COMENTARIOS DEL PRESIDENTE, SR. JOSÉ SERGIO GABRIELLI DE AZEVEDO

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1 PETROBRAS INFORMA LOS RESULTADOS DEL PRIMER SEMESTRE DE 2005 (Rio de Janeiro 25 de agosto de 2005) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A PETROBRAS hoy dio a conocer sus resultados consolidados, expresados en dólares estadounidenses, según las prácticas contables generalmente aceptadas en los EEUU (U.S. GAAP) PETROBRAS informó utilidades netas consolidadas de U.S.$ 4,165 millones y ingresos operativos netos consolidados de U.S.$ 24,428 millones para el primer semestre de 2005, en comparación con las utilidades netas consolidadas de U.S.$ 2,644 millones y los ingresos operativos netos consolidados de U.S.$ 16,789 millones para el primer semestre de COMENTARIOS DEL PRESIDENTE, SR. JOSÉ SERGIO GABRIELLI DE AZEVEDO Tengo la satisfacción de presentar los resultados del primer semestre de 2005 a los inversores, accionistas y público en general por primera vez como Presidente de PETROBRAS. El segundo trimestre del año 2005 se caracterizó por el fuerte aumento de la producción de petróleo en Brasil. Las plataformas P-43, P-48 y FPSO en Marlim Sul fueron esenciales para alcanzar el volumen de producción de 1,730 mil bpd, un 12.1% más que la producción en el primer trimestre de 2005 (1,543 mil bpd) y un 18.4% más que la producción en el mismo trimestre del año pasado (1,461 mil bpd). El incremento en el desempeño operativo proviene principalmente de nuestros esfuerzos para acortar el tiempo de instalación de estas nuevas unidades y de la calidad de los trabajos submarinos. Estas plataformas alcanzaron el tope de producción sólo seis meses luego de la fecha en que se las puso en marcha. Con una producción diaria de aproximadamente a los 1,800 mil bpd (record de 1,834 mil bbl el 23 de junio) vamos rumbo a las metas trazadas en nuestro Plan Estratégico. Para los próximos 12 meses estamos planeando instalar cuatro unidades más: P-50, P-34, Golfinho I y Piranema totalizando aproximadamente 360 mil bpd en capacidad adicional. Nuestro desempeño en el segmento de refinación y el aumento en la producción interna nos posibilitaron exportar más petróleo y productos derivados respecto a las importaciones en el segundo trimestre de En el segundo trimestre de 2005, nuestras exportaciones netas alcanzaron 148,000 bpd (petróleo y productos derivados). Y, por primera vez en la historia de nuestra empresa, las exportaciones netas alcanzaron 20,000 bpd en el segundo trimestre de 2005, aunque consideremos las importaciones de gas natural de Bolivia. Siguió alta la generación de efectivo proveniente de las actividades operativas, lo que nos posibilitó recortar nuestra deuda neta y sobrepasar los niveles planteados en nuestro programa de inversiones. Invertimos U.S.$ 4,405 millones en Brasil y en el extranjero, incluyendo inversiones a través de sociedades con propósitos especiales en el primer semestre de Nuestra utilidad neta alcanzó U.S.$ 4,165 millones, lo que representa el crecimiento de un 57.5% con respecto a nuestra utilidad neta por el primer semestre de Este resultado proviene principalmente: (1) del aumento en la producción interna de petróleo y gas; (2) del aumento en los volúmenes vendidos en el mercado interno; (3) del alza de los precios de productos derivados del petróleo en el mercado interno por el primer semestre de 2005; y (4) del crecimiento de los ingresos de exportación, que 1

2 repercutieron en precios más altos en el mercado internacional y en aumento en el volumen exportado. En el área petroquímica, firmamos importante acuerdo para construcción de unidad industrial moderna dedicada a la producción y venta de polipropileno. El propano que suministrará la refinería Paulínia será la materia prima de la nueva unidad, cuya puesta en marcha se espera para el año 2007 y producción inicial de 300,000 toneladas/año. Creemos que a través de este proyecto lograremos recuperar parte de las inversiones que efectuamos en el sector petroquímico y agregar valor a la cadena de refinación. Lanzamos el nuevo Diesel 500, con 500 ppm (partes por millón de azufre), que contiene un 75% menos de azufre que el diesel que nuestra empresa suele producir. Desarrollamos este producto en nuestras refinerías en el marco de nuestra política, que tiene como prioridades la responsabilidad hacia la sociedad y la excelencia ambiental. Hasta el año 2010, pretendemos hacer disponible en el mercado diesel de mejor calidad, que contendrá menos azufre que el Diesel 500 y cumplirá con las normas ambientales más rigurosas actualmente en vigencia. A partir de los antecedentes, creemos que estamos en el camino correcto hacia las metas planteadas en nuestro Plan Estratégico, que incluye portafolio de proyectos exclusivos, extraordinario crecimiento de la producción, adaptación de las instalaciones de refinación para dar abasto al aumento en el procesamiento de petróleo crudo pesado, mejora continua en la calidad de combustibles, aumento de suministro de gas natural y recuperación de nuestras inversiones en el sector petroquímico. En nuestra opinión, estas acciones, juntamente con la responsabilidad hacia la sociedad, nos posibilitarán agregar valor a nuestros accionistas. 2

3 RESUMEN FINANCIERO Primer semestre de 1T T T-2004 Datos del Estado de resultados ,782 17,510 11,961 Ventas de productos y servicios 32,292 23,137 10,734 13,694 8,854 Ingresos operativos netos 24,428 16,789 (32) (174) (423) Ingresos (gastos) financieros, netos (206 ) (810 ) 2,046 2,119 1,307 Utilidades Netas 4,165 2, Ganancias básicas y diluidas por acción ordinarias y preferidas Otros datos Margen bruto (%) (1) Margen neto (%) (2) Razón de endeudamiento (%) (3) Indicadores Financieros y Económicos Crudo Brent (U.S.$/bbl) Tipo de cambio vendedor promedio para dólares estadounidenses - comercial (R$/U.S.$) Tipo de cambio de cierre, vendedor para dólares estadounidenses - comercial (R$/U.S.$) (1) El margen bruto se calcula como ingresos operativos netos menos costo de ventas dividido por ingresos operativos netos. (2) El margen neto se calcula como utilidades netas divididas por los ingresos operativos netos. (3) La razón de endeudamiento se calcula como los pasivos totales divididos por la suma de los pasivos totales y el patrimonio neto. U.S.$ millones Porcentaje de Cambio Datos del Balance General ( contra ) Total de activos 71,200 63, ,297 Efectivo y equivalentes de efectivo 7,229 6, ,719 Deuda corriente 1, Total de la deuda no corriente 12,956 13,344 (2.9)) 12,743 Total de las financiaciones de proyectos 6,039 5, ,998 Total de las obligaciones de arrendamiento de capital 1,223 1,335 ) (8.4) 1,445 Deuda neta (1) 14,076 14,082 (0.0)) 15,010 Patrimonio neto (2) 28,519 22, ,655 Total de la capitalización (3) 49,824 43, ,384 U.S.$ millones Reconciliación de la Deuda Neta Total de la deuda no corriente 12,956 13,344 12,743 Más deuda corriente 1, Más total de las financiaciones de proyectos 6,039 5,712 5,998 Más total de las obligaciones de 1,223 1,335 1,445 arrendamiento de capital Menos efectivo y equivalentes de efectivo 7,229 6,856 5,719 Deuda neta (1) 14,076 14,082 15,010 (1) Nuestra deuda neta no se calcula de acuerdo con el U.S.GAAP y no debería considerarse aisladamente o como sustituta de la deuda total calculada de acuerdo con el U.S.GAAP. Nuestro cálculo de la deuda neta no puede compararse con el cálculo de la deuda neta de otras empresas. La gerencia cree que la deuda neta es una medida suplementaria apropiada que ayuda a que los inversores evalúen su liquidez y a que la gerencia se dedique a obtener mejores niveles de apalanqueamiento. Por favor, ver arriba la reconciliación de la deuda neta con total de la deuda a largo plazo. (2) El patrimonio neto incluye las pérdidas no reconocidas por U.S.$ 2,231 millones al 30 de junio de 2005, U.S.$ 1,975 millones al 31 de diciembre de 2004 y U.S.$ 1,477 millones al 30 de junio de 2004, en cada caso relativo a Montos no reconocidos como costo de pensión periódico neto. (3) Total de capitalización significa patrimonio neto más deuda a corto plazo, deuda a largo plazo, total de las financiaciones de proyecto y total de las obligaciones de arrendamiento de capital. 3

4 RESUMEN DE OPERACIONES Primer semestre de 1T T T Promedio de diario de producción petróleo crudo y de gas 1,707 1,897 1,630 Petróleo crudo y GNLs (Mbpd) (1) 1,802 1,637 1,543 1,730 1,461 Brasil 1,637 1, Internacional ,184 2,292 2,136 Gas Natural (Mmcfpd) (2) 2,238 2,130 1,596 1,704 1,572 Brasil 1,650 1, Internacional Precio promedio de ventas de petróleo crudo y GNL (U.S.D por bbl) Brasil (3) Internacional Precio promedio de las ventas de gas natural (U.S.D por Mcf) Brasil Internacional Costos de lifting (U.S.D por boe) Petróleo crudo y gas natural Brasil Incluida participación del gobierno (4) Excluida participación del gobierno (4) Petróleo crudo y gas natural Internacional Costos de refinación (U.S.D por boe) Brasil Internacional Operaciones de refinación y marketing (Mbpd) 2,114 2,114 2,114 Capacidad primaria instalada procesada ,114 Brasil 1,985 1,985 1,985 Capacidad instalada 1,985 1,985 1,708 1,668 1,670 Producción de derivados del petróleo 1,688 1,698 87% 83% 84% Utilización 85% 85% Internacional Capacidad instalada Producción de derivados del petróleo % 75% 74% Utilización 79% 74% Petróleo Crudo Nacional como % del total del inventario de insumos procesado Importaciones (Mbpd) Importaciones de Petróleo Crudo Importación de productos derivados del petróleo Importación de gas, alcohol y otros Exportaciones (Mbpd) Exportación de Petróleo Crudo (5) Exportación de productos derivados del petróleo Fertilizantes y otras exportaciones (20)) 222 Importaciones Netas Volumen de ventas (miles bpd) 1,546 1,615 1,565 Derivados del petróleo 1,580 1, Alcohol y Otros Gas Natural ,789 1,860 1,796 Total 1,824 1, Distribución (488)) (500) (396) Ventas entre compañías (494) (391) 1,832 1,910 1,850 Total del Mercado Interno 1,871 1, Exportaciones Ventas Internacionales y otras operaciones Total del mercado internacional (5) ,657 2,816 2,763 Total 2,738 2,646 (1) Incluye la producción a partir de reservas de petróleo de esquisto. (2) No incluye gas natural licuado. Incluye gas reinyectado. (3) El precio promedio de petróleo crudo y GLN en Brasil incluye transferencias intra-compañía y ventas a terceros. (4) La participación del gobierno incluye royalties, participación especial del gobierno y alquiler de áreas. (5) Incluye ventas a terceros por parte de subsidiaria internacional, Petrobras International Finance Company (PIFCo). 4

5 ANÁLISIS DEL RESUMEN OPERATIVO Exploración y Producción Petróleo crudo y GNLs La producción de petróleo crudo nacional y GNL aumentó en 11.5% a 1,637 miles de barriles diarios para el primer semestre de 2005, en comparación com 1,468 miles de barriles diários para el primer semestre de Dicho aumento provino básicamente: (1) de la puesta en marcha de la producción de FPSO-MLS (Marlim Sul) en junio de 2004; y (2) del aumento en las operaciones en las plataformas P-43 (Barracuda) y P-48 (Caratinga), cuyo anclaje y prueba inicial de producción tuvieron lugar en diciembre de 2004 y en febrero de 2005, respectivamente. Esto nos ayudó a alcanzar una producción diaria de petróleo record en Brasil de 1,834 mil barriles el 23 de june de La producción internacional de petróleo crudo y GNL disminuyó 2.4% llegando a 165 mil barriles por día en el primer semestre de 2005, en comparación con 169 mil barriles por día en el primer semestre de 2004, principalmente debido a las intervenciones en algunos pozos en Argentina y Venezuela. Gas Natural La producción doméstica del gas aumentó 5.0% a 1,650 millones de pies cúbicos por el día (Mmcfpd) para el primer semestre de 2005, en comparación com 1,572 Mmcfpd para el primer semestre de Este aumento era sobre todo el resultado del proyecto de Cabiúnas, que es un programa diseñado para resolver las demandas crecientes del sector petroquímico para el gas natural. La producción internacional de gas aumentó 5.4% llegando a 588 millones de pies cúbicos por día en el primer semestre de 2005, en comparación con 558 millones de pies cúbicos por día en el primer semestre de 2004, principalmente debido al aumento de la producción en Bolivia, reflejando una mayor demanda en los mercados de Brasil y Argentina. Costos de Lifting Los costos de lifting de la empresa en Brasil, excluyendo la participación gubernamental, (comprendió de royalties, participación especial gubernamental y arriendo de áreas) aumentaron un 27.7%, al pasar de U.S.$ 4.22 por barril de petróleo equivalente por el primer semestre de 2004 a U.S.$ 5.39 por barril de petróleo equivalente por el primer semestre de Este incremento se debió fundamentalmente a: (1) mayor consumo de productos químicos para retirar obstrucciones y eliminar los gases tóxicos, principalmente en Marlim; (2) gastos superiores por servicios técnicos especializados referidos a la restauración y mantenimiento, movilización de las estructuras de construcción y equipos; (3) costos adicionales de transporte de personal, apoyo a embarcaciones, operaciones submarinas, flete de plataformas a terceros; y (4) aumento de gastos con nómina, derivados principalmente de: (a) pago de horas extras según lo normado por el convenio colectivo de trabajo que celebramos, (b) aumento de la plantilla de personal, y (c) revisión de los cálculos actuariales con respecto a los beneficios futuros de pensión y asistencia médica. Nuestros costos de lifting en Brasil, incluyendo la participación gubernamental, aumentó un 35.4%, al pasar de U.S.$ 9.90 por barril de petróleo equivalente por el primer semestre de 2004 a U.S.$ por barril de petróleo equivalente por el primer semestre de 2005, básicamente por: (1) el aumento en los gastos operativos antes referidos; (2) el aumento en los gastos provenientes de la participación especial del gobierno por el incremento en el precio promedio de referencia del petróleo producido en el país, que tiene en cuenta los previos del mercado internacional; y (3) una disminución de 13.4% en el tipo de cambio promedio del Real/dólar estadounidense por el primer semestre de 2005 con respecto al tipo de cambio promedio del Real/dólar estadounidense por el primer semestre de

6 Nuestros costos de lifting internacionales aumentaron un 7.3% al pasar de U.S.$ 2.47 por barril de petróleo equivalente por el primer semestre de 2004 a U.S.$ 2.65 por barril de petróleo equivalente por el primer semestre de Dicho aumento provino básicamente a: (1) un incremento de los gastos con servicios prestados por terceros, materiales, nómina y consumo de energía eléctrica en los yacimientos en Argentina y Venezuela; y (2) en la planta de Colombia, los gastos con servicios prestados por terceros para efectos de manutención de equipamientos, gastos con tratamiento químico de agua y alquiler de vehículos coadyuvaron a ese aumento. Refinación El material de base procesada (salida de los productos de oleo) por las refinerías en el Brasil reducio de 0.6% a 1,688 Mbpd durante el primer semestre de 2005, a partir del 1,698 Mbpd durante el primer semestre de 2004, como resultado de una parada prevista de la destilación, de agrietarse y de las unidades del propano de la refinería de Capuava (RECAP). Costos de refinación Los costos de refinación por unidad internamente aumentaron un 50.4% llegando a U.S.$ 1.91 por barril de petróleo equivalente para el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 1.27 por barril de petróleo equivalente para el primer semestre de Este aumento se debió básicamente a: (1) El aumento en los gastos con nómina provino principalmente de: (a) pago de horas extras y aumento de los sueldos y beneficios según lo normado por el convenio colectivo de trabajo que celebramos; (b) aumento de la plantilla de personal; y (c) revisión de los cálculos actuariales con respecto a los beneficios futuros de pensión y asistencia médica; (2) un aumento de los costos por interrupciones programadas en algunas refinerías; (3) servicios de terceros, fundamentalmente para mantenimiento correctivo a ciertas refinerías; y (4) la caída en 13.4% de la tasa de cambio promedio Real/ U.S.D durante el primer semestre de 2005 en comparación con la tasa de cambio promedio Real/U.S.D en el primer semestre de Los costos internacionales de refinación por unidad se elevaron un 13.9% pasando a ser de U.S.$ 1.23 por barril de petróleo equivalente para el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 1.08 por barril de petróleo equivalente para el primer semestre de Este aumento provino básicamente a: (1) un aumento de los gastos con nómina, energía eléctrica y servicios contratados en las refinerías de Argentina; y (2) un aumento de los gastos con manutención de equipamientos, energía eléctrica y plantilla de personal en Bolivia. Volumen de ventas El volumen interno de ventas de la empresa, que comprende en principio ventas de gasoil, gasolina, combustible de reactor, nafta, petróleo combustible y gas licuado de petróleo, aumentó un 3.8% llegando a 1,871 mil barriles por día para el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 1,803 mil barris por día para el primer semestre de El aumento se debió básicamente a la elevación de las ventas de gasoil y gasolina. Este aumento provino básicamente del alza en ventas de diesel y gasolina. Este aumento fue parcialmente compensado por la caída en las ventas de nafta y petróleo combustible a raíz de la caída en la demanda por esos productos derivados de petróleo surgida de la competición reñida en el sector de productos sustitutos, ej. carbón, coque, biomasa y madera. 6

7 ANÁLISIS DE LAS CONDICIONES FINANCIERAS Y LOS RESULTADOS DE LAS OPERACIONES Panorámica Obtenemos renta de: ventas domésticas, que comprenden las ventas de petróleo crudo y derivados de petróleo (tales como gasoil, gasolina, combustible de reactor, nafta, petróleo combustible y gas licuado de petróleo), gas natural y productos petroquímicos; ventas de exportación, básicamente consistentes en ventas de petróleo crudo y derivados del petróleo; ventas internacionales (excluyendo ventas de exportación), que comprenden ventas de petróleo crudo, gas natural y derivados del petróleo que son comprados, producidos y refinados en el exterior; y otras fuentes, incluidos servicios, ingresos por inversiones y ganancias referentes a variaciones de tipo de cambio de divisas. Los gastos de la empresa incluyen: costos de ventas (compuestos por gastos en mano de obra, costo de operación y compra de petróleo crudo y derivados del petróleo); mantenimiento y reparación de propiedades, plantas y equipos; depreciación y amortización de activos fijos y agotamiento de campos petrolíferos; y costos de exploración; gastos de ventas, generales y administrativos; y gastos con intereses, pérdidas monetarias y cambiarias. Las fluctuaciones en las condiciones financieras y resultados de las operaciones de la empresa están dados por una combinación de factores, incluidos: el volumen del petróleo crudo, derivados del petróleo y gas natural que producimos y vendemos; cambios en los precios internacionales del petróleo crudo y derivados del petróleo, nominados en dólares estadounidenses; cambios vinculados en los precios domésticos del petróleo crudo y los derivados del petróleo, nominados en Reales; fluctuaciones en la tasa de cambio Real/ U.S.D; condiciones políticas y económicas de Brasil; y montos relativos a impuestos y obligaciones que tenemos que pagar con relación a las operaciones de la empresa, en virtud de su status como empresa brasileña y su actividad en la industria del petróleo y el gas. 7

8 RESULTADOS DE OPERACIONES PARA EL PRIMER SEMESTRE DE 2005 COMPARADO CON EL PRIMER SEMESTRE DE 2004 La comparación de los resultados de operaciones entre el primer semestre de 2005 y el primer semestre de 2004 se ha visto afectada significativamente por la caída en 13.4% de la tasa de cambio promedio Real/U.S.D durante el primer semestre de 2005 en comparación con la tasa de cambio promedio Real/U.S.D en el primer semestre de Para facilitar, nos referimos a esta variación en la tasa de cambio promedio como aumento de 13.4% en el valor promedio del Real frente al U.S.D en el primer semestre de 2005, respecto al primer semestre de La variación cambiaria sobre los activos y pasivos monetarios generada de operaciones con subsidiarias consolidadas que no adoptan el Real como moneda funcional no fue eliminada en el proceso de consolidación. Los correspondientes resultados se registran como ajustes de conversión acumulados. Ingresos Los ingresos operativos netos aumentaron un 45.5% llegando a U.S.$ 24,428 millones en el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 16,789 millones para el primer semestre de Este aumento se atribuyó principalmente al incremento del volumen de ventas en el mercado interno de Brasil, un incremento del precio en el mercado interno de Brasil y en el exterior, al aumento de exportaciones de petróleo y derivados del petróleo, y un incremento de 13.4% en el valor promedio del Real respecto al dólar estadounidense en el primer semestre de 2005, en comparación con el primer semestre de Las ventas consolidadas de productos y servicios aumentaron un 39.6% llegando a U.S.$ 32,292 millones en el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 23,137 millones en el primer semestre de 2004, principalmente debido a los aumentos mencionados anteriormente. Están incluidas en las ventas de los productos y servicios las siguientes cuantías que recogimos por cuenta de los gobiernos Federal o estatales de Brasil: el valor agregado y otros impuestos sobre las ventas de productos y servicios y contribuciones a la seguridad social. Estos impuestos aumentaron un 26.0% llegando a U.S.$ 6,460 millones para el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 5,125 millones para el primer semestre de 2004, principalmente debido al aumento en las ventas de productos y servicios en el mercado interno de Brasil; y CIDE, el impuesto por transacción debido al gobierno federal, que se elevó en 14.8% alcanzando U.S.$ 1,404 millones para el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 1,223 millones para el primer semestre de Este aumento fue atribuible principalmente al incremento del volumen de ventas de productos y servicios y un aumento de 13.4% en el valor promedio del Real respecto al dólar estadounidense en el 2005, en comparación con el primer semestre de Costo de ventas El costo de ventas para el primer semestre de 2005 aumentó un 45.4% llegando a U.S.$ 12,614 millones, en comparación con U.S.$ 8,675 millones durante el primer semestre de Este aumento se dio principalmente como consecuencia de: aumento de U.S.$ 842 millones en los costos proveniente de: (1) servicios técnicos y de manutención para restauración de pozos, materiales, apoyo a embarcaciones, operaciones submarinas, flete a terceros (estos precios están indexados a los precios del petróleo internacionales), consumo de productos químicos para absorción y eliminación de gases tóxicos principalmente en Marlim; y (2) aumento de gastos con nómina, derivados principalmente de: pago de horas extras según lo normado por el convenio colectivo de trabajo que celebramos; aumento de la plantilla de personal; y revisión de los cálculos actuariales con respecto a los beneficios futuros de pensión y asistencia médica; 8

9 un aumento de U.S.$ 834 millones en el costo de las importaciones debido a la subida de los precios de los volúmenes importados; aumento de U.S.$ 598 millones en impuestos y cargos gravados por el gobierno brasileño, alcanzando U.S.$ 2,055 millones por el primer semestre de 2005, con respecto a U.S.$ 1,457 millones por el primer semestre de 2004, incluyendo aumento en la participación de los cargos de participación especial (cargo extraordinario por pagar en el caso de alta producción y/o lucratividad de los yacimientos) para U.S.$ 1,265 millones por el primer semestre de 2005, con respecto a U.S.$ 743 millones por el primer semestre de 2004, proveniente del incremento en los precios del petróleo internacionales y en los niveles de producción; aumento de U.S.$ 363 millones en los costos en nuestra subsidiaria PEPSA en Argentina, principalmente a raíz de la compra de productos derivados del petróleo y de la utilización de la capacidad total de sus refinerías; un incremento de U.S.$ 283 millones en los costos asociados al nuestras actividades comerciales internacionales debido a los aumentos en volúmenes y precios de las operaciones marítimas realizadas por nuestra subsidiaria de comercio internacional Petrobras International Finance Company (PIFCo); un aumento de U.S.$ 187 millones en los costos asociados a un aumento de 3.8% en nuestros volúmenes de ventas nacionales; y una subida de 13.4 % en el valor del Real respecto al dólar estadounidense en el primer semestre de 2005, en comparación con el primer semestre de Depreciación, agotamiento y amortización Calculamos la depreciación, agotamiento y amortización de los activos de exploración y producción basados en el método de las unidades producidas. Los gastos referentes a depreciación, agotamiento y amortización aumentaron un 20.5% alcanzando U.S.$ 1,401 millones para el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 1,163 millones para el primer semestre de Este aumento se atribuyó principalmente a lo siguiente: el aumento en la depreciación tasa de Barracuda, Caratinga, Marlim Sul y Jubarte Fields como resultado de la producción aumentada; aumento em gastos con bienes de uso asociados con la producción de petróleo crudo y de gas natural; y el aumento de 13.4% en el valor del Real respecto al dólar estadounidense en el primer semestre de 2005, en comparación con el primer semestre de 2004; Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Los costos de exploración, incluyendo los pozos exploratorios secos, aumentaron un 35.3% llegando a U.S.$ 276 millones durante el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 204 millones en el primer semestre de Este aumento se atribuyó principalmente a una disminución de U.S.$ 52 millones en gastos geofísicos y geológicos. Gastos por ventas, generales y administrativos Los gastos por ventas, generales y administrativos aumentaron 60.1% totalizando U.S.$ 1,887 millones para el primer semestre de 2004, en comparación con U.S.$ 1,179 millones para el primer semestre de Los gastos por ventas aumentaron 52.8% llegando a U.S.$ 923 millones para el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 604 millones para el primer semestre de Este aumento se atribuyó principalmente a lo siguiente: 9

10 un aumento de U.S.$ 171 millones en gastos principalmente asociados a los costos de transporte de los derivados del petróleo debido principalmente a un aumento de las exportaciones; y el aumento de 13.4% en el valor del Real respecto al dólar estadounidense en el primer semestre de 2005, en comparación con el primer semestre de 2004; Los gastos generales y administrativos aumentaron un 64.7% llegando a U.S.$ 947 millones para el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 575 millones para el primer semestre de Este aumento se atribuyó principalmente a lo siguiente: un incremento de aproximadamente U.S.$ 122 millones en gastos relativos a servicios de asesoría técnica en relación con el incremento de la contratación de terceros para las actividades generales secundarias elegidas; un aumento de aproximadamente U.S.$ 92 millones in gastos con empleados debido al aumento de nuestra fuerza de trabajo y salarios y un incremento en los cálculos actuariales relativos a futuros beneficios de post-jubilación y atención médica; y el aumento de 13.4 % en el valor del Real respecto al dólar estadounidense en el primer semestre de 2005, en comparación con el primer semestre de Gastos por investigación y desarrollo Los gastos por investigación y desarrollo aumentaron un 45.6% llegando a U.S.$ 166 millones en el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 114 millones para el primer semestre de Este aumento se debió fundamentalmente a las inversiones adicionales en programas para la seguridad ambiental, tecnologías de refinación y de aguas profundas de aproximadamente U.S.$ 35 millones y el aumento de 13.4 % en el valor del Real respecto al dólar estadounidense en el primer semestre de 2005, en comparación con el primer semestre de Otros gastos operativos Otros gastos ascendieron a U.S.$ 176 millones en el primer semestre de 2005, en comparación con un gasto de U.S.$ 143 millones en el primer semestre de Los cargos más significativos para el primer semester de 2005 fueron: gastos de U.S.$ 92 millones provenientes de la capacidad ociosa de centrales termoeléctricas; un gasto de U.S.$ 55 millones por paradas no programadas de la planta y los equipos; y un aumento de U.S.$ 29 millones en pérdidas contractuales debido al cumplimiento de nuestros compromisos de ship or pay relativos a nuestras inversiones en el gasoducto OCP en Ecuador. Los cargos en el primer semestre de 2004 fueron los siguientes: un gasto de U.S.$ 65 millones por paradas no programadas de la planta y equipos; gastos operativos de U.S.$ 42 millones provenientes de la capacidad ociosa de centrales termoeléctricas; y un aumento de U.S.$ 36 millones en las pérdidas contractuales relativas al cumplimiento de nuestros compromisos de ship or pay referentes a nuestras inversiones en el gasoducto OCP en Ecuador. Participación en los resultados de sociedades no consolidadas La participación patrimonial en los resultados de las empresas no consolidadas disminuyó 27.5%, de una ganancia de U.S.$ 74 millones para el primer semestre de 2005, en comparación con una ganancia de U.S.$ 102 millones por el primer semestre de 2004, principalmente debido a los resultados de nuestras inversiones en ciertas compañías termoeléctricas. 10

11 Ingresos financieros Derivamos ingresos financieros de diversas fuentes, que incluyen interés sobre efectivo y equivalentes de efectivo. La mayor parte de nuestros equivalentes de caja son títulos de la deuda pública brasileña a corto plazo, incluidos valores y títulos indexados al U.S.D. También tenemos saldos en depósitos en U.S.D. Los ingresos financieros se redujeron a U.S.$ 85 millones por el primer semestre de 2005 con respecto a U.S.$ 445 millones por el primer semestre de Esa reducción provino principalmente de inversiones financieras a corto plazo indexadas al dólar estadounidense principalmente por la apreciación de un 11.5% del Real frente al dólar estadounidense por el primer semestre de 2005, con respecto a la depreciación de un 7.6% del Real frente al dólar estadounidense por el primer semestre de Véase la nota 7 a nuestros estados contables consolidados no auditados al 30 de junio de 2005 para el detalle de los ingresos y gastos financieros. Gastos financieros Los gastos financieros decrecieron un 20.4% alcanzando U.S.$ 744 millones en el primer semestre de 2005, con respecto a los U.S.$ 935 millones del primer semestre de Esta diminuición se atribuyó principalmente a lo siguiente: disminuición de los gastos de U.S.$ 98 millones referente a la recompra de nuestros propios títulos; y aumento de U.S.$ 141 en gastos financieros capitalizados como parte del costo de construcción y desarrollo de proyectos de producción de petróleo crudo y gas natural. Esta reducción fue parcialmente compensada por los ajustes a valor justo de transacciones de hedge de gas, que repercutieron en pérdida por U.S.$ 103 millones por el primer semestre de 2005.Véase la nota 7 a nuestros estados contables consolidados no auditados al 30 de junio de 2005 para el detalle de los ingresos y gastos financieros. Variación monetaria y cambiaria sobre los activos y pasivos monetarios, netos La variación monetaria y cambiaria sobre los activos y pasivos monetarios, netos, generó una ganancia de U.S.$ 453 millones durante el primer semestre de 2005, en comparación con la pérdida de U.S.$ 320 millones en el primer semestre de El aumento de la variación monetaria y cambiaria sobre los activos y pasivos monetarios, neta es principalmente atribuible al efecto de la 11.5% apreciación de Real contra el los dolares estados unidenses durante el primer semestre de 2005, con respecto a la 7.6% depreciación de Real contra los dolares estados unidenses durante el primer semestre de Gastos por beneficios a empleados inactivos Los gastos por beneficios a los empleados inactivos contemplan los costos financieros asociados con los presupuestos de pensión y asistencia médica. Los gastos de la empresa en beneficios para los empleados para miembros inactivos aumentaron un 46.8% llegando a totalizar U.S.$ 458 millones para el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 312 millones para el primer semestre de Esta subida en los costos se atribuyó a un aumento de U.S.$ 97 millones relativos al cálculo actuarial anual de la obligación referente al plan de pensión y asistencia médica; y al aumento de 13.4% en el valor del Real respecto al dólar estadounidense en el primer semestre de 2005, en comparación con el primer semestre de

12 Otros impuestos Los otros impuestos, consistentes en impuestos diversos de valor agregado, de transacción y de ventas, disminuyeron un 38.1% llegando a U.S.$ 167 millones para el primer semestre de 2005, en comparación con los U.S.$ 270 millones del primer semestre de Esta disminución se atribuyó principalmente a la disminución de U.S.$ 153 millones con respecto a los impuestos PASEP/COFINS sobre los ingresos financieros, debido a la reducción de la tasa aplicable el 2 de agosto de Esta disminución se compensó en parte con el aumento del 13.4% en el valor del Real contra el dólar estadounidense en el primer semestre de 2005, en comparación con el primer semestre de Otros gastos, netos Otros gastos netos se integran principalmente por ganancias y pérdidas sobre gastos con publicidad y marketing, reservas legales, inversiones en la comunidad y otros cargos no recurrentes. Otros gastos, netos, aumentaron para un gasto en el monto de U.S.$ 537 million, en el primer semestre de 2005, en comparación con un gasto de U.S.$ 117 millones para el primer semestre de Los cargos más significativos para el primer semestre de 2005 fueron: gasto de U.S.$ 155 millones por pérdidas provenientes de acciones legales y contingencias relacionadas con juicios aún no fallados; gasto por U.S.$ 138 millones con publicidad y marketing que no se refieren a ingresos directos, como así también determinados proyectos culturales; y gasto por U.S.$ 99 con centrales termoeléctricas. Los cargos más significativos para el primer semestre de 2004 fueron: gasto por U.S.$ 86 millones con publicidad y marketing que no se refieren a ingresos directos; y gasto de U.S.$ 45 millones por pérdidas provenientes de acciones legales y contingencias relacionadas con juicios aún no fallados. Beneficio (gasto) relacionado con el impuesto a la renta Los ingresos antes de los impuestos a la renta, interés de minoritarios y cambios contables aumentaron, llegando a ser de U.S.$ 6,614 millones en el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 3,904 millones para el primer semestre de Como consecuencia, registramos un gasto por impuesto a la renta de U.S.$ 2,083 millones para el primer semestre de 2005, en comparación con un gasto de U.S.$ 1,333 millones en el primer semestre de La reconciliación entre el impuesto calculado según las tasas impositivas estatutarias para el gasto de impuesto a la renta y las tasas efectivas se muestra en la Nota 3 referente a nuestros estados contables consolidados no auditados al 30 de junio de DISTRIBUCIÓN DE INTERÉS SOBRE EL CAPITAL PROPIO El 17 de junio de 2005, nuestro Consejo de Administración aprobó la distribución de interés sobre el capital propio a los accionistas por U.S.$ 933 millones, de acuerdo con el artículo 9 de la Ley No. 9,249/95 y los Decretos No. 2,673/98 y No. 3,381/00. 12

13 Referido importe será puesto a la disposición de los accionistas hasta el 31 de enero de 2006, con base en sus participaciones accionarias al 30 de junio de 2005, correspondiente a U.S.$ 0.85 por acción ordinaria y preferida. Esta cantidad se deducirá de los dividendos que lleguen a determinarse con base en la utilidad neta ajustada de 2005, incluyendo además el ajuste monetario referente a la variación en la tasa Selic, si pagado antes del 31 de diciembre de 2006, devengado desde la fecha del pago hasta el cierre de dicho año. Si pagado en 2005, el importe a distribuirse incluirá ajuste monetario referente a la variación en la tasa Selic desde el 31 de diciembre de 2005 hasta la fecha en que empiece el pago. FRACCIONAMIENTO DE ACCIONES En Asamblea General Extraordinaria celebrada el 22 de julio de 2005, nuestros accionistas aprobaron fraccionamiento de acciones en la proporción cuatro por uno, que resultará en la distribución de 3 (tres) nuevas acciones de la misma clase a cada acción tenida, con base en la estructura de tenencia accionaria al 31 de agosto de En la misma fecha, nuestros accionistas aprobaron una enmienda al artículo 4 de nuestros estatutos sociales, tendiente al fraccionamiento de nuestro capital en 4,386,151 mil acciones, de las cuales 2,536,673 mil ordinarias y 1,849,478 mil preferidas, sin valor nominal. En consecuencia de dicho fraccionamiento, la proporción entre los Recibos de Depósitos Estadounidenses (en inglés, ADR) y las acciones de cada clase cambiará de una acción por un ADR para cuatro acciones por un ADR. El fraccionamiento de acciones y el cambio en la proporción de ADR entrarán en vigencia a partir del 1o. de septiembre de El efecto del fraccionamiento de acciones se reflejará restrospectivamente en todos los estados contables futuros emitidos luego de la fecha de fraccionamiento de acciones. 13

14 CUENTA DE PETRÓLEO Y ALCOHOL Con anterioridad de la desregulación de los precios del petróleo en 2002, la Cuenta Petróleo y Alcohol consistía en una cuenta especial donde se reflejaba el impacto de las políticas regulatorias del gobierno brasileño sobre el programa adoptado en el sector de petróleo y alcohol combustible. A partir de 2002, la Cuenta Petróleo y Alcohol sólo refleja los saldos al momento de la desregulación de precios, además de la reexpresión monetaria a efectos de ajustes de inflación y provenientes de auditorías. Para facilitar la liquidación de la cuenta, el gobierno brasileño emitió Bonos del Tesoro Nacional - Serie H a nuestro nombre, que fueron colocados en un depositario federal tendiente a garantizar el saldo de la cuenta. El 23 de junio de 2004, el Comité de Auditoría Integrado de ANP (Agencia Nacional del Petróleo) y STN (Secretaría del Tesoro Nacional) presentó su informe final, en el que certificaba y aprobaba el saldo de la cuenta Petróleo y Alcohol. La conclusión de este proceso de auditoría de la cuenta Petróleo y Alcohol provee las bases para que finalicemos el proceso entre nosotros y el Gobierno Federal. Según la ley brasileña, la liquidación de la cuenta Petróleo y Alcohol con el gobierno brasileño debería haber sucedido hasta el 30 de junio de Al 30 de junio de 2004, había 138,791 Bonos del Tesoro Nacional serie H (NTN-H), por U.S.$ 56 millones, y a la sazón el saldo de la cuenta Petróleo y Alcohol alcanzaba U.S.$ 241. Al vencimiento de las NTNs-H, el Gobierno Federal nos hizo disponibles U.S.$ 3 millones, y los U.S.$ 53 millones restantes fueron depositados en una cuenta a nuestro nombre. Sin embargo, el STN ordenó que se restringiera el uso de dicho importe. Llevamos adelante nuestras discusiones con el STN a efectos de finalizar el proceso de liquidación. La naturaleza legal, válida y vinculante de la cuenta no es afectada por ninguna diferencia entre el saldo de la cuenta y el valor de los bonos en circulación. El saldo restante de la cuenta Petróleo y Alcohol puede cancelarse como a continuación señalado: (1) Bonos del Tesoro Nacional emitidos por el mismo importe del saldo final de la cuenta Petróleo y Alcohol, según determine la auditoría; (2) compensación del saldo de la cuenta Petróleo y Alcohol con cualquier otro importe que le debamos pagar al Gobierno Federal, incluyendo impuestos; y (3) por combinación de las opciones antes indicadas. A continuación se resume la evolución de la Cuenta de Petróleo y Alcohol en el primer semestre de 2005: U.S.$ millones Saldo al 31 de diciembre de 2004 Ingresos financieros 282 Ganancias de conversión 4 Saldo al 30 de junio de )

15 SEGMENTOS DE NEGOCIO. UTILIDAD NETA POR SEGMENTO DE NEGOCIO U.S. $ millones Primer semestre de Exploración y Producción (1) 4,103 2,450 Abastecimiento (1) (2) 1, Gas y Energía (126() (135 ) Internacional (2) Distribución Corporativo (729) (458 ) Eliminaciones (739)) 32 Utilidad neta 4,165 2,644 (1) Comenzando en 2005, la renta por las ventas del oleo a los terceros se clasifican de acuerdo con los puntos de la venta, que son de el segmento de Exploración y Producción o abastecimientos. Antes de 2005, la renta de la venta del oleo fueron asignados solamente a la Exploración y Producción. El cambio en la clasificación no generó ningún impacto significativo en los resultados divulgados para estos segmentos. La información del segmento no se ha expuesto en forma modificada, pues es impráctico recopilar y recoger los datos por períodos anteriores en cuanto a puntos de la venta (2) Ingresos operativos netos y el costo de ventas con respecto a períodos antes del tercer cuarto de 2004 fueron clasificados del segmento de International al segmento de Abastecimiento en lo referente a ciertas operaciones costa afuera. No había impacto significativo en los resultados divulgados para estos segmentos. Exploración y Producción El segmento de exploración y producción incluye nuestras actividades de exploración, desarrollo y producción en Brasil, así como las ventas y transferencias de petróleo crudo en los mercados doméstico y extranjero y las transferencias de gas natural para nuestro segmento de Gas y Energía. Los ingresos netos consolidados para el segmento de exploración y producción de la empresa aumentaron 67.5%, alcanzando U.S.$ 4,103 millones por el primer semestre de 2005, en comparación con los U.S.$ 2,450 millones por el primer semestre de Este aumento se atribuyó básicamente a: Un incremento de U.S.$ 3,858 millones en ingresos operativos netos, principalmete relacionado sobre todo con los efectos positivos del aumento de los precios internacionales del petróleo respecto a los precios de las ventas y transferencias del petróleo doméstico, el 11.5% de aumento en la producción de petróleo y de NGL y el 5.0 % de incremento en la producción de gas natural, a pesar del aumento moderado de los precios del petróleo crudo pesado en el mercado internacional en comparación con el precio del petróleo crudo más liviano. El spread entre el precio del petróleo doméstico vendido/transferido y el precio promedio del Brent ascendió de U.S.$ 2.49/bbl por el primer semestre de 2004 a U.S.$ 9.16/bbl por el primer semestre de Estos efectos se compensaron en parte por aumento por U.S.$ 1,530 millones en el costo por ventas como resultado del incremento en nuestros costos de producción debido al aumento de 11.5 % en la producción de petróleo y NGL, al aumento de 5.0% en la producción de gas natural y a la apreciación de 13.4% del real frente al dólar estadounidense por el primer semestre de 2005 en comparación con el primer semestre de

16 Abastecimiento Nuestro segmento de abastecimiento incluye refinación, logística, transporte, exportación y la compra de petróleo crudo, además de la compra y venta de productos derivados del petróleo y alcohol combustible. Además, este segmento incluye la división petroquímica y de fertilizantes, que contempla inversiones en empresas petroquímicas nacionales y nuestras dos plantas domésticas de fertilizantes. Nuestro segmento de abastecimiento registró una utilidad neta de U.S.$ 1,402 millones para el primer semestre de 2005, un aumento de 156.8% en comparación con la utilidad neta de U.S.$ 546 millones por el primer semestre de Este aumento esencialmente se debió a: un incremento de U.S.$ 6,849 millones en ingresos operativos netos, básicamente debido al aumento de 3.5% en el volumen de ventas de productos derivados de petróleo en los mercados domésticos, al aumento en la realización promedio de productos derivados de petróleo vendidos en el mercado doméstico y en el mercado extranjero y la apreciación de 13.4% del real frente al dólar estadounidense por el primer semestre de 2005 en comparación con el primer semestre de Estos efectos se compensaron en parte por los siguientes elementos: aumento por U.S.$ 5,352 millones en el costo por ventas, principalmente atribuible a: (1) incremento en el costo para adquisición de petróleo y productos derivados por aumento de precios internacionales, pese al aumento de spread entre petróleo crudo pesado y liviano; (2) aumento en los costos de flete; (3) aumento en los costos de refinería; y (4) aumento de 3.5% en el volumen de productos derivados vendidos en los mercados domésticos; gastos por U.S.$ 114 millones respecto a contingencias por procesos legales; aumento por U.S.$ 128 millones en depreciación, agotamiento y amortización surgido de inversiones más altas en instalaciones de refinería para optimizar la producción y aumento de la capacidad de procesamiento; y aumento por U.S.$ 125 millones en gastos por ventas, generales y administrativos, principalmente relacionados con el aumento de gastos por ventas respecto a volúmenes vendidos y costos de flete adicionales. Gas y Energía Nuestro segmento de gas y energía comprende actualmente la compra y venta, así como el transporte y distribuición de gas natural producido en Brasil o importado por este país. Adicionalmente, este segmento incluye nuestra participación en la producción de electricidad doméstica, incluso las inversiones en las compañías de transporte de gas naturales domésticas, que el estado poseyó distribuidores de gas naturales y las compañías termoeléctricas. Nuestro segmento de gas y energía arrojó pérdida neta por U.S.$ 126 millones por el primer semestre de 2005, en comparación con la pérdida neta de U.S.$ 135 millones para el primer semestre de 2004, que se debió básicamente a: un aumento de U.S.$ 499 millones en ingresos operativos netos principalmente debido a: (1) un aumento de 9.0% en el volumen de gas natural vendido, como consecuencia de la continua expansión del consumo de gas natural en Brasil en los segmentos industrial, automotor y generación térmica; (2) un incremento en los ingresos por comercialización de energía; y (3) los efectos de la apreciación de 13.4% del real respecto al dólar estadounidense en el primer semestre de 2005, en comparación con el primer semestre de 2004; 16

17 Estos efectos se compensaron en parte por los siguientes elementos: aumento de gastos por U.S.$ 143 millones respecto a la participación de accionistas minoritarios proveniente de los mejores resultados reportados por Transportadora Brasileira Gasoduto Bolivia Brasil - TBG, principalmente por el efecto de la apreciación de 11.5% del Real frente al dólar estadounidense por el primer semestre de 2005 con respecto a la depreciación de 7.6% del real frente al dólar estadounidense por el primer semestre de 2004; aumento de U.S.$ 137 millones en otros gastos netos, principalmente por el ascenso de gastos en determinadas centrales termoeléctricas; aumento de U.S.$ 108 millones en costo de ventas, proveniente sobre todo del aumento de 9.0% en el volumen de gas natural vendido, reflejando la continua expansión del consumo de gas natural en Brasil en los segmentos industriales, automotores y de generación térmica; y aumento por U.S.$ 63 millones en gastos por ventas, generales y administrativos, principalmente a causa de un aumento en los gastos con nómina y servicios técnicos y de consultoría. Internacional El segmento internacional representa nuestras actividades internacionales en 13 países, que comprenden Exploración y Producción, Abastecimiento, Distribución y Gas y Energía. Las utilidades netas consolidadas para nuestro segmento internacional fueron de U.S.$ 184 millones durante el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 133 millones en el primer semestre de Este aumento se debió principalmente a: un incremento por U.S.$ 473 millones en ingresos operativos netos, que refleja principalmente los efectos del aumento de los precios del petróleo en el mercado internacional, el aumento de las ventas de gas de Bolivia a Brasil y la celebración en junio de 2004 del contrato para venta de gas natural boliviano a Argentina. Estos efectos se compensaron en parte por los siguientes elementos: un incremento por U.S.$ 232 millones en el costo de ventas, principamente relacionado al aumento en el volumen de ventas y un aumento en los costos del refinamiento; y un aumento de U.S.$ 112 millones en gastos con impuesto a la renta surgido, principalmente en 2005, del incremento de la utilidad imponible y, en el año 2004, del impacto de las inversiones societarias extranjeras cuando Petrobras Energia registre impuesto a la renta diferido. Distribución Nuestro segmento de distribución comprende las actividades de distribución de derivados del petróleo y alcohol combustible, conducidas por Petrobras Distribuidora S.A. - BR, subsidiaria donde la Empresa lleva tenencia societaria mayoritaria en Brasil. De acuerdo con nuestros objetivos estratégicos para incrementar la participación de mercado en el segmento de distribución de GLP y para consolidar el mercado de distribución de combustibles automotores en determinadas regiones de Brasil, nuestro negocio de distribución actualmente incluye las operaciones de la empresa Liquigás Distribuidora S.A. (anteriormente conocida como Sophia do Brasil S.A. y Agip do Brasil S.A.), adquirida el 9 de agosto de Nuestra participación en el mercado brasileño de distribución de combustible durante el primer semestre de 2005 representó el 34.7% de todas las ventas, en comparación con el 32.3% por el primer semestre de

18 La utilidad neta consolidada del nuestro segmento distribución disminuyó un 7.9% al pasar de U.S.$ 76 millones por el primer semestre de 2004 para U.S.$ 70 millones por el primer semestre de 2005 con el momento culminante para los aspectos siguientes: aumento de U.S.$ 2,599 millones en el costo de ventas, principalmente como resultado del incremento de 23.0% en el volumen de ventas y de los efectos de la apreciación de 13.4% del real frente al dólar estadounidense por el primer semestre de 2005 con respecto al primer semestre de 2004; aumento de U.S.$ 190 millones en gastos de ventas, generales y administrativos, proveniente principalmente del ascenso en gastos de distribución de productos y de los efectos de la apreciación de 13.4% del real frente al dólar estadounidense por el primer semestre de 2005, con respecto al primer semestre de 2004; y aumento de U.S.$ 2,862 millones en ingresos operativos netos, proveniente principalmente del incremento de 23.0% en volumen de ventas y de los efectos de la apreciación de 13.4% del real frente al dólar estadounidense por el primer semestre de 2005, con respecto al primer semestre de Corporativo Nuestro segmento corporativo incluye las áreas no atribuibles a otros segmentos, incluida la administración financiera corporativa, gastos generales relativos a la administración central y otros gastos, incluidos gastos actuariales referentes a los planes de pensión y asistencia médica para miembros inactivos. La pérdida consolidada neta para las unidades que conforman nuestro segmento corporativo aumentó 59.2% para U.S.$ 729 millones durante el primer semestre de 2005, en comparación con la pérdida neta de U.S.$ 458 millones el primer semestre de Este aumento en pérdidas netas se atribuyó principalmente a: Un incremento por U.S.$ 180 millones en gastos por ventas, generales y administrativos, principalmente como consecuencia del aumento en los gastos por servicios de asesoría técnica vinculados al incremento de nuestra contratación de terceros, aumento en los gastos con empleados debido al incremento en la fuerza de trabajo y salarios; Un incremento de U.S.$ 126 millones en los gastos con beneficios a los empleados para miembros inactivos, principalmente atribuible al aumento de U.S.$ 97 millones respecto al cálculo actuarial anual de pensiones y planes de asistencia médica; y Un incremento de 13.4% en el valor promedio del real respecto al dólar estadounidense en el primer semestre de 2005, en comparación con el primer semestre de

19 LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL Panorámica Los usos principales que damos a los fondos se refieren a gastos de capital, pago de dividendos y reembolso de deudas. Históricamente la Empresa ha cumplido estos requisitos con fondos generados internamente, deuda a corto plazo, deuda a largo plazo, financiación de proyectos y contratos de venta y de cesión-arrendamiento. Creemos que estas fuentes de fondos, junto con nuestro sólido efectivo y equivalentes de efectivo en mano, continuarán permitiéndonos cumplir nuestros requisitos de capital anticipado en la actualidad. Estrategia de Financiación El objetivo de nuestra estrategia de financiación es ayudarnos a alcanzar nuestras metas establecidas en nuestro Plan Estratégico del 19 de agosto de 2005, que contempla gastos de capital de U.S.$ 56.4 mil millones hasta También tenemos el objetivo de incrementar la vida promedio de nuestra cartera de deudas y reducir nuestro costo de capital a través de acuerdos de financiación a mediano y largo plazo, incluida la financiación de los proveedores, financiación de proyectos, financiación bancaria, securitizaciones y la emisión de títulos de deuda y títulos de participación accionaria. Reglamento Gubernamental El Ministerio de Planificación, Presupuesto y Administración controla el monto total de la deuda a mediano y largo plazo que Petrobras y sus subsidiarias brasileñas están autorizadas a incurrir a través del proceso de aprobación del presupuesto anual (Plano de Dispêndio Global, o PDG). Antes de emitir deudas a mediano y largo plazo, Petrobras y sus subsidiarias brasileñas deben obtener también la aprobación del Tesoro Nacional previa a la emisión. Toda la deuda de Petrobras y sus subsidiarias brasileñas, expresada en divisas, requiere de registro ante el Banco Central. La emisión de la deuda por nuestras subsidiarias internacionales, sin embargo, no está sujeta al registro ante el Banco Central o la aprobación por parte del Tesoro Nacional. Además, todas las emisiones de debentures y notas de mediano y largo plazo requieren de la aprobación de nuestro consejo de administración. Los préstamos que sobrepasan el monto del presupuesto aprobado para cualquier año también necesitan la aprobación del Senado Brasileño. Fuentes de los Fondos Nuestro flujo de efectivo Al 30 de junio de 2005, teníamos efectivo y equivalentes de efectivo por U.S.$ 7,229 millones en comparación con U.S.$ 5,719 millones al 30 de junio de Las actividades operativas proporcionaron flujos de efectivo netos de U.S.$ 6,877 millones en el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 3,323 millones por el primer semestre de El efecto principal al efectivo generado por atividades operativas fue por el ingreso operativo en el monto de U.S.$ 24,428 millones. El efectivo neto aplicado en actividades de inversión aumentó a U.S.$ 4,516 millones por el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 3,045 millones por el primer semestre de Este aumento se debió principalmente a nuestras inversiones en bienes de capital activados respecto a nuestras actividades operativas, utilisando U.S.$ 4,405 milliones, incluso U.S.$ 2,578 million con relación a los proyetos de Exploración y Producción de la Cuenca de Campos. 19

20 Las actividades de financiación usaron flujos de efectivo neto por U.S.$ 2,588 millones durante el primer semestre de 2005, en comparación con U.S.$ 2,449 millones en efectivo neto proporcionados durante el primer semestre de Los niveles de las actividades de financiación por el primer semestre de 2004, respecto al primer semestre de 2005, siguieron estables. Los dividendos pagos en el primer semestre de 2005 fueron U.S.$ 1,930 millones. Deudas a Corto Plazo Nuestra deuda de corto plazo pendiente sirve principalmente para respaldar nuestras importaciones de petróleo crudo y derivados del petróleo, y es provista casi completamente por los bancos internacionales. Al 30 de junio de 2005, nuestra deuda de corto plazo (excluidas las porciones corrientes de las obligaciones de largo plazo) aumentó, llegando a U.S.$ 1,087 millones en comparación con U.S.$ 547 millones al 31 de diciembre de El aumento en el uso de instrumentos de crédito de corto plazo se debe a las condiciones ventajosas en el mercado en Argentina. Deudas a Largo Plazo Nuestra deuda total consolidada a largo plazo pendiente comprende básicamente la emisión de títulos y valores en los mercados internacionales de capital y de debentures en los mercados internos de capital y montos pendientes según las facilidades garantizadas por las agencias de crédito de exportación y las agencias multilaterales, así como la financiación del Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social, o BNDES) y otras instituciones financieras. La deuda de largo plazo pendiente, más la porción corriente de nuestra deuda de largo plazo, totalizó U.S.$ 12,956 millones al 30 de junio de 2005, en comparación con U.S.$ 13,344 millones al 31 de diciembre de La disminución se dio por nuestra decisión a pagar algunas de nuestras deudas de largo plazo. Financiación de Proyectos A partir del 1997, la Empresa viene utilizando financiaciones de proyecto para costear los grandes proyectos de exploración, producción y proyectos semejantes, incluyendo algunos sistemas de procesamiento de gas y transporte. Todos esos proyectos y sus obligaciones de deuda se presentan en el balance general bajo Financiación de Proyectos. Bajo los arreglos contractuales típicos, nosotros somos responsables para completar el desarrollo del aceite y campos de gas, mientras operando los campos, pagando todos los gastos de explotación relacionando a los proyectos y remitiendo una porción de los beneficios netos generados de los campos consolidar la deuda de las compañías del propósito especiales y volver en los pagos de equidad. Al final de cada proyecto de financiación, tenemos la opción de elegir entre comprar los activos del proyecto de la sociedad con propósitos especiales o, en algunos casos, comprar el control accionario de la sociedad con propósitos especiales. La financiación de proyectos pendiente, más la porción corriente de nuestra financiación de proyectos, totalizó U.S.$ 6,039 millones al 30 de junio de 2005, en comparación con U.S.$ 5,712 millones al 31 de diciembre de Obligaciones de Termoeléctricas Las obligaciones de Termoeléctricas fueron U.S.$ 825 milliones y U.S.$ 1,095 milliones en el 30 de junio de 2005 y en el 31 de deciembre de 2004, respectivamente. Esas obligaciones resultáron de las plantas termoeléctricas, a que consolidamos conforme a el FIN 46. Durante el primer semestre de 2005 se adquirieron determinadas centrales termoeléctricas anteriormente consolidadas según el FIN 46, que fueron registradas como combinaciones de negocios según SFAS