Ganacia Neta Producción Total (mil boed)

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1 PETROBRAS DIVULGA RESULTADO DEL PRIMER TRIMESTRE DE 2008 (Río de Janeiro 12 de mayo de 2008) PETROLEO BRASILEIRO S.A. Petrobras divulga hoy sus resultados consolidados expresados en millones de Reales, según los principios contables generalmente aceptados en Brasil. La ganancia neta consolidada del 1T-2008 fue el 68% superior a la del mismo período de 2007, consecuencia de la reducción de los gastos operativos y del efecto positivo sobre el resultado financiero debido a la menor valorización del real en el trimestre. Se destaca también el aumento de la producción de petróleo y gas natural y el aumento de los precios del petróleo y derivados. En comparación al 4T-2007, la ganancia neta consolidada fue el 37% superior, por los mismos motivos anteriormente descritos, con mayor peso para la reducción de los gastos operativos y menor peso para el factor precio. El valor de mercado de la Compañía creció el 69% en relación al 1T-2007 impulsado por el descubrimiento de petróleo y gas en la nueva frontera de exploración de la capa pre-sal y por el potencial de crecimiento de la producción. Ganacia Neta T T T-2008 El EBITDA fue el 26% superior al del 1T-2007 y el 15% superior al del 4T Cuando comparamos el resultado con el 1T-2007, contribuyeron para el resultado operativo disminuciones de gastos, tales como, gastos con plan de pensión y tributarios. Cuando comparamos con el trimestre anterior, las contribuciones surgen de los gastos relativos a costos de exploración (pozos secos), generales y administrativos y de la no existencia de pérdidas en la recuperación de activos, además de tributarias. El fuerte resultado operativo y la elevada generación de efectivo en caja en el 1T-2008 permitió el mantenimiento de altas inversiones en el período, además del pago (desembolso) de R$ 4,07 mil millones en intereses sobre el capital propio. EBITDA La producción promedio de petroleo y gas aumentó el 2% en relación al 1T-2007, debido a la entrada en producción de los FPSO-Cidade do Rio de Janeiro (Espadarte), Piranema (Piranema) y Cidade de Vitória (Golfinho) y de las plataformas P-52 y P-54 (Roncador). Vale destacar el crecimiento de la producción de gas natural doméstico en el trimestre: el 11% en relación al 1T-2007 y el 10% en relación al trimestre anterior. Debido a atrasos relacionados con la disponibilidad de embarcaciones de apoyo a las operaciones off-shore en el 1T- 2008, la producción no se comportó como esperado y el pico de producción de las unidades P-52 y P-54 quedó aplazado para el 2S Adicionalmente, las dificultades en relación al mantenimiento de la presión del reservorio del campo de Golfinho han impedido el mejor desempeño de producción de ese campo Producción Total (mil boed) T T T T T T-2008 Petroleo e LGN Gas Natural Este documento está estructurado en 5 tópicos: SISTEMA PETROBRAS Índice PETROBRAS Índice Desempeño Financiero 05 Estados Contables 3 Desempeño Operativo 10 Estados Contables 24 Apêndices 33

2 Las inversiones realizadas por el Sistema Petrobras en el 1T-2008 fueron el 23% superiores a las del 1T-2007 (31% inferiores a las del 4T-2007) Inversiones (*) T T T-2008 E&P Abast Internacional Otros El Valor Agregado por el Sistema Petrobras fue el 15% superior al del 1T-2007 y el 10% superior al del 4T Valor Agregado T T T-2008 Personal Accionistas Inst.Financ. y Prove. Entidades Gubier., (*) Incluye adquisiciones 2

3 Comentarios del Presidente, Sr. José Sergio Gabrielli de Azevedo Estimados accionistas, es con gran satisfacción que divulgamos el excelente resultado obtenido en el primer trimestre de Alcanzamos un excepcional resultado para este trimestre en la historia de la empresa, de R$ millones, el 68% superior al obtenido en el mismo período de En los primeros meses de 2008, colectamos y divulgamos nuevas informaciones en relación a los bloques en la capa del pre-sal en la Cuenca de Santos. En enero, la compañía anunció la comprobación de la existencia un gran yacimiento de gas natural y condensado en Júpiter en el BM-S-24. El pozo se encuentra a 37 Km al este de Tupi y el reservorio se encuentra a una profundidad de casi metros Las variaciones de precios del petróleo en el corto plazo tienen impacto directo sobre los precios de los derivados, principalmente a través de los costos de materia prima para la refinación, pero su traspaso a los precios de derivados depende de las condiciones específicas de cada mercado y del comportamiento de la tasa de cambio. En el último trimestre tuvimos una combinación de acelerada elevación del precio del petróleo crudo, relativa estabilidad de la producción nacional y poca valorización del real en relación al dólar, lo que impactó lo márgenes de la refinación. Para rentabilizar nuestro negocio de Abastecimiento se necesitan inversiones elevadas en capacidad de conversión, puesto que nuestra producción interna es esencialmente de petróleos pesados. En el segmento de E&P, para tratar de de captar el actual ambiente de precios de petróleo favorables y monetizar las actuales reservas y futuros descubrimientos se necesitan grandes inversiones. Ambas inversiones (E&P e Abast) afectan el flujo de efectivo a corto plazo, pero debido al largo tiempo de maduración de los proyectos en la industria del petróleo, los retornos solamente se darán en el futuro, causando así una disparidad momentánea de ese flujo en la Compañía. Siendo así, la política de precios adoptada por Petrobras, que busca la alineación a medio y largo plazo, tiene dos objetivos principales: protege el mercado de la volatilidad exacerbada de corto plazo y, al mismo tiempo, preserva la capacidad de financiación de las inversiones necesarias para el desarrollo de sus negocios. En consonancia con nuestra política de precios de alineación al mercado internacional a medio y largo plazo, reajustamos en mayo los precios de la gasolina y del diesel en nuestras refinerías en Brasil. Estos ajustes de precios se realizaron con total transparencia, siempre llevando en consideración no sólo los aspectos comerciales y económicos, sino también el peso relativo de nuestras actividades en la economía brasileña y los reflejos que tales ajustes puedan causar. En los próximos meses, Petrobras continuará empeñando sus esfuerzos en esta región prometedora, buscando evaluar el potencial de reservas existentes en el Pre-Sal. Para ello, el Consejo de Administración de la Compañía creó una Gerencia Ejecutiva para tratar sobre los asuntos que envuelven el Pre-Sal, exclusivamente. La principal responsabilidad de esta gerencia, subordinada directamente al Directorio de E&P, será la coordinación de los planes de evaluación que ya están en curso, así como la implantación del Test de Larga Duración (TLD) y del primer piloto de producción en Tupi, previstos, inicialmente, para 2009 y 2010, respectivamente. 3

4 Petrobras también avanzó sus operaciones en el área internacional. En Perú, la Compañía, en consorcio con otros aliados, realizó un descubrimiento de gas en el Bloque 57, situado en la provincia de Cuzco. En el sector estadounidense del Golfo de México, Petrobras, a su vez, remató 22 bloques en la subasta organizada por el órgano regulador de Estados Unidos para actividades marítimas, adoptando la estrategia de concentrar las ofertas en las aguas profundas y ultraprofundas. Con estas nuevas concesiones, la cartera de proyectos de exploración en la región totalizará 221 bloques, de los cuales 157 operados por Petrobras. La Compañía firmó con la compañía estatal venezolana PDVSA un contrato que establece las bases para la sociedad de las dos empresas en la Refinería Abreu y Lima, en Pernambuco, cuyas inversiones se calcula que ascenderán a US$ 4,05 mil millones. La refinería tendrá capacidad para procesar 200 mil barriles de petroleo pesado al día. A su vez, la participación accionaria, fue definida en el 60% de Petrobras y el 40% de PDVSA. El comienzo de la operación de la refinería, previsto para el segundo semestre de 2010, será fundamental para que podamos ampliar nuestra producción interna de diesel, el derivado de mayor consumo en el país. En el sector petroquímico, continuamos avanzando para su consolidación en Brasil. En febrero, Ultrapar transfirió los activos petroquímicos de las Empresas Ipiranga a Petrobras. En el mes siguiente, se aprobó en la Asamblea General Ordinaria la propuesta de incorporación de la controlada total de Petrobrás, a UPB Participações S.A. En esta misma asamblea se aprobó el desdoblamiento de las acciones de la Compañía. Así, para cada acción poseída, se distribuyó una acción nueva de la misma especie. Lo mismo sucedió con los ADR de la Compañía, siendo que la relación entre los ADR y las acciones correspondientes se mantuvo en dos acciones por un ADR. Comprometida en ampliar su participación en el área de Biocombustibles, Petrobras anunció la creación de una subsidiaria totalmente controlada para conducir las actividades relacionadas al asunto. En la actualidad, esas atribuciones se encuentran dispersas en diversas áreas de la Compañía y subsidiarias. Esta nueva empresa absorberá la producción de etanol, la adquisición de insumos y procesamiento de biodiesel, además de administrar las inversiones futuras. También me gustaría subrayar la obtención del grado de inversión alcanzado por Brasil. Esta clasificación dada por la agencia Standard & Poor s significa una mayor estabilidad y capacidad de previsión por parte del mercado inversor en relación al País, mejorando la percepción de riesgo por parte de los inversores, lo que permitirá la entrada de nuevos inversores en títulos y acciones de empresas con sede en Brasil, lo que en particular nos podrá auxiliar en la financiación de nuestras operaciones. Para concluir, me gustaría reiterar nuestro propósito, disposición y capacidad técnica para superar los desafíos que se presentan, manteniendo nuestro enfoque en la rentabilidad con responsabilidad social y ambiental. 4

5 Desempeño Financiero Ganancias Netas e Indicadores Económicos Consolidados Petrobras obtuvo una ganancia neta consolidada de R$ millones, el 68% superior a las ganancias obtenidas en el 1T º Trimestre 4T % Ingreso operativo bruto Ingreso operativo neto Ganancia operativa (1) (859) Resultado financiero (400) (935) (57) Ganancia neta ,15 Ganancia neta por acción 1,58 0, Valor de Mercado (Controlante) Margen bruto (%) (2) 18 Margen operativo (%) Margen neto (%) EBITDA (2) Indicadores Económicos y Financieros 88,69 Petróleo Brent (US$/bbl) 96,90 57, ,7830 Dólar Promédio de Venta (R$) 1,7388 2,1082 (18) 1,7713 Dólar Final de Venta (R$) 1,7491 2,0504 (15) (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 + depreciación/amortización. 1º Trimestre 4T % Ganancia Operativa conforme Ley de las S.A (-) Resultado Financiero (57) 291 (-) Participación en Inversiones Significativas (12) 84 (114) Ganancia Operativa Depreciación/Amortización EBITDA Margen EBITDA (%)

6 Desempeño Financiero A continuación se analiza el comportamiento de los principales componentes de las ganancias netas consolidadas, en relación al 1T-2007: Aumento de la ganancia bruta en R$ millones: Principales Factores Ingreso Neto Variación 1T-2008 X 1T-2007 Costo de las Ventas Ganancia Bruta. Mercado Interno: - efecto de los volúmenes vendidos (1.249) efecto de los precios Mercado Externo: - efecto de los volúmenes exportados (532) 242 (290) - efecto de los precios de exportaciones Aumento de los Gastos: (*) - (4.246) (4.246). Aumento de la rentabilidad del segmento de Distribución (1) Aumento de la rentabilidad de las operaciones de trading (1.673) 420. Aumento de las ventas internacionales 486 (310) 176. Efecto del cambio de las controladas en el exterior. Otros (761) 648 (113) (218) (5.947) (*) Composición de la variación de los gastos relacionados: - importaciones de petroleo, derivados y gas (1) - participaciones gubernamentales en el país - productos no petrolíferos, incluyendo alcohol, biodiesel y otros - materiales, servicios y depreciación - transportes maritimos y dutoviários (2) - sueldos, ventajas y beneficios - servicios de terceros Valor (2.415) (837) (117) (702) (125) (42) (8) (4.246) (1) Valores CIF. (2) Gastos con cabotaje y terminales y ductos. 6

7 Desempeño Financiero Reducción en los gastos operativos (R$ 726 millones), destacando: Tributarios (R$ 150 millones), en virtud de la extinción de la CPMF a partir de enero/2008. Otros gastos operativos (R$ 741 millones), debido a la repactación del Plan Petros en el 1T-2007 (R$ millones), compensados parcialmente por los mayores gastos con multas contractuales referentes al suministro de gas natural (R$ 253 millones); Compensada por el aumento de los gastos de ventas (R$ 177 millones), debido al aumento de los gastos de fletes en virtud de los mayores volúmenes vendidos y del aumento del costo promedio de fletes practicados en la distribución (R$ 40 millones), en las operaciones off-shore (R$ 39 millones) y al aumento de la provisión de créditos de liquidación dudosa. Efecto positivo de R$ 535 millones sobre el resultado financiero neto, debido al efecto de la menor valorización del Real en 2008, sobre la inversión de fondos en el exterior, vía controladas, y en el segmento internacional, en equipos de E&P para uso en Brasil y en la actividad comercial. 7

8 Desempeño Financiero La ganancia neta del 1T-2008 (R$ millones), fue el 37% superior a la ganancia del 4T-2007 (R$ millones), debido a los siguientes factores: Aumento de la ganancia bruta en R$ 790 millones: Principales Factores Ingreso Neto Variación 1T-2008 x 4T-2007 Costo de las Ganancia Ventas Bruta. Mercado Interno: - efecto de los volúmenes vendidos (1.168) 862 (306) - efecto de los precios Mercado Externo: - efecto de los volúmenes exportados (1.177) (156) - efecto de los precios de exportaciones Aumento de los Gastos: (*) - (789) (789). Reducción de la rentabilidad del segmento de Distribución (78) (175) (253). Aumento de la rentabilidad de las operaciones de trading (872) 149. Aumento de las ventas internacionales (1.216) (3). Efecto del cambio de las controladas en el exterior (1.014) 89. Otros (931) (685) 790 (*) Composición de la variación de los gastos relacionados: - participaciones gubernamentales en el país - importaciones de petroleo, derivados y gas (1) - productos no petrolíferos, incluyendo alcohol, biodiesel y otros - materiales, servicios e depreciación - transportes marítimos y dutoviários (2) - servicios de terceros - sueldos, ventajas y beneficios Valor (109) (74) 12 (597) (146) (789) (1) Valores CIF. (2) Gastos con cabotaje y terminales y ductos. 8

9 Desempeño Financiero Reducción en los siguientes gastos operativos: Generales y administrativos (R$ 265 millones), en virtud de los mayores gastos con personal, debido al acuerdo colectivo de trabajo 2007/2008 y ascensos retroactivos a períodos anteriores, además de servicios técnicos; Costos de exploración (R$ 385 millones), en virtud de los menores gastos de exploración en el exterior (R$ 461 millones) y en el país (R$ 129 millones), compensados por el efecto de la provisión para abandono recalculada en dic/07 (R$ 292 millones); Pérdidas en la recuperación de activos (R$ 446 millones), debido a la provisión registrada en el exterior, en el 4T-2007; Gastos Tributarios (R$ 156 millones), debido a la extinción de la CPMF a partir de enero/2008 (R$ 179 millones), compensada parcialmente por el aumento de los gastos con IOF debido al aumento de la tasa en enero/2008 (R$ 34 millones). Efecto positivo del resultado financiero neto (R$ 459 millones) debido a ganancias con variaciones monetarias y cambiarias (R$ 454 millones), debido a la menor valorización del real en el 1T-2008, combinado con menores pérdidas netas con hedge financiero y comercial (R$ 287 millones) y mayores ganancias con inversiones financieras (R$ 28 millones); Participación en inversiones relevantes (R$ 303 millones), en virtud de la provisión para pérdida en inversiones en Venezuela en el 4T-2007 (R$ 119 millones) y ganancias cambiarias sobre la conversión de los patrimonios netos de las subsidiarias en el exterior (R$ 128 millones). Aumento del impuesto sobre la renta y contribución social (R$ millones), debido al efecto del beneficio fiscal de los intereses sobre el capital propio en el 4T-2007 (R$ 671 millones). 9

10 Desempeño Operativo Indicadores Físicos (*) 1º Trimestre 4T % Exploración y Producción - Mil Barriles/día Producción Nacional Petroleo y LGN Gas Natural (1) Total Producción Internacional Consolidada 111 Petroleo y LGN (3) 101 Gas Natural (1) Total (1) 14 Producción Internacional no Consolidada (2) (18) 226 Producción Total Internacional (3) Producción Total (1) No incluye gas licuado e incluye gas reinyectado (2) Empresas no consolidadas en Venezuela. Refino, Transporte y Abastecimiento - Mil Barriles/día 400 Importación de petroleo Importación de derivados Importación de petroleo y derivados Exportación de petroleo (17) 253 Exportación de derivados Exportación de petroleo y derivados (3) (8) 39 Exportación (importación) neta de petroleo y derivados (7) 187 (104) 199 Importación de gas y otros (3) (3) 2 Exportación otros Producción de derivados (7) Brasil Internacional (55) Capacidad instalada de procesamiento primario (3) (4) Brasil Internacional (25) Utilización (%) de la capacidad nominal 90 Brasil (1) 93 Internacional (25) 78 Participación del petróleo nacional em la carga procesada % (3) Los volúmenes de exportaciones de petroleo y derivados incluyen exportaciones en marcha (4) De acuerdo con titularidad reconocida por la ANP. Volumen de ventas - Mil Barriles/día Total de derivados Alcohol, nitrogenados, biodisel y otros Gas natural Total del mercado interno Exportación (8) 480 (5) Ventas internacionales (15) Total del mercado externo (12) Total geral (*) No revisado 10

11 Desempeño Operativo Indicadores de Precios y Costos (*) 1º Trimestre 4T % Precio promedio de realización de derivados básicos 158,98 Mercado Interno (R$/bbl) 163,07 150,97 8 Precio promedio de venta - US$ por bbl Brasil 76,75 (5) Petroleo (US$/bbl) 86,13 47, ,67 (6) Gas Natural (US$/bbl) 37,16 32,71 14 Internacional 59,42 Petroleo (US$/bbl) 62,23 42, ,45 Gas Natural (US$/bbl) 16,98 14,48 17 (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$/barril Costo de extracción de petroleo (lifting cost ): Brasil 8,60 sin participación gubernamental 8,66 7, ,16 con participación gubernamental 24,82 16, ,41 Internacional 4,32 3,89 11 Costo de refino 3,60 Brasil 3,61 2, ,04 Internacional 6,16 2, Overhead Corporativo (US$ millones) - Controlante (7) Costos - R$/barril Costo de extracción de petroleo (lifting cost ): Brasil 15,22 sin participación gubernamental 15,16 15,20-40,98 con participación gubernamental 43,20 34,12 27 Costo de refino 6,36 Brasil 6,30 5,36 18 (7) La Compañía, en el sentido de tener una mayor adherencia de los indicadores a sus modelos de gestión y operativo, revisó los conceptos de los mismos, promoviendo el recálculo de períodos anteriores, conforme ya divulgado en el Informe del (*) No revisado 11

12 Desempeño Operativo Exploración y Producción Mil Barriles/día Producción de Petróleo y LGN - Exterior Mil Barriles Dia Producción de Petróleo y LGN - País Mil Barriles Dia 111-3% % T T T T-2008 El inicio de la producción de los FPSO-Cidade do Rio de Janeiro (Espadarte), Piranema (Piranema) y Cidade de Vitória (Golfinho), P-52 y P-54 (ambas en Roncador) compensó la declinación natural de la producción. La producción internacional de petróleo de las empresas consolidadas fue menor debido a la declinación natural de los campos maduros de Argentina. La producción de gas de las empresas consolidadas permaneció prácticamente estable en relación al 1T Producción de Petróleo y LGN - País Mil Barriles Dia % Producción de Petróleo y LGN - Exterior Mil Barriles Dia 111-3% 108 4T T-2008 Aumento debido al inicio de la producción del FPSO Cidade de Vitória (Golfinho), P-52 y P-54 (Roncador), superando la declinación natural de la producción. 4T T-2008 La producción internacional de petróleo de las empresas consolidadas se redujo en función de la declinación natural de los campos maduros en Argentina. La producción de gas de las empresas consolidadas aumentó el 2% debido a la huelga de los trabajadores del petróleo ocurrida en el 4T-2007, que afectó la producción en los pozos en Santa Cruz I y II en Argentina en el 4T

13 Desempeño Operativo Refino, Transporte y Abastecimiento Mil Barriles/días Carga Fresca Procesada Mil Barriles Dia -0,3% Costos Lifting Cost (US$/barril) Lifting Cost - US$/Barril Sin Participaciones Gubernamentales 8,66 +20% 7,20 1T T-2008 La carga procesada (procesamiento primario) por las refinerías del País, en el 1T-2008, fue el 0,3% inferior en relación al 1T-2007, en función de la parada programada general para mantenimiento de la Unidad de Destilación de Replan (U-200A) en el mes de marzo/2008. La U-200A de Replan es una de las mayores unidades de destilación atmosférica de Petrobras habiendo tenido su última parada programada general para mantenimiento en T T-2008 Descontándose los efectos de la valorización del Real, el indicador aumentó el 8%, debido al reajuste salarial y al aumento de la fuerza de trabajo, asociados los costos unitarios iniciales más elevados de los nuevos sistemas de producción, los cuales tenderán a reducirse con el aumento gradual de la producción. Carga Fresca Procesada Mil Barriles Dia % Lifting Cost - US$/Barril Sin Participaciones Gubernamentales 8,60 +1% 8,66 4T T-2008 En el 1T-2008, la carga fresca procesada por las refinerías en el país se redujo el 1%, comparada al 4T-2007, también en función de la parada programada general para mantenimiento de la Unidad de Destilación de Replan en el mes de marzo/ T T-2008 Descontándose los efectos de la valorización del Real, el lifting cost unitario disminuyó el 1%, ocasionado, básicamente, por el reajuste salarial concedido en el 4T-2007, compensado, parcialmente, por los mayores gastos, en el 1T-2008, con mantenimientos preventivos y correctivos y paradas programadas de las plataformas P-20 y PPM-1. La carga procesada por las refinerías en el exterior se redujo el 36% en relación al 1T-2007, debido a la venta de las refinerías de Bolivia, en junio/2007 y a las paradas en las refinerías de Argentina y Estados Unidos ocurridas en el 1T La carga procesada por las refinerías en el exterior se redujo el 26% en relación al 4T-2007, debido a las paradas programadas ocurridas en este trimestre en Argentina y Estados Unidos. 13

14 Desempeño Operativo Lifting Cost - US$/Barril Con Participaciones Gubernamentales 24,82 +53% 16,24 Lifting Cost - US$/Barril Internacional 3,89 +11% 4,32 1T T T T-2008 El crecimiento se debe a los mayores costos de extracción, al aumento de las cotizaciones internacionales sobre las participaciones gubernamentales, y a los mayores volúmenes producidos, debido a la entrada en operación de las plataformas P-34, FPSO-Cidade do Rio de Janeiro, FPSO-Cidade de Vitória, P-52 y P-54. El aumento es consecuencia del reajuste de los precios de los servicios de terceros y materiales en Argentina. Lifting Cost - US$/Barril Internacional -2% 4,41 4,32 Lifting Cost - US$/Barril Con Participaciones Gubernamentales 24,82 +7% 23,16 4T T-2008 La reducción se debió a los menores gastos con servicios de terceros en Argentina, como consecuencia de la menor intervención para reparaciones en pozos en ese trimestre. 4T T-2008 El aumento es consecuencia de la elevación del precio promedio de referencia del petroleo nacional para el cálculo de las participaciones gubernamentales, con base en las cotizaciones internacionales. 14

15 Desempeño Operativo Costo de Refino (US$/Barril) Costo de Refino - US$/Barril Brasil 3,61 +42% 2,54 Costo de Refino - US$/Barril Internacional 6, % 2,42 1T T T T-2008 Descontándose los efectos de la valorización del Real, el indicador aumentó el 21%, debido a los mayores gastos operativos, reflejo de la mayor complejidad de las unidades de refinación, con el objetivo de adaptar las refinerías a las nuevas demandas de calidad de los productos respecto a las exigencias ambientales y del mercado, del reajuste salarial y al aumento de la fuerza de trabajo, así como del aumento de la tarifa de la energía eléctrica. Costo de Refino - US$/Barril Brasil Mayores costos en EEUU, en función de la parada programada en la refinería de Pasadena asociado a la reducción de la carga procesada total en el 1T Costo de Refino - US$/Barril Internacional 6,16 3, % 3,60 0% 3,61 4T T T T-2008 Descontándose los efectos de la valorización del real, el costo de refino se redujo el 2%, reflejo de los menores gastos con servicios de mantenimiento. En comparación al 4T-2007, aumentó el costo promedio unitario del refino internacional, en función de paradas programadas en EE.UU. y Argentina, asociado a menor carga procesada total en el 1T

16 Desempeño Operativo Overhead Corporativo Controlante (US$ millones) Overhead Corporativo US$ Millones +22% T T-2008 El aumento del 22% fue reflejo del crecimiento y del aumento de la complejidad de las operaciones de la Compañía. Descontándose los efectos de la valorización del Real en el 18%, siendo la totalidad de los gastos en Reales en esta actividad, el indicador aumentó el 4% en relación al 1T-2007, debido a los mayores gastos con servicios vinculados a procesamiento de datos, servicios técnicos especializados y apoyo administrativo, publicidad y propaganda y patrocinios no incentivados. Overhead Corporativo US$ Millones % 648 Volumen de ventas Mil Barriles/día El volumen de ventas en el mercado interno creció en el 1T-2008 el 8,10%, destacándose el diesel, QAV y gas natural. El aumento de las ventas de diesel refleja el mejor desempeño de la economía y el funcionamiento de térmicas de emergencia a diesel. Las ventas de QAV fueron impulsadas por la expansión del turismo, apalancada por la valorización del Real frente al Dólar, y por el crecimiento económico. Las ventas de gas natural crecieron el 33,62% debido a los mayores volúmenes consumidos de gas combustible industrial, en sustitución al petroleo combustible. Las ventas internacionales se redujeron el 14,96% debido a los menores volúmenes comercializados de trading en EE.UU., venta de las refinerías de Bolivia, reducción de los volúmenes vendidos de petroleo y gas en Bolivia y a terceros en Argentina, relacionado a la declinación natural de la producción de los campos maduros y, en Ecuador, debido a la falta de la comercialización de la producción en el mes de mar/2008. El volumen de las exportaciones en 2008 refleja la retracción del mercado estadounidense generada por la crisis económica. En el 1T-2008, el volumen de ventas en el mercado interno fue inferior en el 2,25% al 4T-2007 debido a la desaceleración estacional del consumo relacionada al diesel, considerando que la actividad agrícola fue más intensa en el 4T T T-2008 La reducción del 18% fue en función, principalmente, de la revisión actuarial del plan de pensión y de la provisión de gastos con AMS en enero/2008, y de la mayor concentración, en el 4T-2007, de gastos vinculados a patrocinios deportivos y culturales, entre ellos los incentivados por la Ley Rouanet y con donaciones al Fondo de la Infancia y Adolescencia (FIA). 16

17 Desempeño Operativo (1) (3) RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO Ene-Mar 4T % EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN ABASTECIMIENTO (566) (127) (486) GAS Y ENERGÍA (396) (316) DISTRIBUCIÓN (940) INTERNACIONAL (2) 50 (261) (119) (1.363) CORPORATIVO (1.443) (2.580) (44) (636) ELIMINACIONES (463) (110) GANANCIA NETA CONSOLIDADA (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. 28. (2) En el área de negocio Internacional la comparación de los períodos se ve influenciada por 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. (3) Los gastos con formación de los nuevos empleados de Petrobras pasaron a ser asignados de acuerdo con el área de actuación de cada profesional, dejando de ser íntegramente asignados a los gastos administrativos del grupo de órganos corporativos. Con el objetivo de mantener la capacidad de comparación entre los períodos, presentamos los estados contables anteriores de acuerdo con los nuevos criterios. 17

18 Desempeño Operativo RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO Petrobras es una compañía que opera de manera integrada, siendo la mayor parte de la producción de petroleo y gas del área de Exploración y Producción transferida para otras áreas de la Compañía. Destacamos, a continuación, los principales criterios utilizados en la verificación de los 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 de cada área, así como los gastos operativos efectivamente realizados en cada área; c) El resultado financiero se asigna totalmente al grupo de órganos corporativos; d) Activos: incluyen los activos identificados a cada área. Las cuentas patrimoniales de naturaleza financiera se designan al grupo de órganos corporativos. El spread entre el precio promedio del petroleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent aumentó de US$ 9,96/bbl en el 1T-2007 para US$ 10,77/bbl en el 1T Resultado Segmento E&P () T T-2008 En relación al 4T-2007 la ganancia neta fue el 17% superior debido a los mayores precios promedio del petroleo nacional y por el aumento del 2% en la producción diaria de petroleo y LGN. Estos efectos fueron parcialmente compensados por mayores gastos con prospección. El spread entre el precio promedio del petroleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent redujo de US$ 11,94/bbl en el 4T-2007 para US$ 10,77/bbl en el 1T Resultado Segmento E&P () Resultado Segmento Abastecimiento () (566) 1T T T T-2008 La ganancia neta de E&P en al 1T-2008 fue el 86% superior a la verificada en el mismo período del ejercicio anterior, debido a la elevación en los precios promedio del petroleo nacional y al aumento del 1% en la producción diaria de petroleo y LGN. Parte de esos efectos fue compensada por el aumento de los gastos con participaciones gubernamentales y mayores gastos de exploración, originados por haber dado de baja pozos sin viabilidad económica. El resultado verificado en el 1T-2008 es consecuencia del aumento de los costos de adquisición/transferencia de petroleo y de la importación de derivados, reflejando el comportamiento de las cotizaciones internacionales. Parte de esos efectos fue compensada por el aumento del precio promedio de realización de los derivados en los mercados interno y externo y por la mayor participación del petroleo nacional en la carga procesada. 18

19 Desempeño Operativo Resultado Segmento Abastecimiento () Resultado Segmento Gas y Energia () 301 (566) (486) (396) 4T T T T-2008 El aumento de las cotizaciones internacionales del petroleo, asociado a la reducción estacional del volumen de ventas fueron las principales causas para el menor resultado verificado en el 1T Parte de esos efectos fue compensada por el aumento del precio promedio de venta de los derivados, así como por la realización, en el 1T- 2008, de existencias formadas por menores costos de adquisición en el trimestre anterior. Resultado Segmento Gas y Energia () El resultado verificado en el 1T-2008 es consecuencia de los mejores márgenes en la comercialización de energía eléctrica y también por la reducción en los gastos con ventas, generales y administrativos. Parte de esos efectos fue compensada por el aumento de las multas y cargas contractuales vinculadas al suministro de gas natural. Resultado Segmento Distribuición () (316) (396) T T-2008 Las multas y cargas contractuales vinculadas al suministro de gas natural, por el valor de R$ 253 millones, y los menores márgenes en los negocios de energía afectaron el resultado del 1T Parte de esos efectos fue compensada por el aumento de los volúmenes vendidos de energía eléctrica, así como por el aumento de los volúmenes vendidos y de los precios promedio de gas natural natural. 1T T-2008 La Distribución verificó ganancias netas el 66% superiores a las del 1T-2007, motivado, principalmente, por la reducción de los gastos tributarios, debido a la extinción de la CPMF, así como por el mantenimiento del esfuerzo de reducción de los gastos de ventas, generales y administrativos que presentaron un aumento de apenas el 6% contra un aumento del 15% en el volumen comercializado. La participación en el mercado de distribución de combustibles fue del 35,9%, mientras que en el 1T era del 33,6%. 19

20 Desempeño Operativo Resultado Segmento Distribuición () Resultado Segmento Internacional () T T-2008 (940) 4T T-2008 En el 4T-2007 la ganancia neta del período fue superior en el 198%, en función del reconocimiento de mayores gastos operativos, considerando, principalmente, los efectos de la revisión de los valores envueltos en procesos judiciales y del nuevo plan de cargos y sueldos aprobado en acuerdo colectivo. Parte de esos efectos fue compensada por la reducción estacional en el volumen de ventas. La participación en el mercado de distribución de combustibles fue del 35,9%, mientras que en el 4T era del 34,8%. La variación del resultado del 1T-2008, en comparación con la del 4T-2007, se debió principalmente a la reducción de R$ 538 millones en los costos de exploración para extracción de petroleo principalmente, debido a la menor baja de pozos secos en EE.UU. y Colombia, así como por el registro de impairment en Ecuador, EE.UU. y Angola en el 4T-2007, por un valor de R$ 401 millones. Resultado Segmento Corporativo () Resultado Segmento Internacional () (2.580) (1.443) 50 (261) 1T T-2008 El mejor resultado verificado en el 1T-2008 se debió a un aumento de la ganancia bruta en R$ 67 millones, en función de mejores precios y también por la reducción de R$ 292 millones en los costos de exploración para extracción de petroleo en Turquía, Angola, EE.UU., Libia y Venezuela. 1T T-2008 El mejor resultado en el 1T-2008, cuando comparado al mismo trimestre de ejercicio anterior se debe a los factores siguientes: Reducción de R$ 535 millones en los gastos financieros netos, conforme página 6; Reducción de R$ 632 millones debido a los gastos con la repactación del reglamento del Plan Petros realizados en el 1T-2007; Reducción de R$ 74 millones en los gastos tributarios en virtud de la extinción de la CPMF. 20

21 Desempeño Operativo Resultado Segmento Corporativo () (1.363) (1.443) 4T T-2008 La variación en el resultado del 1T-2008 fue consecuencia del menor impuesto sobre la renta y contribución social, acreedores en este período, llevando en consideración la provisión de intereses sobre el capital propio en el 4T-2007, lo que generó un beneficio fiscal por un valor de R$ 671 millones. Este efecto fue parcialmente compensado por la reducción de R$ 459 millones en los gastos financieros netos, conforme se muestra en la página 8. 21

22 Desempeño Operativo Endeudamiento Consolidado % Endeudamiento Corto Plazo (1) (15) Endeudamiento Largo Plazo (1) Total Disponibilidades (12) Endeudamiento neto (2) Endeudamiento neto / (Endeudamiento neto+patrimonio neto) (1) 21% 19% 2 Pasivo total neto (1) (3) Estructura de capital (capital de terceros neto / pasivo total neto) 47% 48% (1) (1) Incluye endeudamiento asumido a través de contratos de Leasing (R$ millones al y R$ millones al ). (2) Endeudamiento Total Disponibilidades. (3) Pasivo total neto de efectivo en caja/inversiones financieras. El endeudamiento neto del Sistema Petrobras al , el 19% superior al del , fue debido al aumento de las financiaciones, principalmente por la contratación de líneas de crédito con el fin de aumentar las exportaciones de etanol y por la captación de recursos en PifCo., a través de la emisión de Global Notes, además de la reducción de las disponibilidades, por el pago de intereses sobre el capital propio. El nivel de endeudamiento, medido a través del índice de la deuda neta /EBITDA aumentó de 0,53 al para 0,57 al La estructura de capital está representada por el 47% de participación de capitales de terceros, con redución de 1 punto percentual en comparación al Abertura por moneda Financiaciones Corto Prazo 17% Leasing LP 2% Leasing CP 1% Endeudamiento Bruto Total Financiaciones Largo Prazo 80% Hasta 6% Otras Abertura por tasa 38% 6% 10% 19% De 10 a 12% 27% De 6 a 8% De 8 a 10% "Notes" 29% Dólar 65% Abertura por categoria Debentures 10% BNDES 17% Reales 30% Iene 3% Otras 2% Abertura por tipo de tasa Fijas 48% 52% Instituciones Financieras 34% Otros 10% Abertura por fecha de vencimiento Endeudamiento Bruto Flutuantes % % 12% 2011 Endeudamiento neto 33% 10% 8% Disponibilidades Após

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 petroleo y gas natural, a través de inversiones propias y de la estructuración de proyectos con aliados. Al , las inversiones totales ascienden a R$ millones, representando un aumento del 23% sobre los recursos aplicados al Período Ene-Mar 2008 % 2007 % % Inversiones Directas Exploración y producción Abastecimiento Gas y Energía Internacional (31) Distribución (11) Corporativo Sociedades de Propósito Específico (SPEs) Emprendimientos em Negociación Proyectos Estructurados Total de inversiones Período Ene-Mar 2008 % 2007 % % Internacional Exploración y producción (34) Abastecimiento Gas y Energía (14) Distribución (80) Otros Total de inversiones (31) * Período Ene-Mar 2008 % 2007 % % Proyectos Estructurados por SPEs Gasene CDMPI PDET Off Shore Codajás Mexilhão Marlim Leste (66) Malhas (54) Amazônia (100) 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 petroleo y de gas natural. En la actualidad, la Compañía mantiene 93 alianzas. Para esos proyectos se han previsto inversiones totales del orden de US$ millones, hasta el final del ejercicio corriente. 23

24 Estados Contables Estado de Resultado Consolidado 1º Trimestre 4T Ventas brutas (12.505) Cargos de ventas (12.266) (11.233) Ventas netas (28.954) Costo de los productos vendidos (29.639) (23.692) Ganancia bruta Gastos operativos (1.567) Ventas (1.592) (1.415) (1.830) Generales y administrativas (1.565) (1.545) (1.070) Costos de exploración para extracción de petroleo (685) (655) (446) Pérdida en la recuperación de activos - - (492) Investigación y desarrollo (417) (382) (305) Tributarias (149) (299) (442) Plan de pensión y asistencia medica (356) (453) (1.112) Otras (1.145) (1.886) (7.264) (5.909) (6.635) Financieras netas 806 Ingresos (920) Gastos (814) (883) (1.603) Var. monetarias y cambiarias activas (211) (1.870) 858 Var. monetarias y cambiarias pasivas (80) (859) (400) (935) (8.123) (6.309) (7.570) (291) Resultado de la Inversiones Significativas 12 (84) Ganancia operativa (350) Ingresos (gastos) no operativos (12) 27 (2.358) Impuesto sobre la renta/contribución social (3.971) (2.968) (288) Participación de los accionistas no controlantes (48) (476) 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. 24

25 Estados Contables Balance General Consolidado ACTIVO Corriente Disponibilidades Cuentas por cobrar Existencias Títulos y valores mobiliarios Impuestos y tasas por recuperar Otros No Corriente Realizable a Largo Plazo Cuentas Petróleo y Alcohol Adelantos a proveedores Títulos y valores mobiliarios Impuestos y Contribuciones sociales diferidos Adelanto - Plan de pensión 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 Otros Resultado de Ejercicios Futuros Participación de los Accionistas no Controlantes Patrimonio Neto Capital realizado Reservas/Ganancia del ejercicio Ganancia neta Total del Pasivo

26 Estados Contables Estado del Flujo de Efectivo Consolidado Período Ene-Mar 4T Resultado del Período (+) Ajustes Depreciación y amortización (211) Cargos s/financiación y emp. Vinculadas 714 (676) 288 Participación de los accionistas no controlantes Resultado de participaciones en inversiones significativas (12) Variación cambiária del activo permanente (25) Impuesto a la renta y contribuciones diferidas (88) Variación de existencias (1.796) Variación de proveedores 822 (1.895) 552 Variación del Plan de Pensión y Asistencia Medica (413) Otros Ajustes (1.014) (117) (=) Efectivo generado por las Actividades Operativas (13.916) (-) Efectivo utilizado en Actividades de Inversión (10.070) (8.151) (5.348) Inversiones en E&P (5.341) (4.364) (4.411) Inversiones en Refinación y Transporte (2.380) (1.102) (2.014) Inversiones en Gas y Energía (1.436) (704) (559) Inversiones en Distribución (82) (104) (1.327) Inversiones en Segmento Internacional (1.197) (1.526) (139) Títulos y Valores Mobiliarios 514 (200) (12) Dividendos (106) Otras Inversiones (185) (237) (2.560) (=) Flujo de Efectivo Neto (299) (458) (-) Efectivo utilizado en Actividades de Financiación (1.212) (6.908) Financiaciones (1.035) (2) Dividendos (4.074) (5.873) (1.145) (=) Generación de Efectivo en el Período (1.511) (7.366) 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. 26

27 Estados Contables Estado del Valor Agregado Consolidado Período Ene-Mar Detalle Ingresos brutos por ventas, servicios y resultado no operativo* Materiales consumidos (6.966) (5.576) Productos para reventa (13.453) (7.949) Materiales, energía, servicios y otros (4.891) (7.124) Valor Agregado Generado Depreciación y amortización (2.532) (2.411) Participación en Subsidiarias, Amortización de Llave / Llave Negativa 12 (84) Ingresos financieros Alquileres y royalties Valor Agregado Total a Asignar Asignación del valor agregado Personal Sueldos, beneficios y cargos Entidades gubernamentales Impuestos, tasas y contribuciones Participaciones del gobierno Instituciones financieras y proveedores Interés, variaciones cambiarias y monetarias Gastos con alquileres y arriendos Accionistas Participación de los accionistas no controlantes Dividendos/Interese s/capital Propio - - Ganancia neta del período Valor Agregado Distribuido * Neto de Provisión para Créditos de Liquidación Dudosa. 27

28 Estados Contables Estado Consolidado del Resultado por Área de Negocio - Ene-Mar/2008 R$ MILLONES E&P ABAST GAS & ENERGíA DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ESTADO DEL RESULTADO Ingresos Operativos Netos (35.967) Intersegmentos (35.967) - Terceros Costo de Productos y Serv. Vendidos (9.505) (37.133) (3.161) (11.389) (3.659) (29.639) Ganancia Bruta (759) Gastos Operativos (1.009) (1.296) (706) (628) (646) (1.683) 59 (5.909) Gastos c/ Ventas, Generales y Adm. (129) (1.100) (249) (626) (347) (764) 58 (3.157) Gastos Tributarios (15) (32) (9) (1) (24) (68) - (149) Costos Exploratorios para Extracción de Petroleo (538) (147) - - (685) Gastos en Investigación y Desarrollo (213) (82) (31) (3) (1) (87) - (417) Plan de Pensión y Asistencia Medica (356) - (356) Otros Ingresos (Gastos) Operativos (114) (82) (417) 2 (127) (408) 1 (1.145) Ganancia (Pérdida) Operativa (903) (502) (1.683) (700) Gastos Financieros Netos (400) - (400) Resultado de la equivalencia patrimonial - 1 (26) 3 47 (13) - 12 Ingresos (Gastos) No Operativos (7) (4) (1) - (3) 3 - (12) Ganancia (Pérdida) Antes de Impuestos y Participación (906) (529) (2.093) (700) de los Accionistas no Controlantes Impuesto a la renta y Contribución Social (4.926) (160) (102) (3.971) Participación de Accionistas no Controlantes (133) 31 (38) - (58) (48) Ganancia (Pérdida) Neta (566) (396) (1.443) (463) Estado Consolidado del Resultado por Área de Negocio - Ene-Mar/2007 R$ MILLONES E&P ABAST GAS & ENERGÍA DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ESTADO DEL RESULTADO Ingresos Operativos Netos (24.802) Intersegmentos (24.802) - Terceros Costo de Productos y Serv. Vendidos (7.938) (25.248) (1.925) (9.252) (3.926) (23.692) Ganancia Bruta (205) Gastos Operativos (972) (1.260) (526) (678) (901) (2.336) 38 (6.635) Gastos c/ Ventas, Generales y Adm. (173) (898) (261) (593) (386) (688) 39 (2.960) Gastos Tributarios (12) (42) (26) (49) (28) (142) - (299) Costos Exploratorios para Extracción de Petroleo (216) (439) - - (655) Gastos en Investigación y Desarrollo (187) (71) (40) (3) (1) (80) - (382) Plan de Pensión y Asistencia Medica (453) - (453) Otros Ingresos (Gastos) Operativos (384) (249) (199) (33) (47) (973) (1) (1.886) Ganancia (Pérdida) Operativa (305) 293 (156) (2.336) (167) Gastos Financieros Netos (935) - (935) Resultado de la equivalencia patrimonial (4) 9 (137) - (84) Ingresos (Gastos) No Operativos (3) (3) - 27 Ganancia (Pérdida) Antes de Impuestos y Participación de los Accionistas no Controlantes Impuesto a la renta y Contribución Social (2.738) (1.084) (296) (100) (124) (66) (3.411) 861 (167) (2.968) Participación de Accionistas no Controlantes (232) (21) (122) - (71) (30) - (476) Ganancia (Pérdida) Neta (316) 189 (261) (2.580) (110) Parte de los gastos con ociosidad de termoeléctricas pasó a ser asignada al CPV llevando en consideración la asignación de esos gastos con la venta de energía vinculada a la capacidad disponible para comercialización, independientemente de los volúmenes efectivamente generados. Con el objetivo de uniformizar el criterio de asignación de gastos con Seguridad, Salud y Medioambiente pasamos a asignar íntegramente estos gastos en el grupo de Otros Ingresos (Gastos) Operativos. Los gastos con formación de los nuevos empleados de Petrobras pasaron a ser asignados de acuerdo con el área de actuación de cada profesional, dejando de ser íntegramente asignados a los gastos administrativos del grupo de órganos corporativos. Con el objetivo de mantener la capacidad de comparación entre los períodos, presentamos los estados contables anteriores de acuerdo con los nuevos criterios anteriormente definidos. 28