento de las cotatizaciones internacionales del petróleo y sus derivados y del cambio, los efectos demonstrados también, decurren, todavía que en menor intensidad, de factores tales como concentración de operaciones al longo de los trimestres (producción, importación, ventas) volumen de las existencias y evolución de otras naturalezas de las ganancias (personal, materiales, servicios, agotamiento de los campos de petróleo, depreciación de los equipos, etc.) Aumento de R$ millones en los siguientes gastos operativos: Generales y Administrativos (R$ 132 millones), debido al aumento de gastos con servicios de ingeniería, llevando en consideración la ampliación de las operaciones de la compañía y de gastos con formación y perfeccionamiento de personal; y Otros Gastos Operativos (R$ millones), debido al reconocimiento, en septiembre/2009, de la participación especial del campo de Marlim, conforme acuerdo entre Petrobras y ANP (R$ millones). 8

9 Desempeño Financiero Aumento en el resultado financiero (R$ millones), debido a la ganancia cambiaria sobre los activos netos en Dólar y por el efecto positivo de la variación monetaria sobre las financiaciones, conforme se detalla en el cuadro a continuación: COMPOSIÇÃO DO RESULTADO FINANCEIRO TRIMESTRAL: 3T T-2009 Variación Efecto Cambiário sobre Endeudamiento Neto (763) Variación Monetária sobre Financiaciones (1) Gastos Financieros Netos (753) (565) (188) Resultado operativo sobre endeudamiento neto Variación Cambiária sobre Utilización de Recursos en el Exterior via Controladas y SPE (713) (2.823) Hedge sobre operaciones comerciales y financieras 134 (399) 533 Títulos y Valores Mobiliários (62) Otros Gastos y Receitas Financieras Netas (73) (67) (6) Otras Variaciones Cambiárias y Monetárias Netas Resultado Financiero Neto 707 (2.461) (1) Incluye variación monetaria sobre financiaciones en moneda nacional parametrizada a la variación del dólar. Efecto positivo en la participación de los accionistas no controlantes (R$ 949 millones), debido al menor ganancia cambiaria sobre las deudas de las SPE y controladas. 9

10 Desempeño Operativo Indicadores Físicos (*) 3º Trimestre Período Ene-Sep 2T % % Exploración y Producción - Mil Barriles/día Produção Nacional Petróleo y LGN (3) Gas Natural ( 1) (1) Total Produção Internacional Consolidada Petróleo y LGN (6) Gas Natural ( 1) (4) Total (29) Producción Internacional no Consolidada (2) (21) Producción Total Internacional Producción total (1) No incluye gas licuado y incluye gas reinyectado. (2) Empresas no consolidadas en Venezuela. Refinación, Transporte y Abastecimiento - Mil Barriles/día Importación de petróleo (23) Importación de derivados (29) (8) Importación de petróleo y derivados (11) Exportación de petróleo (3) Exportación de derivados (3) (1) Exportación de petróleo y derivados (3) (36) (339) Exportación (import.) neta de petróleo y derivados (23) Importación de gas y otros (23) (33) Exportación otros (3) 1 4 (75) Producción de derivados Brasil Internacional Capacidad instalada de procesamiento primario Brasil (4) Internacional Utilización (%) de la capacidad nominal Brasil Internacional Participación del oleo nacional en la carga procesada % (3) Los volúmenes de exportaciones de petróleo y derivados incluyen exportaciones en marcha. (4) Según la propiedad reconocida por la ANP. Volumen de ventas - Mil Barriles/día (4) Diesel (5) (8) Gasolina (2) (10) Oleo combustible (6) Nafta (1) GLP (1) QAV Otros Total derivados (1) Alcohol, nitrogenados, biodiesel y otros (28) Gas natural (27) (2) Total del mercado interno (4) Exportación (8) Ventas Internacionales (5) Total del mercado externo (1) Total general (1) (*) No revisado por los auditores independientes. 10

11 Desempeño Operativo Indicadores de Precios y Costos (*) 3º Trimestre Período Ene-Sep 2T % % Precio Promedio de Realización de Derivados Básicos 160,79 152,65 187,02 (18) Mercado Interno (R$/bbl) 158,82 176,38 (10,0) Precio Promedio de venta - US$ por bbl Brasil (5) 48,68 64,00 100,58 (36) Petróleo (US$/bbl) 48,48 97,51 (50) 23,85 19,66 51,01 (61) (6) Gas Natural (US$/bbl) 25,01 42,63 (41) Internacional 48,92 57,16 68,74 (17) Petróleo (US$/bbl) 49,24 69,19 (29) 11,23 12,30 15,67 (22) Gas Natural (US$/bbl) 12,08 16,82 (28) (5) Promedio de las exportaciones y de los precios internos de transferencia del E&P para el Abastecimiento. (6) Precio interno de transferencia del E&P para el Gas y Energia. Costos - US$/barril Costo de extracción de petróleo (lifting cost): Brasil 8,72 9,02 10,21 (12) sin participación gubernamental 8,53 9,60 (11) 19,50 22,86 30,27 (24) ccon participación gubernamental 19,06 28,77 (34) 4,78 (9) 5,60 5,12 9 Internacional 4,95 (7) 4,51 10 Costo de refinación 3,07 3,37 3,46 (3) Brasil 3,02 3,53 (14) 5,92 (8) 3,51 6,40 (45) Internacional 4,65 (8) 5,96 (22) (13) Overhead Corporativo (US$ millones) - Controlante (19) Costos - R$/barril Costo de extracción de petróleo (lifting cost ): Brasil 17,58 16,84 17,61 (4) sin participación gubernamental 17,44 16, ,86 41,62 54,40 (23) ccon participación gubernamental 38,28 49,68 (23) Costo de refinación 6,34 6,27 5,94 6 Brasil 6,17 6,02 2 (7) Revisiones hechas en el lifting cost de la unidad EE.UU. En virtud de la pasaje de la pasaje del huracán Ike y Gustav. (8) Revisiones hechas em el CTOR de la Refinaria en Japon. (9) Revisiones hechas en el lifting cost de la Unidad Nigéria. (*) No revisado por los auditores independientes. 11

12 Desempeño Operativo Explotación y Producción Mil Barriles/día Producción de Petróleo y LGN - País Mil Barriles Día Producción de Petróleo y LGN - Exterior Mil Barriles Día % % 127 Ene-Sep/2008 Ene-Sep/2009 El aumento en la producción de las plataformas P-52 y P-54 (Roncador), juntamente con la entrada en operación de las plataformas P-53 (Marlim Leste), P-51 (Marlim Sul), FPSO - Cidade de Niterói (Marlim Leste) y FPSO Cidade de São Vicente (TLD Tupi), superó la declinación natural de los campos maduros. Producción de Petróleo y LGN - País Mil Barriles Día Ene-Sep/2008 Ene-Sep/2009 La producción internacional de petróleo y LGN, aumentó debido al inicio de producción en julio de 2008 en Nigeria, atenuado por la reducción en Ecuador, debido a la venta de parte de la participación en el Bloque 18. La producción de gas se redujo el 4%, debido a la menor importación de gas boliviano por parte de Brasil, por el menor consumo de las termoeléctricas, en función de la mayor generación de las hidroeléctricas, compensado por el aumento en la participación en Sierra Chata, en Argentina, ocurrida en el 4T % Producción de Petróleo y LGN - Exterior Mil Barriles Día % 2T T-2009 El aumento de la producción de las plataformas P-51 (Marlim Sul) y P-53 (Marlim Leste) superó la declinación natural de los campos maduros. 2T T-2009 La producción internacional de petróleo y LGN, aumentó debido a la entrada en producción del campo de Akpo en Nigeria en marzo/2009, atenuada por la reducción en Colombia debido a la pérdida de participación en el campo de Guando en la Associação Boqueron, juntamente con la reducción en Argentina, debido a la huelga de 20 días en agosto/2009. La producción de gas se redujo el 7% debido a la huelga de 20 días habida en Argentina y porque Brasil importó menos gas de Bolivia. 12

13 Desempeño Operativo Refinación, Transporte y Abastecimiento Mil Barriles/día Carga Fresca Procesada Mil Barriles Día % Costos Lifting Cost (US$/barril) Lifting Cost - US$/Barril Sin Participaciones Gubernamentales 9,60-11% 8,53 Ene-Sep/2008 Ene-Sep/2009 Reducción debido a la menor demanda del mercado en el comienzo del año y a las paradas programadas en unidades de destilación. Carga Fresca Procesada Mil Barriles Día % Ene-Sep/2008 Ene-Sep/2009 Descontándose los efectos de la devaluación del Real, el indicador aumentó el 1%, debido al mayor número de intervenciones en los Campos de Jubarte y Marlim, además de los mayores gastos con personal, en función del aumento de la plantilla, compensados parcialmente por el aumento de la producción. Lifting Cost - US$/Barril Sin Participaciones Gubernamentales 8,72 9,02 +3% 2T T-2009 Aumento debido a la parada programada en la unidad de destilación de RLAM, en el 2T La carga procesada por las refinerías en el exterior aumentó el 16%, debido a la inclusión de la refinería de Japón, adquirida en abril/2008, además del mejor desempeño operativo de la refinería de EE.UU. En el 3T-2009 la carga procesada por las refinerías en el exterior aumentó el 14%, debido a la conclusión de la parada de planta en la refinería del Japón en el trimestre anterior. 2T T-2009 Descontándose los efectos de la valorización del Real, el lifting cost unitario se redujo el 4%, causado, básicamente, por los mayores costos con intervenciones extraordinarias en la Cuenca de Campos en el 2T

14 Desempeño Operativo Lifting Cost - US$/Barril Con Participaciones Gubernamentales 28,77-34% 19,06 Lifting Cost - US$/Barril Internacional 4,51 +10% 4,95 Ene-Sep/2008 Ene-Sep/2009 Ene-Sep/2008 Ene-Sep/2009 La disminución del precio promedio de referencia del petróleo nacional, reflejo de la baja en las cotizaciones internacionales, ocasionó la reducción del indicador. Aumento debido a los mayores gastos con servicios de terceros en Argentina, por revisión de las tarifas en 2S Lifting Cost - US$/Barril Con Participaciones Gubernamentales 22,86 19,50 +17% Lifting Cost - US$/Barril Internacional 4,78 +17% 5,60 2T T T T-2009 Aumento del precio promedio de referencia del petróleo nacional, reflejo de la recuperación de las cotizaciones internacionales y del aumento de la tasa tributable sobre las participaciones gubernamentales, principalmente en los campos de Marlim Sul y Marlim Leste. El aumento se debe a la la alteración del perfil de producción del Área Internacional, con el crecimiento de la extracción offshore en Nigeria, asociado al aumento en los servicios de terceros en Argentina, en función de la intensificación en la intervención de pozos. 14

15 Desempeño Operativo Costo de la Refinación (US$/Barril) Costo de la Refinación - US$/Barril Brasil Costo de la Refinación - US$/Barril Internacional 3,53-14% 3,02 5,96-22% 4,65 Ene-Sep/2008 Ene-Sep/2009 Descontándose los efectos de la devaluación del Real, el indicador aumentó el 4% en función de los mayores gastos con personal y con materiales, principalmente por los reajustes de precios de los catalizadores. Costo de la Refinación - US$/Barril Brasil 3,07 +10% 3,37 Ene-Sep/2008 Ene-Sep/2009 Reducción del 22%, en función de la mayor carga procesada, en la refinería de Pasadena (EE.UU.), después de la parada programada para mantenimiento, realizada en el 1T -2008, juntamente con la inclusión de la refinería de Japón, a partir de abril/2008, contribuyendo con un costo de refinación inferior al promedio del área internacional Costo de la Refinación - US$/Barril Internacional 5,92-41% 3,51 2T T-2009 Descontándose los efectos de la valorización del Real, el indicador permaneció en el mismo nivel del trimestre anterior. 2T T-2009 Menores costos y aumento de la carga procesada debido a las paradas habidas en el 2T-2009 en las refinerías de Pasadena (EE.UU.) y Okinawa (Japón). 15

16 Desempeño Operativo Overhead Corporativo Controlante (US$ millones) Ene-Sep/2008 Overhead Corporativo US$ Millones -19% Ene-Sep/2009 Descontándose los efectos de la devaluación del Real, el overhead corporativo, se redujo el 2% en relación al mismo período del año anterior, reflejando la adopción de política de optimización de costos, destacándose los menores gastos de servicios vinculados a patrocinios, publicidad y propaganda, viajes, materiales, homenajes, obsequios y servicios generales, compensados parcialmente por el aumento de los gastos con procesamiento de datos y plantilla de personal. Volumen de ventas Mil Barriles/día El volumen de ventas en el mercado interno fue el 4% inferior al del período de ene-sept/2008, reflejando las reducciones en la comercialización de diesel y gas natural. Las ventas de diesel sufrieron el impacto de la retracción de la actividad económica, la ausencia de ventas para térmicas del sistema interconectado en 2009, por el aumento del porcentaje de biodiesel del 3% para el 4%, por la reducción de la producción de la cosecha de granos en 2009 y por importaciones de terceros. Las ventas de gas natural se redujeron en función de la desaceleración económica, de la sustitución por petróleo combustible para uso industrial y de la retracción de la demanda térmica, debido a los mayores niveles de los reservorios en el sudeste. Las exportaciones fueron el 12% superiores en relación al mismo período de 2008, especialmente petróleo, debido al crecimiento de la producción. Overhead Corporativo US$ Millones % 2T T-2009 En comparación con el trimestre anterior, el overhead corporativo aumentó el 22%, ya descontados los efectos de la valorización del Real, en función del aumento en los gastos con la plantilla de personal, por el reajuste salarial previsto en el Acuerdo Colectivo 2009/2010, compensados parcialmente por la reducción en los gastos con procesamiento de datos. 16

17 Desempeño Operativo RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO (1) 3º Trimestre Ene-Sep 2T % % (52) EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN (59) (1.838) 212 ABASTECIMIENTO (2.043) (128) 424 GAS Y ENERGÍA 718 (291) DISTRIBUCIÓN (56) 554 INTERNACIONAL (2) (41) 354 (112) (2.840) (982) 445 (321) CORPORATIVO (5.382) (3.230) (67) (1.144) (45) 257 (118) ELIMINACIONES (660) (1.248) (26) GANANCIA NETA CONSOLIDADA (22) (1) Los comentarios sobre los resultados por área de negocio se presentan a partir de la pág. 18 y los estados contables por área de negocio a partir de la pág. 31. (2) En el área de negocio Internacional, la comparación de los períodos sufre la influencia de la variación del cambio, llevando en consideración que todas las operaciones se realizan en el exterior, en Dólares o en la moneda de origen de los países en que cada empresa tiene su sede, pudiendo haber variaciones significativas en Reales, causadas principalmente por los reflejos del comportamiento cambiario. 17

18 Desempeño Operativo RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO Petrobras es una compañía que opera de manera integrada, siendo que la mayor parte de la producción de petróleo y gas proveniente del área de Explotación y Producción se transfiere para otras áreas de la Compañía. Destacamos, a continuación, los principales criterios utilizados en la verificación de resultados por áreas de negocio: a) Ingresos operativos netos: se consideran los ingresos relativos a las ventas realizadas a clientes externos, más las facturaciones y transferencias entre las áreas de negocio, teniendo como referencia los precios internos de transferencia definidos entre las áreas, con metodologías de verificación con base en parámetros de mercado; b) En la ganancia operativa se han incluido además de los ingresos operativos netos, los costos de los productos y servicios vendidos que se calculan por área de negocio, considerando el precio interno de transferencia y los demás costos operativos, así como los gastos operativos efectivamente habidos en cada área; c) El resultado financiero se asigna totalmente al grupo de órganos corporativos; d) Activos: incluyen los activos identificados con cada área. Las cuentas patrimoniales de naturaleza financiera se asignan al grupo de órganos corporativos Resultado Segmento E&P () Parte de esos efectos fue compensada por el aumento del 6% en la producción diaria de petróleo LGN y por la reducción en los costos con participaciones gubernamentales. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent se redujo de US$ 13,51/bbl en el período de ene-sep/2008, para US$ 8,67/bbl en el período de ene-sep/2009. Resultado Segmento E&P () T T-2009 La reducción del resultado se debe al reconocimiento, en septiembre/2009, de los gastos extraordinarios con participación especial (R$ millones). Este factor fue parcialmente compensado por el aumento de las cotizaciones internacionales del petróleo. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent se redujo de US$ 10,11/bbl en el 2T-2009, para US$ 4,27/bbl en el 3T-2009, reflejando la valorización en el mercado internacional de los petróleos pesados, en relación a los leves Ene-Sep/2008 Ene-Sep/2009 La reducción en el resultado reflejó la reducción del precio del petróleo, el reconocimiento, en septiembre/2009, de la participación especial del campo de Marlim, conforme el acuerdo firmado entre Petrobras y ANP (R$ millones) y la intensificación de las actividades en geología y geofísica, lo que generó aumento en los costos de exploración. 18

19 Desempeño Operativo Mayor volumen de ventas de derivados en el mercado interno; Resultado Segmento Abastecimiento () Aumento del precio promedio de realización de las exportaciones y, en el mercado interno, de los derivados indexados a los precios internacionales; y Realización, en el 3T-2009, de existencias formadas a menores costos de adquisición en el trimestre anterior. (2.043) Ene-Sep/2008 Ene-Sep/2009 El mejor resultado fue consecuencia de la reducción de los costos de adquisición/transferencia de petróleo y de importación de derivados, reflejando la reducción de las cotizaciones internacionales del petróleo. Parte de esos factores fue compensada por la reducción del precio promedio de realización de los derivados, reflejando los menores precios de las exportaciones y, en el mercado interno, de los derivados indexados a los precios internacionales. Resultado Segmento Abastecimiento () T T-2009 La reducción del resultado se debió a los siguientes factores: Aumento de los costos de adquisición/transferencia de petróleo y de importación de derivados, reflejando el comportamiento de las cotizaciones internacionales; y Reducción del precio promedio de realización de derivados en el mercado interno, en función de la disminución del precio del diesel y de la gasolina ocurrido en junio/2009. Estos factores fueron parcialmente compensados por lo siguiente: (291) Ene-Sep/2008 Resultado Segmento Gas y Energia () 718 Ene-Sep/2009 El mejor resultado se debe a los siguientes factores: Menores costos en la adquisición de energía en función de la reducción del PLD (precio de liquidación de diferencias); Mayor disponibilidad de energía para comercialización, en función de la recuperación de lastre; Aumento de los ingresos fijos provenientes de las subastas, así como de la exportación de energía; y Reducción de los costos de importación/transferencia de gas natural, acompañando el comportamiento de las referencias internacionales. También contribuyó para un mejor resultado la conclusión de los emprendimientos en infraestructura que hizo posible el transporte de la producción de gas natural y, consecuentemente, evitó las penalidades por falla de suministro, habidas en el período de ene-sept/2008. Parte de estos efectos fueron compensados por la reducción de la generación termoeléctrica, en función del aumento en el nivel de los reservorios de las hidroeléctricas y del menor volumen vendido de gas natural. 19

20 Desempeño Operativo 383 Resultado Segmento Gas y Energia () Resultado Segmento Distribución () 411 2T T T T-2009 La elevación el en resultado se debió a la reducción de los costos de importación/transferencia del gas natural acompañando el comportamiento de las referencias internacionales. Estos efectos fueron parcialmente compensados por la reducción de los márgenes de comercialización/generación de energía eléctrica, en función de los menores precios de ventas en el mercado spot y de la reducción de las exportaciones. Resultado Segmento Distribución () El mejor resultado se debió al aumento del 7% en los márgenes de comercialización y del 9% en el volumen vendido. La participación en el mercado de distribución de combustibles fue del 38,8% en el 3T-2009, mientras que en el 2T-2009 era del 38,0%. 354 Resultado Segmento Internacional () (41) Ene-Sep/2008 Ene-Sep/2009 Ene-Sep/2008 Ene-Sep/2009 Los principales acontecimientos que tuvieron influencia sobre la reducción del resultado en el período fueron: El mejor resultado operativo fue debido al aumento del 11% en el volumen vendido, reflejando principalmente la inclusión de las actividades comerciales de Alvo Distribuidora. Los márgenes de comercialización disminuyeron debido a los menores precios promedio de realización, compensando parte del aumento del resultado. Reducción de la ganancia bruta en función del menor precio del petróleo en el mercado internacional; y Menores resultados en participaciones societarias, debido a pérdidas en inversiones en EE.UU., relativas a la adquisición del 50% restante de las acciones de la refinería de Pasadena. La participación en el mercado de distribución, aumentó del 35,0% en el período ene-sep/2008, para el 38,5% en el período enesep/

21 Desempeño Operativo Resultado Segmento Internacional () 254 Resultado Segmento Corporativo () (982) 67 (2.840) 2T T T T-2009 El mejor resultado se debió a los mayores precios del petróleo y al aumento de los volúmenes de ventas debido a mayor producción en Akpo, Nigeria. Resultado Segmento Corporativo () La reducción del resultado negativo es consecuencia de la reversión del resultado financiero negativo (R$ millones), conforme comentado en la página 9 y del resultado con la participación de los accionistas minoritarios, a pesar del menor beneficio fiscal con créditos referentes al impuesto sobre la renta y contribución social. (3.230) Ene-Sep/2008 (5.382 ) Ene-Sep/2009 El aumento del resultado negativo fue proviene del aumento del resultado financiero negativo (R$ millones), conforme comentado en la página 6, y del resultado con la participación de accionistas minoritarios, reflejando las variaciones cambiarias en el endeudamiento de las Sociedades de Propósito Específico. Estos efectos fueron parcialmente compensados por el aumento de los créditos con el impuesto sobre la renta y contribución social, provenientes, principalmente, del beneficio fiscal por la provisión de interés sobre el capital propio. 21

22 Desempeño Operativo Endeudamiento Consolidado % En deu damien to Co rto Plazo (1 ) (19) En deu damien to Largo Plazo (1) T otal D isponibilidades En deu damien to neto (2 ) En deu damien to neto /(En deu damiento n eto +Patrimon io Neto ) (1) 28% 28% - Pasivo total n eto (1) (3) Estructura de capital (capital de terceros neto / pasivo to tal neto) 49% 49% - (1) Incluye compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgo y control de bienes. (2) Endeudamiento Total Disponibilidades. (3) Pasivo total neto de efectivo en caja/inversiones financieras. US $ m ilones % En deu dam ien to Co rto Plazo (1 ) (11) En deu dam ien to Largo Plazo (1) T otal El endeudamiento bruto fue afectado por las captaciones con el BNDES para atender las inversiones previstas en el plan de negocios de Petrobras 2009/2013. El nivel de endeudamiento, medido a través del índice de la deuda neta /EBITDA aumentó de 0,95 al para 1,00 al La estructura de capital está representada por el 49% de participación de capitales de terceros. 22

23 Desempeño Operativo Inversiones Consolidadas Petrobras, cumpliendo las metas trazadas en su planificación estratégica, continúa invirtiendo prioritariamente en el desarrollo de su capacidad de producción de petróleo y gas natural, a través de inversiones propias y de la estructuración de proyectos con aliados. Al , las inversiones totales ascendían a R$ millones, representando un aumento del 49% sobre los recursos aplicados al % 2008 % % Inversiones Directas Explotación y pro ducción Abastecimiento Gas y Energía Internacional Distribuición Corporativo Sociedades de Propósito Específico (SPEs) Emprendimientos en Negociación Total de inversiones Internacional Período Ene-Sep Período Ene-Sep 2009 % 2008 % % Explotación y pro ducción (10) Abastecimiento Gas y Energía (10) Distribuición Otros (61) Total de inversiones * Período Ene-Sep 2009 % 2008 % % Proyectos Estructurados por SPEs Gasene CDMPI PDET Off Shore (93) Codajás (23) Mexilhão (18) Marlim Leste (60) Malhas (76) Total de inversiones De acuerdo con sus objetivos estratégicos, PETROBRAS actúa en consorcio con otras empresas como concesionaria de derechos de explotación, desarrollo y producción de petróleo y de gas natural. En la actualidad, la Compañía mantiene 107 concesiones en alianza, siendo 73 de ellas operadas por Petrobras. 23

24 Apéndices 1. Impuestos y Contribuciones Consolidados La contribución económica de Petrobras al país, medida por medio de la generación de impuestos, tasas y contribuciones sociales corrientes, totalizó R$ millones. 3º Trimestre Período Ene-Sep 2T % % Contribución Económica - País ICMS CIDE (1) PASEP/COFINS (54) Impuesto sobre la Renta y C.S.s/ganancia (49) (44) Otros (3) Sub-total País (7) Contribución Económica - Exterior (2) Total (6) (1) CIDE CONTRIBUCIÓN DE INTERVENCIÓN DEL DOMINIO ECONÓMICO. 2. Participaciones Gubernamentales 3º Trimestre Período Ene-Sep 2T % % País (27) Royalties (30) (34) Participación Especial (40) Retención de área Acuerdo ANP Sub-total País (23) (29) Exterior (35) (1) Total (24) Las participaciones gubernamentales en el país, en el período ene-sep/2009, se redujeron el 23%, en relación al mismo período del año anterior, debido a la disminución del 35% en el precio promedio de referencia del petróleo nacional, que ascendió a R$ 101,49 (US$ 49,78) en el período ene-sep/2009 contra R$ 155,12 (US$ 92,40) en el mismo período de 2008, reflejando las cotizaciones internacionales del petróleo. Las participaciones gubernamentales en el País, en el 3T-2009, aumentaron el 70%, en relación al 2T-2009, en virtud del aumento del 10% en el precio promedio de referencia del petróleo nacional, que ascendió a R$ 115,71 (US$ 62,09), en el 3T-2009, contra R$ 105,40 (US$ 51,16), en el 2T-2009, en consecuencia de la recuperación de las principales cotizaciones internacionales del petróleo. 24

25 Apéndices 3. Conciliación del Patrimonio Neto y de la Ganancia Neta Consolidados Patrimonio Neto Ganancia Neta. Según información de Petrobras Gananci a sobre venta de productos almacenados en las Subsidiarias (541) (541) Reversión de ganancia sobre existencias de ejercicios anteriores 660 Interés capitalizado (179) 28 Reversión parcial (absorción) de PN negativo de controlada* (3.329) (280) Otras eli minaciones (169) 35 Según i nformaciónes consolidadas * Según la Instrucción CVM N 247/96, las pérdidas que lleguen a considerarse de naturaleza no permanente (temporarias) sobre las inversiones evaluadas por el método de la equivalencia patrimonial, cuyas empresas en las que se tiene participación no presenten señales de paralización o necesidad de apoyo financiero de la sociedad inversora, deben limitarse al monto de la inversión de la sociedad controlante. Por lo tanto, las pérdidas ocasionadas por pasivo a descubierto (patrimonio neto negativo) de controladas no tuvieron influencia sobre los resultados ni el patrimonio neto de Petrobras al , generando rubro de conciliación entre los Estados Contables de Petrobras y los Estados Contables Consolidados. 4. Comportamiento de las Acciones y ADR de Petrobras ( * ) Evaluación Nominal 3º Trimestre Período Ene-Sep 2T ,31% 1,90% -25,21% Petrobras ON 48,60% -19,58% 13,66% 7,86% -24,04% Petrobras PN 53,24% -20,59% 34,49% 12,01% -37,95% ADR- Nível III - ON 87,42% -23,72% 36,16% 17,84% -35,43% ADR- Nível III - PN 92,60% -22,22% 25,75% 19,53% -23,80% IBOVESPA 63,83% -22,45% 11,01% 14,98% -4,40% DOW JONES 10,66% -18,20% 20,05% 15,66% -8,77% NASDAQ 34,58% -21,13% El valor patrimonial de la acción de Petrobras al 30 de septiembre de 2009 ascendía a R$ 18,19. (*) No revisado por los auditores independientes. 25

26 Apéndices Activos y Pasivos sujetos a variación cambiaria Activo Corriente Efectivo y Equivalentes al Efectivo Otros Activos Corrientes No corriente Fondos invertidos em el exterior vía controladas, en el segmento internacional, en equipos de E&P para uso en Brasil y en las actividades comerciales Otros realizables a largo plazo Inversiones Bienes de uso Total del Activo Pasivo Corriente (15.601) (12.608) Financiaciones (9.542) (9.460) Proveedores (4.410) (1.900) Otros pasivos corrientes (1.649) (1.248) No Corriente (12.452) (14.011) Financiaciones (12.302) (12.964) Otros pasivos no corrientes (150) (1.047) Total del Pasivo (28.053) (26.619) Activo (Pasivo) Neto en Reales (+) Fondos Cambiarios * 5 5 (-) Préstamos FINAME - en reales indexado al dólar (284) (247) (-) Préstamos BNDES - en reales indexado al dólar (24.876) (1.516) Activo (Pasivo) neto en Reales (23.588) (1.422) * El resultado de las aplicaciones en Fondos Cambiarios se refleja en los Ingresos Financieros. 26

27 PETROBRAS Estados Contables Estado del Resultado Consolidado 3º Trimestre Período Ene-Sep 2T Ventas brutas (11.287) (12.387) (13.498) Cargos de ventas (34.654) (38.318) Ventas netas (24.614) (29.015) (40.062) Costo de los productos vendidos (79.409) ( ) Ganancia bruta Gastos operativos (1.746) (1.757) (1.651) Ventas (5.367) (5.011) (1.834) (1.966) (1.913) Generales y administrativas (5.553) (5.083) (791) (785) (820) Costos de exploración para extracción de petroleo (2.587) (2.114) (369) (416) (479) Inves tigac ión y desarrollo (1.121) (1.269) (176) (109) (152) Tributarias (436) (432) (326) (335) (356) Plan de pensión y asistencia medica (1.030) (1.068) (853) (3.247) (2.383) Otras (5.211) (4.061) (6.095) (8.615) (7.754) (21.305) (19.038) Financieras netas Ingresos (1.611) (1.429) (1.091) Gastos (4.259) (2.808) (28) Var. monetarias netas (313) (1.757) (460) Var.cambiarias netas (2.515) (2.461) (2.604) 724 (8.556) (7.908) (5.159) (23.909) (18.314) (308) Participación en inversiones Ganancia operativa (2.197) (3.033) (5.404) Impuesto a la renta/contribución social (8.071) (14.201) (1.877) (928) 592 Participación de los accionistas no controlantes (3.147) Ganancia neta Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación.. 27

28 PETROBRAS Estados Contables Balance General Consolidado Activo Corriente Efectivo y Equivalentes al Efectivo Cuentas por cobrar Existencias Títulos y valores mobiliarios Impuestos y tasas por recuperar Otros No Corriente Realizable a Largo Plazo Cuentas Petróleo y Alcohol Títulos y valores mobiliarios Impuestos y Contribuciones sociales diferidos Gastos adelantos Cuentas por cobrar Depósitos judiciales y p/ apelaciones Otros Inversiones Bienes de uso Intangible Diferido Total del Activo PASIVO Corriente Financiaciones Proveedores Impuestos y contribuciones sociales Proyectos estructurados Plan de Pensión y Asistencia Medica Dividendos Sueldos, cargos y vacaciones Otros No Corriente Financiaciones Plan de Pensión Plan de Asistencia Medica Impuestos y contribuciones sociales diferidos Provisión p/abandono de pozos Ingresos Diferidos Otros Participación de los Accionistas no Controlantes Patrimonio Neto Capital realizado Reservas/Ganancia del ejercicio Total del Pasivo

29 PETROBRAS Estados Contables Estado de los Flujos de Efectivo Consolidado 3º Trimestre Período Ene-Sep 2T Resultado del Período (+) Ajustes Depreciación y amortización (301) (719) Variaciones cambiarias y monetarias y cargos sobre financ. (354) (592) Participación de los accionistas no controlantes (141) (373) (310) 308 Resultado de participaciones en inversiones significativas (312) (232) (1.657) 679 (268) Impuesto sobre la renta y contribuciones diferidas (525) 973 (2.142) (1.782) (1.977) Variación de existencias (2.104) (7.228) (915) 388 (341) Variación de cuentas por cobrar (381) (4.631) (462) Variación de proveedores (354) Variación del Plan de Pensión y Asistencia Medica Variação de impuestos, tasas y contribuciones Baja de pozos secos (106) Pérdida en la recuperación de activos (2.867) Outros Ajustes (609) (=) Efectivo generado por las Actividades Operativas (17.749) (18.446) (12.483) (-) Efectivo utilizado en Actividades de Inversión (50.622) (34.535) (7.628) (9.333) (6.093) Inversiones en E&P (23.996) (17.112) (3.879) (5.077) (3.504) Inversiones en Refinación y Transporte (13.146) (8.140) (2.753) (2.533) (1.568) Inversiones en Gas y Energía (7.101) (4.483) (116) (141) (70) Inversiones en Distribución (359) (944) (3.073) (1.208) (1.186) Inversiones en Segmento Internacional (5.233) (3.687) Títulos y valores mobiliarios (178) Dividendos (562) (209) (416) Otras Inversiones (1.207) (892) (8.609) (1.765) (1.160) (=) Flujo de Efectivo Neto (12.442) (198) (461) (75) (-) Efectivo utilizado en Actividades de Financiación (2.606) (73) Financiaciones (6.398) (3.426) (2) Dividendos (9.835) (6.187) (390) (234) 965 (+)Efecto de la variación cambiária sobre efectivo y equivalente al efectivo (511) 509 (9.460) (270) (=)Generación de Efectivo en el Ejercicio (2.295) Efectivo en el inicio del Ejercicio Efectivo al cierre del Ejercicio Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación.. 29

30 PETROBRAS Estados Contables Estado del Valor Agregado Consolidado Ingresos Período Ene-Sep Ventas de productos e servicios* Ingresos relativos a la construcción de activos para uso Insumos Adquiridos de Terceros Materiales consumidos (25.625) (37.386) Costo de los materiales para reventa (18.057) (29.802) Energía, servicios de terceros y otros (46.057) (32.725) Créditos fiscales sobre insumos adquiridos de terceros (12.199) (17.842) Pérdida en la recuperación de los activos (550) (252) ( ) ( ) Valor Agregado Bruto Retenciones Depreciación y amortización (10.566) (8.045) Valor Agregado Neto Producido por la Compañía Valor agregado recibido en transferencia Resultado de participaciones en inversiones relevantes Ingresos financieros - incluye variaciones cambiaria y monetaria Amortización de Plusvalía/ Plusvalia negativa (1) (234) Alquileres y royalties Valor Agregado a Asignar Distribución del Valor Agregado Personal y administradores Remuneración Directa Sueldos Beneficios Ventajas Plan de Asistencia Medica, jubilación y pensión FGTS Tributos Federales Estaduales Municipales En el exterior Instituciones financieras y proveedores Interés, variaciones cambiarias y monetarias Gastos con alquileres y fletes Accionistas Interés s/ Capital Propio Participación de los accionistas no controlantes (141) Ganancias Retenidas Valor Agregado Distribuido * Neto de Provisión para Créditos de Liquidación Dudosa. Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación. 30

31 PETROBRAS Estados Contables Estado Consolidado del Resultado por Área de Negocio (1) - Ene-Sep/2009 R$ MILLONES E&P ABAST GAS & ENERGIA DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Ingresos Operativos Netos (94.337) Intersegmentos (94.337) - Terceros Costo de los Productos y Serv. Vendidos (27.974) (86.764) (6.416) (38.831) (12.545) (79.409) Ganancia Bruta (1.216) Gastos Operativos (5.882) (4.318) (1.422) (2.249) (2.227) (5.420) 213 (21.305) Ventas, Generales y Adm. (543) (3.512) (801) (2.247) (1.322) (2.650) 155 (10.920) Tributarios (8) (75) (19) (22) (114) (197) (1) (436) Gastos c/ Prospección y Perforación para extracción de petróleo (2.210) (377) - - (2.587) Investigación y Desarrollo (450) (239) (29) (8) (2) (393) - (1.121) Plan de Pensión y Asistencia Medica (1.030) - (1.030) Otros (2.671) (492) (573) 28 (412) (1.150) 59 (5.211) Ganancia (Pérdida) Operativa (5.420) (1.003) Financieros Netos (2.604) - (2.604) Participaciones en Inversiones (22) (268) (2) Ganancia (Pérdida) antes de impuestos y Participación de los accionistas no controladores (8.026) (1.003) Impuesto a la Renta y Contribución Social (6.714) (6.062) (384) (501) (235) (8.071) Participación de Accionistas no Controlantes 103 (158) (104) - (150) (2.838) - (3.147) Ganancia (Pérdida) Neta (41) (5.382) (660) Estado Consolidado del Resultado por Área de Negocio - Ene-Sep/2008 R$ MILLONES E&P ABAST GAS & ENERGIA DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Ingresos Operativos Netos ( ) Intersegmentos ( ) - Terceros Costo de los Productos y Serv. Vendidos (32.082) ( ) (9.900) (37.660) (13.749) ( ) Ganancia Bruta (2.088) Gastos Operativos (3.760) (3.886) (1.877) (2.105) (2.016) (5.593) 198 (19.039) Ventas, Generales y Adm. (507) (3.389) (742) (2.043) (1.128) (2.479) 194 (10.094) Tributarios (47) (71) (34) (18) (104) (158) - (432) Gastos c/ Prospección y Perforación para extracción de petróleo (1.702) (412) - - (2.114) Investigación y Desarrollo (637) (254) (80) (10) (3) (285) - (1.269) Plan de Pensión y Asistencia Medica (1.068) - (1.068) Otros (867) (172) (1.021) (34) (369) (1.602) 4 (4.061) Ganancia (Pérdida) Operativa (3.478) (335) (5.592) (1.890) Financieros Netos Participaciones en Inversiones (11) Ganancia (Pérdida) antes de impuestos y Participación de los accionistas no controladores (3.328) (346) (4.847) (1.890) Impuesto a la Renta y Contribución Social (16.649) (468) (407) (14.201) Participación de Accionistas no Controlantes (59) - (139) Ganancia (Pérdida) Neta (2.043) (291) (3.230) (1.248) (1) Están contemplando en los resultados corporativos de la empresa los negocios con Biocombustibles. Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación. 31

32 PETROBRAS Estados Contables Estado Consolidado del EBITDA (1) (2) por Área de Negocio - Ene-Sep/2009 R$ MILLONES GAS E&P ABAST & ENERGÍA DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Ganancia operativa (5.420) (1.003) Depreciación/Amortización EBITDA (1) (5.065) (1.003) (1) Ganancia operativa antes del resultado financiero y de la equivalencia patrimonial, excluyéndose el efecto de los gastos com depreciación / amortización. Estados del Grupo Otros Ingresos (Gastos) Operativos (2) - Ene-Sep/2009 R$ MILLONES E&P ABAST GAS & ENERGÍA DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Pérdidas y Contingencias con Procesos Judiciales (2.076) (132) (25) (35) (25) (36) - (2.329) Relaciones Institucionales y Proyectos Culturales (45) (24) (8) (49) - (546) - (672) Ajustes a valor de mercado de las existencias - (174) (5) - (362) (9) - (550) Paradas no programadas en instalaciones y Equipos de Produción (406) (106) - - (19) - - (531) Gastos operativos con Termoeléctricas - - (463) (463) Acuerdos colectivos de trabajo (155) (80) (11) - (11) (151) - (408) Gastos con medioambiente, seguridad y salud (48) (45) (3) - - (146) - (242) Pérdidas contractuales con servicios de transporte - Ship or Pay (43) - - (43) Cargos e Multas Contractuales - (2) (13) (15) Incentivos, Donaciones y Subvenciones Gubernamentales Otros (67) (317) (45) (262) 59 (472) (2.671) (492) (573) 28 (412) (1.150) 59 (5.211) Estados del Grupo Otros Ingresos (Gastos) Operativos - Ene-Sep/2008 E&P GAS R$ MILLONES ABAST & DISTRIB. INTERN. ENERGÍA CORP. ELIMIN. TOTAL Relaciones Institucionales y Proyectos Culturales (59) (44) (5) (46) - (713) - (867) Ajustes a valor de mercado de las existencias - (168) - - (84) - - (252) Paradas no programadas en instalaciones y Equipos de Produción (58) (60) (118) Gastos operativos con Termoeléctricas - - (414) (414) Acuerdos colectivos de trabajo (256) (82) (19) - (18) (167) - (542) Pérdidas y Contingencias con Procesos Judiciales (25) (60) (2) (24) (153) (119) - (383) Gastos con medioambiente, seguridad y salud (44) (61) (3) - - (189) - (297) Pérdidas contractuales con servicios de transporte - Ship or Pay (67) - - (67) Cargos e Multas Contractuales - - (375) (375) Incentivos, Donaciones y Subvenciones Gubernamentales Otros (497) (71) (203) 36 (47) (414) 4 (1.192) (2) Es tán contemplando en los resultados corporativos de la empresa los negocios con Biocombustibles. (867) (172) (1.021) (34) (369) (1.602) 4 (4.061) Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación.. 32

33 PETROBRAS Estados Contables Activo Consolidado por Área de Negocio (1) R$ MILLONES E&P ABAST GAS & ENERGÍA DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ACTIVO (9.317) CORRIENTE (8.970) EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL EFECTIVO OTROS ACTIVOS CORRIENTES (8.970) NO CORRIENTE (347) REALIZABLE A LARGO PLAZO (380) BIENES DE USO OTROS Activo Consolidado por Área de Negocio GAS E&P ABAST & DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA ACTIVO (9.649) CORRIENTE (8.692) EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL EFECTIVO OTROS ACTIVOS CORRIENTES (8.692) NO CORRIENTE (957) REALIZABLE A LARGO PLAZO (945) BIENES DE USO (43) OTROS (1) Están contemplando en los resultados corporativos de la empresa los negocios con Biocombustibles. R$ MILLONES Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación. 33

34 PETROBRAS Estados Contables Estado Consolidado por Área de Negocio Internacional - Ene-Sep/2009 R$ MILLONES INTERNACIONAL GAS E&P ABAST & DISTRIB. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA ACTIVO (En ) (4.841) Estado del Resultado Ingresos Operativos Netos (2.927) Intersegmentos (2.927) Terceros Ganancia (Pérdida) Operativa (115) (557) Ganancia (Pérdida) Neta 785 (284) (754) 49 (41) Estado Consolidado por Área de Negocio Internacional R$ MILLONES INTERNACIONAL GAS E&P ABAST & DISTRIB. CORP. ENERGÍA ELIMIN. TOTAL ACTIVO (En ) (4.825) Estado del Resultado - Ene-Sep/2008 Ingresos Operativos Netos (2.931) Intersegmentos (2.931) Terceros Ganancia (Pérdida) Operativa (142) (493) Ganancia (Pérdida) Neta 615 (64) (423)

35 PETROBRAS Estados Contables Estado del Resultado - Controlante 3º Trimestre Período Ene-Sep Jan-Mar 2T Ventas brutas (9.908) (10.803) (12.219) Cargos de ventas (30.221) (34.645) Ventas netas (18.022) (20.303) (27.974) Custo dos produtos vendidos (55.543) (70.671) Ganancia bruta Gastos operativos (1.587) (1.552) (1.595) Ventas (4.843) (4.504) (1.251) (1.405) (1.361) Generales y administrativas (3.791) (3.566) (687) (665) (643) Costos de explotación p/ extracción de petróleo (2.210) (1.702) (366) (414) (475) Investigación y desarollo (1.112) (1.258) (92) (98) (83) Tributarias (257) (230) (309) (313) (336) Plan de Pensión y Asistencia Medica (972) (1.008) (689) (3.207) (1.925) Otros (5.148) (3.734) (4.981) (7.654) (6.418) (18.333) (16.002) Financieras netas Ingresos (2.132) (2.197) (2.391) Gastos (6.137) (4.931) Var. monetarias netas (4.552) (2.009) Var.cambiarias netas (7.108) (390) (4.328) (1.682) (6.773) (9.309) (9.336) (2.308) (25.106) (13.782) Resultado de la equivalencia patrimonial Ganancia operativa (847) (1.334) (5.408) Impuesto sobre la renta/contribución Social (4.460) (12.730) Ganancia neta Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación. 35

36 PETROBRAS Estados Contables Balance General Controlante Activo Corriente Efectivo y equivalentes al efectivo Títulos y valores mobili arios Cuentas por cobrar Existencias Divid endos por recibir Impuestos y tasas por recuperar Otros No Corriente Realizable a Largo Plazo Cuentas Petróleo y Alcohol Su bsidiarias, Con troladas y Asociad as Pro yectos Estructurad os Títulos y valores mobili arios Impuestos y Contribuciones sociales diferidos Depósitos judiciales y p/ apela ciones Gastos adelantos Otros Inversiones Bie nes de uso Intangible Dife rido Total del Activo PASIVO Corriente Financiacione s Riesgos y control d e los activos Pro veedores Impuestos y contribuciones so ciales Divid endos/interese s /Capital Próprio Pro yectos estructura dos Pl an de Pensión y Asistencia Medica Ad elanto de Clientes Flujo de Efectivo a Cobrar Otros No Corriente Financiacione s Riesgos y control d e los activos Su bsidiarias y Contro ladas Pl an de Pensión Pl an de Asistencia Medica Impuestos y contribuciones so ciales diferidos Pro visión p/ Abandon o de Areas Otros Patrimonio Neto Capital realizado Reservas Total del Pasivo

37 PETROBRAS Estados Contables Estado de los Flujos de Efectivo Controlante 3º Trimestre Período Ene-Sep 2T Resultado del Período (3.436) (3.937) (+) Ajustes (1.577) Depreciación y amortización (1) (2) (4) Cuentas pe troleo y alcohol (7) (7) (11.749) (10.206) Suministro de petroleo y derivados - exterior (20.469) ( ) Cargos s/fi nanciación y emp. vinculadas (6.701) (7.421) (1.146) (2.0 85) Otros Ajustes (5.704) (10.068) (=) Efectivo generado por las Actividades Operativas (28.750) (8.1 68) (-) Efec tivo utilizado en Actividades de Inversión (36.616) (22.401) (5.574) (7.057) (4.2 53) Inversiones en E&P (17.550) (12.361) (3.234) (3.979) (2.9 05) Inversiones en Refino y Transporte (10.540) (6.680) (1.371) (719) (9 05) Inversiones en Gas y Energía (3.577) (2.302) (4) (4) (1) Inversiones de la Área Internacional (11) (17) (1) (1) - Inversiones en Distribución (3) (706) (451) (415) (3 59) Proyectos Estructurados - Neto del Adelantos (1.231) (964) Dividendos (18.641) Titulos y Valores Mobiliarios (4.032) 180 (497) (299) (3 73) Otras Inversion es (1.169) (765) (24.297) (=) Flujo de Efectivo Neto (17.242) ( ) (-) Efectivo utilizado en Actividades de Fina nciación (18.662) (9.558) (9.5 88) (=) Generación de Efectivo en el Período (78) Efectivo en el inicio del Ejercicio Efectivo al cierre del Ejercicio Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación. 37

38 PETROBRAS Estados Contables Estado del Valor Agregado - Controlante Período Ene-Sep Ingresos Ingresos de productos y servicios Ingresos relativos a la construcción de activos para uso Insumos Adquiridos de Terceros Materiales consumidos (16.328) (22.257) Costo de los Productos para Reventa (12.415) (22.319) Energía, Servicios de terceros y Otros (35.638) (24.733) Creditos fiscales sobre insumos adquiridos de terceros (10.202) (15.909) Pérdida/Recuparación de valores activos (121) - Valor Agregado Bruto Retenciones Depreciación y amortización (7.282) (5.613) Valor Agregado Neto Producido por la Compañía Valor Agregado Recibido en Transferencia Resultado de participaciones en Inversiones relevantes Ingresos financieros - incluye variaciones cambiarias y monetarias Amortización de plusvalía y plusvalía negativa 4 (178) Alquileres, royalties y otros Valor Agregado a Asignar Distribuición del Valor Agregado Personal y Administradores Remuneración Directa Sueldos Beneficios Ventajas Planes de Asistencia Medica, jubilación y pensión FGTS Tributos Federales Estaduales Municipales Instituciones financieras y proveedores Interés, variaciones cambiarias y monetarias Gastos com alquileres y fletes Accionistas Interés s/ Capital Propio Ganancias Retenidas Valor Agregado Distribuído Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación.. 38

39 PETROBRAS Para mayores informaciones, favor entrar en contacto con: PETRÓLEO BRASILEIRO S. A. PETROBRAS Relaciones con Inversores I petroinvest@petrobras.com.br / acionistas@petrobras.com.br Av. República do Chile, B Río de Janeiro, RJ I Tel.: 55 (21) / 9947 I Este documento puede contener previsiones que reflejen apenas expectativas de los administradores de la Empresa. Los términos anticipa, cree, espera, prevé, pretende, planea, proyecta, tiene el objetivo, deberá, así como otros términos similares, tienen la finalidad de identificar tales previsiones, que, evidentemente, implican riesgos o incertidumbres previstas o no por la Empresa. Por lo tanto, los resultados futuros de las operaciones de la Empresa pueden diferir de las actuales expectativas, y el lector no debe basarse exclusivamente en las informaciones aquí contenidas. 39