RESULTADO DEL PRIMER TRIMESTRE 2012

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1 RESULTADO DEL PRIMER TRIMESTRE 2012 Río de Janeiro 15 de mayo de 2012 Petrobras divulga hoy sus resultados consolidados expresados en millones de Reales, según los estándares internacionales de contabilidad (International Financial Reporting Standards IFRS) emitidos por el International Accounting Standards Board IASB. La ganancia neta consolidada ascendió a R$ millones en el 1T El EBITDA del 1T-2012 fue de R$ millones, el 4% el superior al 1T Principales destaques 0 1er Trimestre 1T12 x 4T x ,049 Ganancia neta consolidado atribuíble a los miembros de la 82 Petrobras 9,214 10,985 (16) 2,670 - Produción total de petróleo y gás natural (mil bbl/dia) 2,676 2, , EBTIDA ajustado 16,521 15,855 4 La producción creció el 2% en relación al 1T-2011, principalmente en función de los campos de Jubarte, Marlim Sul, Caratinga, Albacora, Mexilhão y Uruguá, además de la contribución del pre-sal por medio del campo de Lula. Iniciada la producción del campo de Cascade, en el Golfo de México, en aguas profundas. Descubrimientos en el Pre-Sal en la Cuenca de Santos tales como Carioca Sela y Carcará y en la Cuenca de Campos, Pão de Açúcar. Además, se descubrió un nuevo acumulo de petróleo y gas en la Cuenca del Solimões, en el Estado de Amazonas. Crecimiento del 3% en la producción de derivados en relación al 1T Las inversiones en el 1T-2012 ascendieron a R$ millones, 14% superiores en relación al 1T-2011, siendo el 52% en las actividades de E&P. Captación de US$ 7,2 mil millones en bonds en el mercado internacional con vencimientos a 3, 5,10 y 30 años. En el primer trimestre de 2012, la Compañía desembolsó R$ millones, a título de intereses sobre el capital propio para sus accionistas, por el valor de R$ 0,20 por acción y pagará dividendos de R$ millones, conforme deliberado por la AGO del Se hizo provisión, el , de la primera parte de intereses sobre el capital propio por el monto de R$ millones, en un valor bruto de R$ 0,20 por acción, con previsión de pago hasta el

2 Comentarios de la Presidente Sra. Maria das Graças Silva Foster Estimados Accionistas e Inversores: Esta es la primera vez que me dirijo a Uds. en calidad de presidente de Petrobras. Es para mí un honor asumir tal responsabilidad y quiero decirles que esta gestión estará regida por el diálogo, tanto con el accionista controlante, como con los accionistas minoritarios. Les aseguro que conozco muy de cerca la competencia del cuerpo funcional de esta Compañía y su gran capacidad de superar desafíos. Ese es, sin duda, el principal fundamento para la realización de nuestro proyecto de crecimiento. Esta presidencia que está al frente de Petrobras y todo su directorio se enfocarán en la realización del plan de negocios, en la eficiencia operativa y en el control de costos. Siempre que sea necesario no titubearemos en realizar los debidos ajustes y correcciones utilizando las mejores prácticas del análisis técnico y financiero, preservando la solvencia y la liquidez de la Compañía y asegurando la permanencia de la empresa en el nivel de grado de inversión. Petrobras es una Compañía capitalizada que dispone de una extraordinaria cartera de activos de petróleo y gas natural, lo que nos proporciona un futuro prometedor. Para asegurar nuestro crecimiento continuo de manera rentable y sostenible, estamos realizando un riguroso acompañamiento gerencial de todas las etapas de los proyectos en cartera. Ese acompañamiento más próximo a los proyectos nos permitirá mantener las principales directrices de la gestión anterior, pero con un grado más preciso de supervisión y corrección de eventuales desvíos. El objetivo de Petrobras es el retorno y el crecimiento de sus negocios, teniendo pleno conocimiento del papel que desempeña como aliada en el desarrollo de los países en los que actúa, posibilitando la escala necesaria para hacer que prospere la industria de bienes y servicios, principalmente en Brasil que es nuestro principal mercado. Nuestros resultados deben también reflejar el respeto total por la seguridad y el medio ambiente. Esa es la razón del incansable esfuerzo de nuestra administración en la búsqueda del índice cero de accidentes y derramamientos en nuestras operaciones. Es en ese contexto que les presento los resultados obtenidos en el primer trimestre de Subrayo que estamos aptos y comprometidos para invertir los fondos disponibles con disciplina, generando de manera eficiente una de las mejores carteras de inversión del mundo, generando así retorno para nuestros accionistas, inversores y para toda la sociedad. 2

3 Principales ítems e indicadores económicos consolidados 1T12 X 4T11 1er Trimestre 2012 X Ingresos de ventas Ganancia bruta Ganancia antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos (4) Resultado financiero neto (77) Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (16) 0,39 82 Ganancia neta por acción 1 0,71 0,84 (15) Valor de mercado (Controlante) (23) 27 4 Margen bruto (6) 11 7 Margen operativo (5) 8 6 Margen neto (6) EBITDA Resultado neto por segmento de negocio E&P (4.412) 4. Abastecimiento (4.599) (94) Gas y energía (40) 10. Biocombustible (44) (12) Distribución (2) Internacional (795) (57). Corporativo (340) 879 (139) (17) Inversiones consolidadas ,31 8 Petróleo Brent (US$/bbl) 118,49 104, ,80 (2) Dólar promedio de venta (R$) 1,77 1,67 6 1,88 (3) Dólar final de venta (R$) 1,82 1, ,32 (1) Selic- taxa promedio 10,30 11,22 (1) Indicadores de precios promedio 173,13 2 Precio de los derivados en el mercado interno (R$/bbl) 176,72 163,72 8 Precio de venta - Brasil 103,10 8. Petróleo (US$/bbl) 4 111,56 94, ,51 (3). Gas natural (US$/bbl) 5 52,12 49,27 6 Precio de venta - Internacional 97,11 3. Petróleo (US$/bbl) 99,99 87, ,31 (5). Gas natural (US$/bbl) 20,15 16,36 23 Las informaciones del 1T-2011 se ajustaron mediante la adopción de la práctica contable prevista en el CPC 19 (R1), que permite la utilización del método de la equivalencia patrimonial para la evaluación y presentación de inversiones en entidades controladas en conjunto, a partir del. Aunque la adopción del CPC 19 haya producido alteraciones en cuentas de activo, pasivo, ingresos y gastos, así como en indicadores, el efecto fue nulo en términos de la ganancia neta y del patrimonio neto atribuibles a los accionistas de Petrobras. 1 Ganancia neta por acción calculada con base en la media ponderada por la cantidad de acciones. 2 Para el cálculo fue considerado la ganancia antes del resultado financiero, de las participaciones y impuestos. 3 Ganancia antes del resultado financiero y equidad + depreciación/amortización. 4 Media de las exportación y de los precios internos de transferencia del E&P para el Abastecimiento. 5 A partir de Setiembre/2011 la Compañía paso a divulgar el precio de realización del gas natural. 3

4 RESULTADO DE LAS OPERACIONES Resultados del 1T-2012 x : Ganancia bruta 6 Ganancia bruta de R$ millones, el 17% superior a la del (R$ millones), con destaque para: Ingresos de ventas de R$ millones, el 1% superiores a los del (R$ millones), reflejando: Mayor volumen de exportación de petróleo (38%), teniendo en vista la realización de las existencias producidas en el final de 2011, así como la reducción de 1% do petróleo nacional en la carga procesada y el aumento de 1% en la producción, compensados parcialmente por la reducción estacional de la demanda de diesel; Aumento de los precios de las exportaciones de petróleo (8%), así como de la gasolina y del diesel en el mercado interno a partir de noviembre/2011, en el 10% y el 2%, respectivamente. Costo de los productos vendidos de R$ millones, el 4% inferior en relación al del (R$ millones), debido a la menor participación de derivados importados, principalmente diesel, diseñado para atender a la demanda de calefacción a partir del 2T Además del reconocimiento, en el, de depreciación/agotamiento de activos que ya se encontraban en operación (R$ 670 millones). Ganancia operativa La ganancia operativa de R$ millones, el 57% superior a la del (R$ millones), debido a la reducción R$ millones de los gastos operativos, principalmente con: Menores costos de exploración para extracción de petróleo (R$ 491 millones); Reconocimiento de pérdidas en la recuperación de activos - Impairment (R$ 659 millones), en el. Ganancia neta Ganancia neta de R$ millones, el 82% superior a la del (R$ millones), reflejando el aumento de la ganancia operativa. 6 Para mayores detalles, ver apéndice 1. 4

5 Resultados de los ejercicios 1T-2012 x 1T-2011: Ganancia bruta 7 Ganancia bruta de R$ millones, el 2% superior a la del 1T-2011 (R$ millones), con destaque para lo siguiente: Ingresos de ventas de R$ millones, el 22% superior a los del 1T-2011 (R$ millones), reflejando: Mayores precios practicados en las exportaciones y en las ventas en el mercado interno para los derivados vinculados al comportamiento de las cotizaciones en el mercado internacional (Brent 13%) y del cambio; Aumento de los precios de la gasolina y del diesel en el mercado interno a partir de noviembre/2011, el 10% y el 2%, respectivamente; Mayor volumen exportado de petróleo (20%); aumento del 10% en la demanda de derivados en el mercado interno debido a la demanda, principalmente de la gasolina (24%), reflejando su mayor competitividad frente al etanol, además de la nafta (13%), diesel (9%) y QAV (7%). Costo de los productos vendidos de R$ millones, el 33% superior al del 1T-2011, debido a: Ganancia operativa Aumento del 10% en la demanda en el mercado interno con destaque para el diesel y la gasolina, apoyada en gran parte por la importación; Efecto de las mayores cotizaciones internacionales y cambio sobre las importaciones de petróleo, derivados y participaciones gubernamentales; Aumento de la depreciación/agotamiento en función de la entrada en operación de nuevas instalaciones. Ganancia operativa de R$ millones, el 4% inferior a la del 1T-2011 (R$ millones), reflejando el aumento del 12% de los gastos operativos, principalmente con: Ventas (R$ 269 millones), debido a los mayores gastos con fletes, en razón del mayor volumen vendido y a los mayores gastos con plantilla de personal provenientes del ACT 2011; Gastos generales y administrativos (R$ 252 millones), reflejando mayores gastos con plantilla de personal, provenientes del ACT 2011 y aumento de la fuerza de trabajo, así como servicios técnicos contratados; Otros gastos operativos (R$ 383 millones) 8, debido al aumento de las pérdidas en procesos judiciales. Resultado financiero neto Los ingresos financieros netos de R$ 465 millones fueron el 77% inferior a los del 1T-2011 (R$ millones), reflejando: Menor ganancia cambiaria sobre el endeudamiento neto; Reducción de ingresos con inversiones financieras, debido al menor volumen de inversión y de la reducción de la tasa de intereses en el país. Ganancia neta La ganancia neta de R$ millones fue el 16% inferior a la del 1T-2011 (R$ millones), reflejando la menor ganancia financiera neta y las reducciones de la ganancia operativa. 7 Para mayores detalles, ver apéndice 2. 8 Ver apertura en la sección del Estado del grupo Otros ingresos (gastos) en la página 22. 5

6 RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO Petrobras es una compañía que opera de manera integrada, siendo que la mayor parte de la producción de petróleo y gas proveniente del área de Exploración y Producción se transfiere para otras áreas de la Compañía. En la verificación de los resultados por área de negocio se consideran las transacciones realizadas con terceros y las transferencias entre las áreas de negocio, siendo estas evaluadas por precios internos de transferencia definidos entre las áreas y con metodologías de verificación con base en parámetros de mercado. 0 1T12 X 4T11 EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN 1er Trimestre Resultado neto 2012 X (1T-2012 x ): El aumento de la ganancia neta se debió a los siguientes factores: mayores precios de venta/transferencia del petróleo nacional, reflejando el comportamiento de las cotizaciones internacionales de esta commodity; reducción de los gastos por haber dado de baja pozos secos o sin viabilidad económica; pérdidas estimadas sobre la recuperación de activos, reconocidas en el. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional y la cotización promedio del Brent aumentó de US$ 6,21/bbl en el para US$ 6,93/bbl en el 1T (1T-2012 X 1T-2011): El aumento de la ganancia neta se debió a los mayores precios de venta/transferencia del petróleo nacional y al aumento de producción de petróleo y LGN, parcialmente compensados por el aumento de los costos con participaciones gubernamentales, acompañando el comportamiento de los precios internacionales. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent se redujo de US$ 10,93/bbl en el 1T-2011 para US$ 6,93/bbl en el 1T T12 X 4T11 Producción nacinale (mil barriles/dia) (*) 1er Trimestre 2012 X Petróleo y LGN (1) Gas natural Total (1T-2012 x ): Mayor volumen de producción debido al inicio de operación de nuevos pozos en los campos de Marlim Sul, Jubarte y Lula. (*)1 (*) No revisado. 9 No incluye gas licuado y incluye gas reinyectado. (1T-2012 X 1T-2011): O El aumento proviene del ramp up de la producción en las plataformas P-56 (Marlim Sul), P- 57 (Jubarte), FPSO- Santos (Uruguá) e FPSO- Angra dos Reis (Lula),de la producción de gas de Mexilhão, de la entrada de nuevos pozos en los campos de Caratinga y Albacora, además de los TLDs de Sídon, Aruanã, Oliva, área de Iracema y del pozo ESP-23, compensados, parcialmente, por la declinación natural de los campos maduros y por la campaña habitual de las paradas programadas en los sistemas de producción empezada en marzo. 6

7 1T12 X 4T11 US$/barril: Lifting cost - país (*) 2012 X ,49 4 sin participación gubernamental 12,98 11, ,31 7 con participación gubernamental 35,68 30,48 17 R$/barril: 22,47 1 sin participación gubernamental 22,70 19, ,04 3 con participación gubernamental 61,73 50,66 22 Lifting Cost sin participaciones gubernamentales US$ /barril (1T-2012 x ): El indicador aumentó el 3% neto del efecto cambiario, debido al mayor número de mantenimientos e intervenciones en pozos de los campos Marlim, Albacora, Cherne y Marimbá. (1T-2012 X 1T-2011): Excluyéndose los efectos cambiarios, el aumento del 19% se debió al aumento de los costos operacionales debido a una mayor producción de agua en conjunto con la producción de óleo, la mayor inyección de agua, a el aumento del número de manutenciones en los sistemas de producción de la Cuenca de Campos y al mayor número de intervenciones en los pozos de los campos Marlim, Albacora, Albacora Leste, Cherne y Marimbá, además de los reajustes salariales concedidos por el ACT Lifting Cost con participaciones gubernamentales US$ /barril (1T-2012 x ): Excluyendo el efecto cambiario, el indicador aumentó el 7%, debido a la variación del precio promedio de referencia del petróleo nacional, vinculado a las cotizaciones internacionales. (*) (1T-2012 X 1T-2011): Excluyendo el efecto cambiario, el indicador aumentó el 19% debido a los nuevos niveles del precio de referencia del petróleo nacional, que sufrieron la influencia del aumento de las cotizaciones internacionales. (*) No revisado. 7

8 ABASTECIMIENTO 1T12 X 4T11 1 Trimestre Resultado neto 2012 X 2011 (4.412) 4 (4.599) (94) (1T-2012 x ): El aumento de los costos de adquisición/transferencia de petróleo, reflejando el crecimiento de los precios internacionales de esta commodity, fue parcialmente compensado por los siguientes factores: mayores precios de venta de derivados, destacándose los reajustes del diesel (2%) y de la gasolina (10%) en el mercado interno, a partir de Nov/2011; realización de existencias formadas por menores costos de adquisición en período anterior; (1T-2012 X 1T-2011): El resultado negativo se debió a mayores costos con adquisición/transferencia de petróleo e importación de derivados, reflejando el crecimiento de los precios internacionales de estas commodities, la mayor participación de derivados importados en el mix de las ventas y la devaluación cambiaria. Estos factores fueron parcialmente compensados por los mayores precios de venta de derivados en los mercados interno y externo. aumento de los resultados con participaciones en empresas del sector petroquímico, reflejando el efecto de la variación cambiaria sobre el endeudamiento; pérdida estimada sobre la recuperación de activos, reconocida en el. 0 1er Trimestre 1T12 X Importaciones y exportaciones de petróleo 4T11 y derivados (mil barriles/día) (*) 2012 X (6) Importación de petróleo (12) Importación de derivados (1) Importación de petróleo y derivados Exportación petróleo Exportación de derivados Exportación de petróleo y derivados (226) (78) Exportación (import.) neta de petróleo y derivados (50) (53) (6) 1 Exportación de otros 6 (1T-2012 x ): Mayor exportación de petróleo debido a la realización de las existencias producidas en el final del 2011, además del aumento de la producción por E&P y menor carga procesada. Menores importaciones de petróleo, elevadas en el trimestre anterior, cuando hubo formación de existencias para soportar a la manutención de la malla logística en la región de São Paulo, programada inicialmente para el inicio del año, siendo postergado para el mes de Mayo. (1T-2012 X 1T-2011): Mayor importación de diesel y gasolina para dar apoyo al crecimiento de la demanda. Mayor exportación de petróleo en virtud del aumento de la producción. Menores importaciones de petróleo en relación al 1T- 2011, por ocasión de la formación de existencias para dar apoyo al mantenimiento de la malla logística en la región de São Paulo. Mayor importación de derivados en este trimestre, especialmente en Marzo, como preparación para aumento del mercado previsto en el 2T (*) No revisado. 10 Se incluyen los volúmenes de exportaciones de petróleo provenientes de las áreas de negocio de Abastecimiento y de Exploración & Producción. 11 A partir del 1T-2012, con efecto retroactivo a 2011, a efectos comparativos, se consideran sólo los volúmenes entregados a terceros. 8

9 0 1er Trimestre 1T12 X 4T11 Indicadores operativos de la refinación 2012 X Producción de derivados Capacidad instalada de procesamiento primario Utilización de la capacidad nominal (1) Carga procesada - país (mil barriles día) (*) (1) Participación del petróleo nacional en la carga procesada (1) (1T-2012 x ): La carga fresca procesada diaria fue el 1% inferior, principalmente en función de problemas operacionales ocurridos en el 1T-2012 en la Refinaría Landulpho Alves (RLAM). (1T-2012 X 1T-2011): La carga fresca procesada diaria fue el 2% superior, en función de la menor ocurrencia de paradas programadas en las unidades de destilación en relación al 1T er Trimestre 1T12 X 4T11 Costo de la refinación - país (*) 2012 X ,76 (10) Costo de la refinación (US$/barril) 4,27 4,53 (6) 8,57 (12) Costo de la refinación (R$/barril) 7,54 7,57 - (1T-2012 x ): Descontando el efecto cambiario, el indicador se redujo el 12%, principalmente en función de los menores gastos con paradas programadas y materiales. (1T-2012 X 1T-2011): Descontando el efecto cambiario, el indicador permaneció estable, pues los menores gastos con paradas programadas fueron compensados en arreglos vueltos para la continuidad operacional y en personal, decurrentes del Acuerdo Colectivo (*) No revisado. 12 De acuerdo con titularidad reconocida por la ANP. 9

10 GAS Y ENERGÍA 0 1T12 X 4T11 1 Trimestre Resultado neto 2012 X (1T-2012 x ): El aumento de la ganancia neta se debió al mayor volumen de generación de energía, por los despachos por razón eléctrica en las plantas en el sudeste y sur, debido a la menor disponibilidad y generación de energía hidroeléctrica para la exportación a Uruguay. (1T-2012 X 1T-2011): El aumento de la ganancia neta se debió a los factores siguientes: aumento de los precios promedio de realización del gas natural y al mayor volumen vendido; crecimiento de la comercialización de energía en el mercado de corto plazo; generación de energía para exportación. aumento en el volumen de ventas de nitrogenados. Estos factores fueron parcialmente compensados por el aumento de los costos de importación de gas natural debido a los mayores precios internacionales de referencia y de la devaluación cambiaria. 0 1er Trimestre 1T12 X 4T11 Indicadores físicos y financieros (*) 2012 X Ventas de energía eléctrica (contratos)- MW promedio Generación de energía eléctrica - MW promedio Precio de liquidación de las diferencias (PLD)- R$/MWh (26) Importación de Gas Natural Licuado (mil barriles/día) Importación de Gas (mil barriles/día) (1) (1T-2012 x ): Reducción del 26% en la importación, reflejo del mayor volumen importado de GNL en el último trimestre de 2011 para atender a la demanda termoeléctrica del Nordeste. El aumento del 2% en la importación de gas de Bolivia debido al alza del consumo de las termoeléctricas de las Regiones Sur y Sudeste. El aumento del volumen en el 5% en las ventas de energía se debe al aumento del lastre en el primer trimestre de El aumento del 65% en la generación de energía proveniente de mayores despachos de la ONS y mayor volumen exportado en comparación al. El PLD aumentó el 40%, debido al menor nivel de almacenamiento de los reservorios principalmente en la Región Sur. (1T-2012 X 1T-2011): El aumento del 100% en la importación del Gas Natural Licuado para atención a la demanda termoeléctrica en la región Sur. El aumento del volumen de las ventas de energía (14%) se debe al aumento de las ventas adicionales, en función del mayor lastre disponible. Aumento del 12% en el volumen generado de energía debido al mayor despacho de la ONS debido a la menor afluencia de los reservorios, además de la exportación habida en Aumento del 79% del PLD como reflejo de la sequía en la Región Sur que dejó los reservorios de las hidroeléctricas con el nivel más bajo para esta época del año. (*) No revisado. 13 PLD - Los precios semanales ponderados por nivel de carga (baja, media y pesada), el número de horas y la capacidad del sub mercado. 10

11 0 1T12 X 4T11 BIOCOMBUSTIBLE 1er Trimestre Resultado neto 2012 X 2011 (40) 10 (44) (12) 267 (1T-2012 x ): La disminución de los márgenes de venta del biodiesel, reflejando los menores precios practicados en subasta (4%), y los menores resultados con participaciones en empresas del sector del etanol, debido a los menores márgenes en el sector y a los efectos del período entre cosechas fueron en parte compensados por la reducción de los gastos con investigación y desarrollo. (1T-2012 X 1T-2011): Los cambios en las reglas de las subastas, en el, contribuyeron para la mejora de los márgenes en las operaciones con biodiesel. No obstante, estos efectos fueron superados por la reducción de los resultados con participaciones en las empresas de etanol en función de precios desfavorables y aumento de costos agrícolas debido a la menor productividad de las plantaciones de caña causada por efectos climáticos. DISTRIBUCIÓN 0 1 Trimestre 1T12 X 4T11 Resultado neto 2012 X (2) (1T-2012 x ): El aumento de la ganancia neta se debió al crecimiento del 3% del margen de comercialización y de la reducción de los gastos con flete, servicios contratados, personal, promociones de ventas y publicidad. Estos factores fueron parcialmente compensados por la reducción del 6% del volumen de ventas. (1T-2012 X 1T-2011): El resultado obtenido con el crecimiento del 6% del volumen de ventas fue superado por el aumento de los gastos comerciales en fletes, servicios técnicos y de apoyo y con personal, proveniente del ACT (*) 0 1er Trimestre 1T12 X 4T11 (*) 39,8% (1) Market Share 38,5% 38,9% 2012 X 2011 (*) No revisado. 11

12 1T12 X 4T11 INTERNACIONAL 0 1 Trimestre Resultado neto 2012 X (1T-2012 x ): El mejor resultado se debió a las reducciones de los gastos de exploración (R$ 261 millones) en la provisión para desvalorización de las existencias (R$ 217 millones) y en los gastos con SMS (R$ 117 millones). (1T-2012 X 1T-2011): El aumento del resultado se debió a los mayores precios de las commodities en el mercado internacional. 0 1T12 X 4T11 Producción internacional (mil barriles día) 14 (*) 1er Trimestre 2012 X 2011 Producción internacional consolidada 146 (3) Petróleo y LGN (1) 100 (2) Gas natural (3) Total (13) Producción internacional no consolidada 7 9 (22) 254 (3) Producción total internacional (1T-2012 x ): Menor participación en la producción de petróleo y LGN en el campo de Akpo, por el final de la recuperación de los gastos pasados ( cost oil ) ocurrido en febrero/2012, conforme contrato de producción compartida. La producción de gas se redujo en función de la ruptura de un gasoducto en Argentina. (1T-2012 X 1T-2011): Reducción de la producción de petróleo y LGN debido a la menor participación en el campo de Akpo, compensado parcialmente por el retorno de las operaciones en el campo de Coulomb, que estaba con problemas de transporte de producción, y entrada de un nuevo pozo productor en Cottonwood, además de la entrada en producción del campo de Cascade, en EE.UU. Aumento de la producción de gas en EE.UU. conforme explicación anterior, asociada al aumento en Argentina por la entrada de nuevos pozos productores en el campo de Neuquén y por el inicio de las operaciones de la planta de Estancia Agua Fresca en la Cuenca Austral. (*) No revisado. 14 Algunos países que componen la producción Internacional, tales como Nigeria y Angola, están bajo el régimen de producción compartida, con las participaciones gubernamentales siendo pagadas en petróleo. 15 Alteraciones habidas en función de revisiones en Nigeria. 12

13 0 1er Trimestre 1T12 X 4T11 Lifting cost - Internacional (US$/barril) (*) 2012 X ,02 9 7,63 5,65 35 (1T-2012 x ): Aumento en EE.UU. en función de los costos iniciales de la producción del campo de Cascade, en febrero/2012. (1T-2012 X 1T-2011): Aumento de los servicios de terceros debido al reajuste de los contratos y a la intensificación en los servicios de intervenciones de pozos y mantenimientos en Argentina, juntamente con los elevados costos iniciales del campo de Cascade, en EE.UU. 0 1er Trimestre 1T12 X 4T11 Indicadores operativos de la refinación - internacional (mil barriles/día) (*) 2012 X Carga procesada (3) Producción de derivados (1) Capacidad instalada de procesamiento primario (18) Utilización de la capacidad nominal (1T-2012 x ): Mayor carga procesada, producción de derivados y utilización de la capacidad nominal, en función del regreso a la normalidad de la Refinería de Pasadena en EE.UU., en noviembre/2011, después del incendio sufrido en septiembre/2011. (1T-2012 X 1T-2011): Reducción de la carga procesada, de la producción de derivados y de la capacidad instalada, debido a la venta de la Refinería de San Lorenzo, en Argentina, atenuada por el mayor procesamiento en Japón para atender el aumento de la demanda después del terremoto habido en marzo de er Trimestre 1T12 X 4T11 Costo de la refinación - Internacional (US$/barril) (*) 2012 X ,54 (28) 3,27 4,81 (32) (1T-2012 x ): Reducción debido a haber vuelto a operar la Refinería de Pasadena en EE.UU., además de menores gastos con personal en Argentina y reducción de los servicios de terceros en Japón. (1T-2012 X 1T-2011): Reducción debido a los menores gastos con mantenimientos y paradas programadas en la Refinería de Pasadena en EE.UU. (*) No revisado. 13

14 Volumen de ventas mil barriles/día (*) 0 1er Trimestre 1T12 X 2012 X T (5) Diesel Gasolina (9) Petróleo combustible (11) 184 (6) Nafta (4) GLP QAV Otros (3) Total de derivados (6) Alcoholes, nitrogenados y otros (6) Gas natural (2) Total mercado interno Exportación (25) Ventas internacionales (15) Total mercado externo (1) Total general El volumen de ventas en el mercado interno fue el 10% superior al del 1T-2011, destacándose los productos siguientes: Diesel (aumento de 9%) reflejo del crecimiento de la economía, del aumento de la cosecha de granos; Gasolina (aumento de 24%) mayor competitividad del precio en relación al etanol, crecimiento de la flota de vehículos flex-fluel y reducción del tenor de etanol hidratado en la gasolina C (de 25% para el 20%), a partir de octubre/2011; Petróleo combustible (reducción de 11%) en función de la sustitución de parte del consumo por gas natural, tanto en el segmento térmico como en el segmento industrial; Gas natural (aumento de 14%) debido a la mayor actividad industrial y al crecimiento de la economía. (*) No revisado. 14

15 LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL Efectivo y equivalentes al efectivo (disponibilidades) En 31 de marzo de 2012 el efectivo y equivalentes al efectivo alcanzaron R$ millones, 12 % superior al 31 de diciembre del 2011 (R$ millones). El efectivo neto generado en las actividades operacionales del 1T-2012 fue de R$ millones, principalmente debido a la ganancia neta del periodo. El efectivo generado por las captaciones (R$ millones), juntamente con las actividades operacionales (R$ millones), superaron las inversiones, las amortizaciones de deudas, los pagamientos de dividendo, además del efecto de la variación cambiaria sobre las disponibilidad (R$ millones), generando un aumento en el efectivo y equivalentes al efectivos de R$ millones no 1T Las disponibilidades ajustadas 16 alcanzaron R$ millones, comprendiendo títulos públicos federales con vencimientos superiores a los 90 días de R$ millones, 7% superiores al sueldo en 31 de diciembre del 2011 (R$ millones) Efectivos y equivalentes al efectivo Títulos Públicos Federales Disponibilidades ajustadas Las disponibilidades ajustadas no se calcularon según las normas internacionales de contabilidad IFRS y no deben considerarse aisladamente o en sustitución al efectivo y equivalentes al efectivo (disponibilidades) determinados en el IFRS. El cálculo de disponibilidades ajustadas no debe ser base de comparación con las disponibilidades ajustadas de otras empresas. La Administración cree que las disponibilidades ajustadas son una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la gestión por la búsqueda de mejoras en el apalancamiento. 15

16 Inversiones consolidadas 1er Trimestre 2012 % 2011 % % Exploración y producción Abastecimiento Gas y Energía (25) Internacional (21) Exploración y producción (16) Abastecimiento (38) Gas y Energía (97) Distribución (9) Otros (60) Distribución Biocombustible (92) Corporativo Total de inversiones En línea con sus objetivos estratégicos, Petrobras actúa de forma asociada con otras empresas en joint ventures, en Brasil y en el exterior, como concesionaria de derechos de exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas natural. Actualmente, la Compañía mantiene alianzas en 98 concesiones en Brasil, siendo 69 de ellas operadas por Petrobras. En el exterior, Petrobras tiene participación en 146 pacerías, siendo operadora en 90 de ellas. En el 1T-2012, invertimos un total de R$ millones, dirigidos al aumento de la capacidad productiva, a la modernización y ampliación del parque de refinación y a la integración y expansión de nuestros sistemas de transporte por medio de gasoductos y sistemas de distribución. 16

17 Endeudamiento consolidado % Endeudamiento de corto plazo (5) Endeudamiento de largo plazo Total Disponibilidades Títulos públicos federales (vencimiento superior a 90 días) Disponibilidades ajustadas Endeudamiento neto Endeudamiento neto/(endeudamiento neto +patrimonio neto) 24% 24% - Pasivo total neto Estructura de capital (capital de terceros neto / pasivo total neto) 39% 39% - Índice de deuda neta/ebitda 1,61 1,66 (3) % Endeudamiento corto plazo (2) Endeudamiento largo plazo Total Endeudamiento neto El endeudamiento neto del Sistema Petrobras en Reales aumentó el 3% en relación al , debido a captaciones de largo plazo. Endeudamiento Bruto Total Apertura por moneda Financiación Corto Plazo 11% Financiación Largo Plazo 89% Endeudamiento Bruto Apertura por categoría Debentures "Notes" 1% 35% BNDES 25% Instituciones Financieras 25% Otros 5% Notas de crédito a la exportación 9% Reales Indexados ao Dólar 17% Reales 22% Apertura por fecha de vencimento Después 2017 Euro 3% 66% 6% 17% 3% % Dólar 55% Otros 3% Endeudamiento neto Disponibilidades Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$ 38 millones al y R$ 82 millones al ). 18 Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$ 187 millones al y R$ 183 millones al ). 19 El endeudamiento neto no fue calculado según las normas internacionales de contabilidad - IFRS y no debe considerarse aisladamente o en sustitución al endeudamiento total de largo plazo, calculado de acuerdo con el IFRS. El cálculo del endeudamiento neto no debe ser base de comparación con el endeudamiento neto de otras empresas. La Administración cree que la deuda neta es una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la gestión por la búsqueda de mejoras en el apalancamiento. 20 Pasivo total neto de efectivo/inversiones financieras. 17

18 ESTADOS CONTABLES Estado del Resultado Consolidado 1er Trimestre Ingresos de ventas (47.951) Costo de las ventas (45.890) (34.469) Ganancia bruta Gastos (2.399) Ventas (2.353) (2.084) (2.406) Generales y administrativos (2.200) (1.948) (1.502) Costos de exploración para extracción de petróleo (1.011) (942) (754) Investigación y desarrollo (518) (492) (259) Tributarios (148) (245) (2.496) Otros (2.243) (1.860) (9.816) (8.473) (7.571) Ganancia antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos Ingresos financieros (953) Gastos financieros (865) (676) 206 Var. monetarias y cambiarias Resultado financiero neto Participación en inversiones Ganancia antes de los impuestos (2.757) Impuesto sobre la renta/contribución social (2.944) (3.587) Ganancia neta Atribuible a los Accionistas de Petrobras Accionistas no controlantes

19 Balance General Consolidado Activo Corriente Efectivo y equivalentes al efectivo Títulos y valores mobiliarios Cuentas por cobrar Existencias (bienes de cambio) Impuestos y tasas a recuperar Otros No Corriente Realizable a largo plazo Cuentas por cobrar Títulos y valores mobiliarios Depósito judiciales Impuestos y contrib. social diferidos Adelantos a proveedores Otros Inversiones Bienes de Uso Intangible Total del activo Pasivo Corriente Financiaciones Proveedores Impuestos y Contribuciones sociales Dividendos Sueldos, cargas y vacaciones Plan de pensión y salud Otros No Corriente Financiaciones Impuestos y contrib. social diferidos Plan de pensión y salud Provisión para desmantelamiento de áreas Provisión para procesos judiciales Otros Patrimonio neto Capital realizado Reservas/ganancia del período Participación de los accionistas no controlantes Total del pasivo

20 Estado de los flujos de efectivo Consolidado R$ Millones 0 1er Trimestre Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (+) Ajustes Depreciación, agotamiento y amortización Variaciones cambiarias y monetarias y cargas sobre financ. (503) (923) 179 Participación de los accionistas no controlantes (95) Participación en Inversiones (136) (411) 314 Valor residual de bienes dados de baja del activo permanente Impuesto sobre la renta y contribuciones diferidos Baja de pozos secos Pérdida en la recuperación de activos (794) Variación de existencias (1.252) (4.275) (484) Variación de cuentas por cobrar (164) (1.149) 571 Variación de proveedores (479) Variación de plan de pensión y salud (1.651) Variación de impuestos, tasas y contribuciones 618 (165) 29 Variación de otros activos y pasivos (1.005) (959) (=) Recursos generados por las actividades operativas (16.440) (-) Recursos utilizados en actividades de inversión (17.318) (9.318) (21.523) Inversiones en área de negocios (16.577) (15.252) Títulos y valores mobiliarios (741) (2.153) (=) Flujo de efectivo neto (2.232) (-) Recursos utilizados en actividades de financiación Captaciones (3.050) Amortizaciones de principal (3.590) (2.051) (1.661) Amortizaciones de intereses (2.341) (1.668) (2.394) Dividendos (2.162) (1.838) 14 Adquisición de participación de accionistas no controlantes 20 7 (83) (+) Efecto de variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes de efectivo (52) (193) (=) Variación neta de efectivo y equivalentes de efectivo en el período Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del período Efectivo y equivalentes de efectivo al final del período El análisis de los flujos de efectivo se encuentra en la sección de Liquidez y Recursos de Capital (pág.15). 20

21 INFORMACIONES CONTABLES POR ÁREA DE NEGOCIO Estado consolidado del resultado por Área de negocio - 1T/2012 R$ MILLONES GÁS BIO- E&P ABAST & DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. COMBUST. ENERGIA CONSOLI- DADO Ingresos de ventas (56.371) Intersegmentos (56.371) - Terceros Costo de los productos vendidos (15.535) (59.957) (2.913) (186) (16.731) (6.408) (45.890) Ganancia bruta (4.930) (2) (531) Gastos (1.856) (2.171) (518) (49) (991) (508) (2.445) 65 (8.473) Ventas, generales y administrativos (235) (1.527) (411) (30) (1.000) (404) (1.011) 65 (4.553) Costos exploratorios para extracción de petróleo (920) (91) - - (1.011) Investigación y desarrollo (263) (93) (7) (13) (2) - (140) - (518) Tributarios (23) (25) - (1) (13) (38) (48) - (148) Otros (415) (526) (100) (5) (1.246) - (2.243) Ganancia antes del resultado financiero, de las participaciones y impuestos (7.101) 989 (51) (2.445) (466) Resultado financiero neto Participación en inversiones (11) - (13) (11) Ganancia antes de los impuestos (7.013) (62) (1.991) (466) Impuesto sobre la Renta y Contribución social (6.407) (336) 18 (188) (416) (2.944) Ganancia neta (4.599) 735 (44) (178) (308) Atribuible a los Accionistas de Petrobras (4.599) 707 (44) (340) (308) Accionistas no controlantes (4) (4.599) 735 (44) (178) (308) Estado consolidado del resultado por Área de negocio - 1T/2011 E&P ABAST GÁS & ENERGIA BIO- COMBUST. R$ MILLONES Ingresos de ventas (45.385) Intersegmentos (45.385) - Terceros Costo de los productos vendidos (12.210) (43.172) (2.471) (171) (15.230) (5.249) (34.469) Ganancia bruta (18) (1.351) Gastos (1.691) (1.586) (575) (44) (908) (860) (1.985) 78 (7.571) Ventas, generales y administrativos (189) (1.228) (452) (33) (911) (381) (893) 55 (4.032) Costos exploratorios para extracción de petróleo (858) (84) - - (942) Investigación y desarrollo (283) (88) (15) - (2) - (104) - (492) Tributarios (21) (25) (25) - (12) (57) (105) - (245) Otros (340) (245) (83) (11) 17 (338) (883) 23 (1.860) Ganancia antes del resultado financiero, de las participaciones y impuestos (515) 591 (62) (1.985) (1.273) Resultado financiero neto Participación en inversiones Ganancia antes de los impuestos (275) 711 (33) (1.273) Impuesto sobre la Renta y Contribución social (4.808) 175 (201) 21 (190) (49) (3.587) Ganancia neta (100) 510 (12) (840) Atribuible a los Accionistas de Petrobras (94) 518 (12) (840) Accionistas no controlantes 7 (6) (8) - - (4) (100) 510 (12) (840) DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. CONSOLI- DADO 21

22 Estado consolidado del EBITDA por Área de negocio - 1T/2012 E&P ABAST GÁS & ENERGIA BIO- COMBUST. R$ MILLONES Ganancia antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos (7.101) 989 (51) (2.445) (466) Depreciación/amortización Pérdida en la recuperación de activos EBTIDA (6.328) (41) (2.291) (466) DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. CONSOLI- DADO Estado consolidado del EBITDA por Área de negocio - 1T/2011 E&P ABAST GÁS & ENERGIA BIO- COMBUST. R$ MILLONES DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. CONSOLI- DADO Ganancia antes del resultado financeiro, de las participaciones e impuestos (515) 591 (62) (1.985) (1.273) Depreciación/armotización Pérdida en la recuperación de activos (1) - - (1) EBITDA (20) 920 (52) (1.855) (1.273)

23 Estado del grupo otros ingresos (Gastos) - 1T/2012 E&P ABAST GÁS & ENERGIA BIO- COMBUST. R$ MILLONES Planes de pensión y salud (508) - (508) Relaciones institucionales y proyectos culturales (18) (17) (4) - (15) (4) (298) - (356) Paradas no programadas y gastos pre-operativos (274) (35) (10) - - (22) - - (341) Pérdidas con procesos judiciales y administrativos (56) (128) (7) - (20) (17) (136) - (364) Ajustes al valor de mercado de las existencias (4) (102) - (7) - (29) - - (142) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (9) (46) (1) - - (8) (55) - (119) Gastos operativos con termoeléctricas - - (63) (63) Resultado con enajenaciones/bajas de activos (8) (2) - 97 Incentivos, donaciones y subvenciones gubernamentales DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. GÁS BIO- ABAST & DISTRIB. INTERN. COMBUST. ENERGIA CONSOLI- DADO Gastos/Resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P Pérdida en la recuperación de activos - - (1) (1) Otros (61) (215) (21) 2 41 (20) (247) - (521) (415) (526) (100) (5) (1.246) 0 (2.243) Estado del grupo otros ingresos (Gastos) - 1T/2011 E&P R$ MILLONES Planes de pensión y salud (391) - (391) Relaciones institucionales y proyectos culturales (15) (12) (2) - (7) - (234) - (270) Paradas no programadas y gastos pre-operativos (179) (17) (45) - - (234) - - (475) Pérdidas con procesos judiciales y administrativos (9) (13) (5) - (10) (4) (7) - (48) Ajustes al valor de mercado de las existencias 9 (69) - (9) - (1) - - (70) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (21) (23) (1) - - (54) (97) - (196) Gastos operativos con termoeléctricas - - (19) (19) Resultado con enajenaciones/bajas de activos (1) (2) (4) - 18 (28) - - (17) Incentivos, donaciones y subvenciones gubernamentales Gastos/Resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P (32) (32) Pérdida en la recuperación de activos Otros (127) (133) (9) (2) 16 (18) (154) 23 (404) (340) (245) (83) (11) 17 (338) (883) 23 (1.860) CORP. ELIMIN. CONSOLI- DADO 23

24 Activo consolidado por Área de negocio R$ MILLONES E&P ABAST GÁS & ENERGIA BIO- COMBUST. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. CONSOLI- DADO Activo (13.970) Corriente (13.435) No corriente (535) Realizable a largo plazo (535) Inversiones Bienes de Uso Intangible Activo Consolidado por Área de Negocio R$ MILLONES E&P ABAST GÁS BIO- & COMBUST. ENERGIA DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. CONSOLI- DADO Activo (14.266) Corriente (13.636) No corriente (630) Realizable a largo plazo (630) Inversiones Bienes de Uso Intangible

25 Estado del resultado consolidada Área de Negocio Internacional R$ MILLONES E&P ABAST GÁS & ENERGIA DISTRIB. CORP. ELIMIN. CONSOLI- DADO Estado del Resultado - 1T/ Ingresos de ventas (972) Intersegmentos (972) Terceros Ganancia antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (83) (6) (111) (6) 990 R$ MILLONES E&P ABAST GÁS & ENERGIA DISTRIB. CORP. ELIMIN. CONSOLI- DADO Estado del resultado - 1T/ Ingresos de ventas (1.097) Intersegmentos (1.108) Terceros Ganancia antes del resultado financiero, de las participaciones e impuestos Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (35) (186) (40) (160) R$ MILLONES E&P ABAST GÁS & ENERGIA DISTRIB. CORP. ELIMIN. CONSOLI- DADO Activo al (4.230) Activo al (4.327)

26 APÉNDICE 1. Análisis de la ganancia bruta consolidada (trimestre) Análisis de la ganancia bruta - Principales factores Ingresos netos Costo de las ventas Ganancia bruta. Mercado interno: -efecto de los volúmenes vendidos (1.721) (409) -efecto de los precios Mercado externo: -efecto de los volúmenes exportados (622) efecto de los precios de exportaciones (Aumento) reducción de los gastos:(i) Aumento (reducción) de la rentabilidad de las operaciones de trading (1.526) Aumento (reducción) de las ventas internacionales 39 (300) (261). Otros (i) Composición de la variación de los gastos: 21 Valor - participaciones gubernamentales en el país (685) - servicios de terceros (153) - sueldos, ventajas y cargas (145) - transportes marítimos y por tuberías 22 (81) -materiales, servicios, alquileres y depreciación 14 - derivados (compras nacionales) 75 - importação de petróleo, derivados y gas Variación 1T-2012 x Debido al período de permanencia de los productos en las existencias, de 60 días en promedio, el comportamiento de las cotizaciones internacionales del petróleo y derivados, así como del cambio sobre las importaciones y las participaciones gubernamentales no influyen totalmente en el costo de las ventas del período, ocurriendo por completo tan solo en el período subsecuente. El cuadro a continuación demuestra la estimativa de los efectos en el costo de las ventas: 1T-2012 (* ) Efecto costo medio en el CPV () ( ) aumento en CPV (567) R$ /bbl Evolución del Brent T T-2012 (*)En relación al, el CPV del 1T-2012 fue menos favorecido por el efecto costo promedio, en función de la menor participación de productos importados. 21 No incluyen los efectos relativos a la variación de los volúmenes vendidos. 22 Gatos en los terminales de cabotaje y los oleoductos. 26