RESULTADO DEL CUARTO TRIMESTRE DE 2012 (Traducción libre del original en portugués) Río de Janeiro 04 de febrero de 2013 Petrobras divulga hoy sus resultados consolidados expresados en millones de dólares estadounidenses, según los estándares internacionales de contabilidad (International Financial Reporting Standards IFRS) emitidos por el International Accounting Standards Board IASB. La ganancia neta consolidada ascendió U.S.$ 3.763 millones en el 4T2012 y U.S.$ 11.034 millones en 2012. El EBITDA ajustado ascendió U.S.$ 5.803 millones en el 4T2012 y alcanzó U.S.$ 27.632 millones en 2012. 4T2012 3T2012 4T12 X 3T12 Principales hitos (US$ m illones) Ejercício finalizado al 31 de 4T2011 2012 2011 3.763 2.744 37 Ganancia/(pérdida) neta consolidada atribuible a los 2.805 accionistas de Petrobras 11.034 20.121 (45) 2.614 2.523 4 2.670 Producción total de petróleo y gas natural (mbbl/d) 2.598 2.622 (1) 5.803 7.087 (18) 7.807 EBITDA ajustado 27.632 37.322 (26) 2012 X 2011 En el 4T2012, la Compañía presentó ganancia neta de U.S.$ 3.763 millones. Sus principales factores y destaques fueron: Las reservas probadas totales alcanzaron 12,88 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe) de acuerdo con el criterio SEC. En Brasil, la relación reservaproducción fue de 14,6 años y el Índice de Reposición de Reservas (IRR) se mantuvo superior al 100% por el 21º año consecutivo (101%). Mayor producción de petróleo debido principalmente al inicio de la producción en el campo Baleia Azul, en el presal en la cuenca de Campos, en septiembre de 2012 y al aumento de la eficiencia operativa de la cuenca de Campos. Aumento del volumen de ventas de gasolina y gas natural en el mercado interno, suplido por la mayor participación de importados. Ganancias en la venta de Notas del Tesoro Nacional serie B, contribuyendo para el resultado financiero positivo. Dividendos propuestos de U.S.$ 4.499 millones, distribuidos en la forma de intereses sobre el capital propio, correspondiendo a U.S.$ 0,24 para acciones ordinarias y U.S.$ 0,48 para acciones preferentes, de los cuales se pagaron U.S.$ 1.432 millones en el transcurso de 2012. Intereses sobre el capital propio es una forma de distribución de dividendos deducibles para fines fiscales en Brasil, que generaron un beneficio fiscal de U.S.$ 1.043 millones reconocidos en el 4T2012. Divulgación en las metas del Programa de Optimización de Costos Operativos (Procop), con potencial de U.S.$ 15,7 mil millones en reducción de costos durante el período de 2013 a 2016.
Comentarios de la Presidenta Sra. Maria das Graças Silva Foster Estimados Accionistas e Inversores: En 2012 alcanzamos una ganancia neta de U.S.$ 11 mil millones. Este resultado, el 45% inferior al de 2011, se explica por el aumento de la importación de derivados a precios más elevados, la desvalorización cambiaria, que tiene tanto impacto en nuestro resultado financiero como en nuestros costos operativos, el aumento de gastos extraordinarios como la baja de pozos secos y la producción de petróleo, que, aunque se encuentra dentro de la meta establecida en el PNG 20122016, fue de 1.980 mbpd en Brasil, el 2% inferior a la de 2011. La producción de derivados alcanzó 1.997 mbpd, un crecimiento del 5% con relación a 2011, debido a la mayor eficiencia operativa de las refinerías, que alcanzaron récords diarios de procesamiento. La utilización media de la capacidad de refinación en 2012 ascendió al 96%, evitando una mayor necesidad de importación de derivados. El mercado de gas natural fue de 74,9 millones m3/d, un volumen el 22% superior al 2011 debido a la atención a las centrales termoeléctricas. La demanda llegó a 89,4 millones m3/d en el último trimestre de 2012, con récords diarios de generación de energía (5.883 MW el 26 de noviembre) y de entrega de gas nacional (49,6 millones m3/d el 11 de octubre), lo que redujo la necesidad de importación de GNL y gas boliviano. De esta forma, a pesar de las adversidades enfrentadas en 2012, aquí deseo reiterar mi sólida convicción sobre las perspectivas a mediano y largo plazo de la Compañía. Esta Administración reconoce las relevantes dificultades que se presentan y viene trabajando ininterrumpidamente para superarlas. Después de un extenso y detallado diagnóstico de nuestros problemas operativos, definimos prioridades e implementamos acciones de estructuración a corto y mediano plazos para mejorar los resultados económicofinancieros de la Compañía. Los programas de Optimización de Costos Operativos (Procop), de Aumento de la Eficiencia Operativa de la Cuenca de Campos (Proef), de Desinversiones (Prodesin) y de Optimización de Infraestructura Logística (Infralog) son ejemplos de dichas acciones, cuyas metas e indicadores fueron establecidos por los equipos de trabajo, aprobados por la Dirección colegiada y hoy son monitoreados minuciosamente por la alta administración de la Compañía. Ya empiezan a medirse los resultados positivos. Por medio del Proef ya fue posible revertir el cuadro de fuerte reducción de eficiencia de la Unidad Operativa de la Cuenca de Campos, que llegó al mínimo de 67% en abril de 2012, mes de inicio del Programa, y regresó al 78% en diciembre; el Procop estableció 515 iniciativas de reducción de costos que llevarán al ahorro de U.S.$ 15,7 mil millones entre 2013 y 2016; y, por medio del Infralog, ya fue posible racionalizar la cartera de proyectos relativa a los puertos, aeropuertos, ductos y terminales para satisfacer la producción y al mercado de petróleo y derivados previstos hasta 2020. Estos nuevos procesos pasan a formar parte de nuestro día a día y de nuestro lenguaje. Destaco las reuniones de la Dirección Ejecutiva, que actualmente se llevan a cabo dos veces por semana así como el foco en el seguimiento físicofinanciero de nuestros proyectos de inversiones. También en el transcurso de 2012 realizamos cambios en la organización de diversas áreas de la Compañía, tornándolas más eficientes, además de promover cambios administrativos relevantes. Reconocemos que solamente la búsqueda incesante de eficiencia nos permitirá conquistar avances perennes, lo que reflejará en el aumento sostenible de la rentabilidad de la Compañía. Ése es el objetivo anhelado por esta Administración. En 2013 solamente será posible alcanzar una producción de petróleo en el mismo nivel que en 2012. Esto se debe a que necesariamente tendremos una gran concentración de paradas programadas de plataformas en el primer semestre del año. Por otro lado, entrarán en operación seis nuevas plataformas en los campos de Sapinhoá, Baúna y Piracaba, Lula Nordeste, PapaTerra y Roncador, contribuyendo así a la elevación de la producción a partir del segundo semestre, dando sustentación al aumento significativo de la producción previsto para el año 2014. Mantendremos el ritmo de las inversiones, cuya estimativa señala un monto de U.S.$ 47,8 mil millones, asignados principalmente a exploración y producción de petróleo y gas natural en Brasil. Estoy determinada, junto a la Dirección y sus líderes, a consolidar el proceso de mejora de la gestión de la Compañía. Pautados por la transparencia y el pragmatismo, continuaremos dedicando todo nuestro conocimiento y esfuerzos para conseguir alcanzar las metas de nuestro Plan de Negocios y Gestión, hecho que se reflejará en el aumento de valor para nuestros accionistas e inversores. Maria das Graças Silva Foster Presidenta 2
Principales ítems e indicadores económicos consolidados 4T2012 3T2012 4T12 X 3T12 4T2011 Datos de estado de resultados (en millones de dólares estadounidenses) Ejercício finalizado al 31 de 2012 2011 2012 X 2011 35.660 36.374 (2) 36.254 Ingresos de ventas 144.103 145.915 (1) 8.046 8.915 (10) 9.614 Ganancia bruta 36.569 46.320 (21) Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y 2.973 4.370 (32) 4.232 impuestos 16.900 27.285 (38) 1.355 (281) 222 Resultado financiero neto (1.926) 76 Ganancia/(pérdida) neta consolidada atribuible a los 3.763 2.744 37 2.805 accionistas de Petrobras 11.034 20.121 (45) 0,29 0,21 37 0,22 Ganancia basica y diluída por acción 1 0,85 1,54 (45) Otros datos 23 25 (2) 27 Margen bruto 2 25 32 (7) 8 12 (4) 12 Margen operativo 3 12 19 (7) 11 8 3 8 Margen neto 4 8 14 (6) 5.803 7.087 (18) 7.807 EBITDA Ajustado US$ millones 5 27.632 37.322 (26) Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos por área de negócio (en millones de dólares estadounidenses) 8.576 8.110 6 8.984. Exploración & Producción 35.644 37.036 (4) (4.185) (4.230) 1 (3.300). Abastecimiento (17.453) (8.461) 106 288 227 27 370. Gas & Energía 1.102 2.521 (56) (23) (30) 23 (51). Biocombustible (128) (165) (22) 400 321 25 388. Distribución 1.425 1.195 19 3 661 988. Internacional 1.961 2.122 (8) (1.307) (1.138) (15) (1.044). Corporativo (4.937) (4.809) 3 11.818 10.417 13 12.385 Gastos de capital e inversiones (en millones de dólares estadounidenses) 42.949 43.164 (0) Indicadores financieros y económicos 110,02 109,61 109,31 Petróleo Brent (US$/bbl) 111,58 111,27 2,06 2,03 1 1,80 Dóllar promédio comercial de venta (R$/US$) 1,96 1,67 17 2,04 2,03 1,88 Dóllar final comercial de venta (R$/US$) 2,04 1,88 9 7,18 7,79 (1) 11,32 Selic tasa promedio 8,54 11,67 (3) 95,43 94,15 1 96,28 Indicadores de precios promedio Precios de los derivados basicos en el mercado interno (US$/bbl) 95,45 100,30 (5) Precio de venta Brasil 100,56 101,80 (1) 103,10. Petróleo (US$/bbl) 6 104,60 102,24 2 46,50 47,73 (3) 53,51. Gas natural (US$/bbl) 48,45 52,96 (9) Precio de venta Internacional 93,43 90,42 3 97,11. Petróleo (US$/bbl) 94,37 91,37 3 13,80 17,45 (21) 21,31. Gas natural (US$/bbl) 17,99 17,28 4 1 Ganancia neta por acción calculada con base en el promedio ponderado de la cantidad de acciones. 2 El margen bruto se calcula como ingresos de ventas menos costo de ventas dividido por ingresos de ventas. 3 El margen operativo se calcula con base en la ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos dividido por los ingresos de ventas. 4 El margen neto se calcula como ganancia neta dividida por los ingresos de ventas. 5 El EBITDA Ajustado es igual a la ganancia neta adicionada a la depreciación, agotamiento y amortización; resultado financiero neto; resultado de participaciones en inversiones; impuestos a las ganancias; y impairment. EL EBITDA Ajustado no es una medida de IFRS y probablemente no es comparable con los indicadores bajo la misma denominación informados por otras compañías. El EBITDA Ajustado no debe ser considerado como un sustituto de la ganancia operativa o como una medida mejor de liquidez que el flujo de efectivo operativo, ambos calculados de acuerdo con el IFRS. Proporcionamos nuestro EBITDA Ajustado para ofrecer informaciones adicionales sobre nuestra capacidad de pagar nuestras deudas, realizar inversiones y atender las necesidades de capital de trabajo. Ver el estado del EBITDA ajustado consolidado por segmento en la página 21 como una reconciliación de nuestro EBITDA Ajustado. 6 Promedio entre exportaciones y los precios internos de transferencia de Exploración & Producción para Abastecimiento. 3
RESULTADO DE LAS OPERACIONES Resultados de los ejercicios 2012 x 2011: Prácticamente todos nuestros ingresos y gastos relacionados a las actividades realizadas en Brasil son denominados y pagaderos en Reales. Cuando el dólar estadounidense se robustece en relación al Real, como lo hizo en 2012 (impacto del 14,3%), los ingresos y gastos disminuyen cuando expresados en dólares estadounidenses. No obstante, la apreciación del dólar estadounidense contra el Real afecta los puntos discutidos a continuación de formas diferentes. Ganancia bruta La ganancia bruta fue inferior el 21% (U.S.$ 9.751 millones) con relación al ejercicio de 2011, con destaque para: Disminución del 1% en los ingresos de ventas (U.S.$1.812 millones), debido a la apreciación del dólar estadounidense contra el Real. Excluyéndose el efecto de la variación cambiaria, los ingresos de ventas fueron 15% superiores, reflejando: Mayores precios aplicados a las exportaciones y ventas de derivados en el mercado interno, tanto debido a los reajustes de gasolina y diesel, como al efecto de la depreciación del Real (impacto del 14,3%) sobre los precios de los derivados vinculados al mercado internacional; Aumento de la demanda en el mercado interno (8%), principalmente de gasolina (17%), además del diesel (6%), combustible de aviación (5%) y gas natural (17%), compensada parcialmente por los menores volúmenes exportados de petróleo debido a mayor carga procesada y a la menor producción de petróleo. Crecimiento del 8% en el costo de ventas (U.S.$ 7.939 millones), debido al: Aumento de 8% en el volumen de ventas en el mercado interno, soportado en gran parte por importaciones; Mayores costos de importación de petróleo y derivados y participaciones gubernamentales debido al efecto de la depreciación del Real contra el dólar estadounidense; Aumento de los costos de depreciación, agotamiento y amortización debido a la entrada en operación de nuevas instalaciones; Parcialmente compensado por el efecto de la variación cambiaria, ya que el costo de ventas en Reales fue 26% superior. Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos disminuyó 38% (U.S.$ 10.385 millones) debido a las reducciones de la ganancia bruta y el aumento en los gastos operativos. Los gastos operativos fueron 3% superiores (U.S.$ 634 millones), reflejando: Mayores gastos de ventas: debido a los mayores gastos de fletes reflejando el aumento del volumen vendido y a los mayores gastos de personal resultantes de los Acuerdos Colectivos de Trabajo (ACT) 2011 y 2012; Mayores gastos de administración y generales: reflejando mayores gastos de personal, resultantes de los Acuerdos Colectivos de Trabajo (ACTs) 2011 y 2012, aumento de la fuerza de trabajo, así como de servicios técnicos contratados; Mayores gastos de exploración: debido a las mayores bajas de pozos secos o subcomerciales; Mayores otros gastos operativos, principalmente debido a mayores pérdidas con procesos judiciales y administrativos; Parcialmente compensados por el efecto de la variación cambiaria, ya que los gastos operativos en Reales fueron 21% superiores. Un detalle de otros gastos operativos por segmento se incluye en la página 22. Resultado financiero neto Resultado financiero negativo de U.S.$ 1.926 millones en 2012 (ingresos financieros de U.S.$ 76 millones en 2011), reflejando los efectos de la apreciación del dólar estadounidense contra el Real sobre el mayor endeudamiento neto. Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras alcanzó U.S.$ 11.034 millones en 2012, el 45% inferior a los U.S.$ 20.121 millones de 2011, reflejando principalmente los efectos de la apreciación del dólar estadounidense contra el Real sobre el mayor endeudamiento neto y la reducción de la ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos. 4
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. EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (U.S.$ millones) 24.326 23.406 2012 2011 La ganancia neta disminuyó debido a la apreciación del dólar estadounidense contra el Real. Excluyendo el efecto de la variación cambiaria, la ganancia neta en Reales aumentó debido a la elevación de los precios de venta/transferencia del petróleo nacional, reflejando la depreciación cambiaria, y a la reducción de la pérdida en la recuperación de activos impairment, siendo parcialmente compensado por la elevación de los costos de mantenimiento e intervención en pozos, fletamento de plataformas, depreciación de equipos y participaciones gubernamentales, resultante de la entrada de nuevos sistemas/pozos, además de mayores bajas de pozos secos o subcomerciales perforados principalmente en el período 20092012 a costos más elevados, con destaque para las áreas de nuevas fronteras exploratorias. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización media del Brent se redujo de US$ 9,03/bbl en 2011 a US$ 6,98/bbl en 2012. Ejercicio finalizado al 31 de Producción Brasil (mbbl/d) (*) 2012 2011 2012 X 2011 Petróleo y LGN 1.980 2.022 (2) Gas natural 7 375 355 6 Total 2.355 2.377 (1) La producción de petróleo y LGN se redujo debido al mayor número de pérdidas operativas y la interrupción de la producción en Frade, compensados parcialmente por la entrada en producción de nuevos pozos y la mejora de los niveles de eficiencia operativa en la Cuenca de Campos. Contribuyeron a la mayor producción de gas los campos de Uruguá, Mexilhão, Lula y Tambaú, así como el mayor aprovechamiento del gas en las plataformas de la Cuenca de Campos. * (*) No revisado. 7 No incluye gas licuado e incluye gas reinyectado. 5
Lifting Cost Brasil (*) Ejercicio finalizado al 31 de 2012 2011 2012 X 2011 US$/barril: Sin participación gubernamental 13,92 12,59 11 Con participación gubernamental 33,83 32,52 4 Lifting Cost sin participaciones gubernamentales Nuestro lifting cost en Brasil, excluyéndose las participaciones gubernamentales, aumentó el 11% en 2012 en comparación con 2011. Excluyéndose el impacto de la apreciación del dólar estadounidense, nuestro lifting cost aumentó el 22% debido al mayor número de mantenimientos e intervenciones en pozos de los campos de Marlim y Albacora, resultado del Programa de Aumento de la Eficiencia Operativa (PROEF), y de mayores gastos de personal, resultantes del aumento de la plantilla y de los reajustes salariales concedidos en los ACT 2011 y 2012. Lifting Cost con participaciones gubernamentales Nuestro lifting cost en Brasil, incluyéndose las participaciones gubernamentales, aumentó el 4% en 2012 en comparación con 2011. Excluyéndose el impacto de la apreciación del dólar estadounidense, nuestro lifting cost aumentó el 9% debido a los efectos del Lifting Cost sin participaciones gubernamentales e a las mayores cargas de participación especial en los campos de Jubarte, Marlim Sul y Lula. Esos efectos fueron parcialmente compensados por el desplome del 2% en el precio promedio de referencia del petróleo nacional, en dólares, utilizado en el cálculo de las participaciones gubernamentales. (*) No revisado. 6
ABASTECIMIENTO Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (U.S.$ millones) (11.718) (5.718) 2012 2011 Las mayores pérdidas netas reflejan la apreciación del dólar estadounidense sobre los costos de adquisición/transferencia de petróleo e importación de derivados, y la mayor participación de derivados importados sobre los volúmenes de ventas. Estos factores se vieron parcialmente compensados por los mayores precios de venta de derivados en los mercados interno y externo y por el aumento del 5% en la producción de derivados. Ejercicio finalizado al 31 de Importaciones e exportaciones de petróleo y derivados (mbbl/d) (*) 2012 2011 2012 X 2011 Importaciones de petróleo 346 362 (4) Importaciones de derivados 433 387 12 Importaciones de petróleo y derivados 779 749 4 Exportaciones de petróleo 8 364 428 (15) Exportaciones de derivados 184 203 (9) Exportaciones de petróleo y derivados 9 548 631 (13) Exportaciones (importaciones) netas de petróleo y derivados (231) (118) (96) Otras exportaciones 6 2 200 Mayores importaciones de derivados, con destaque para la gasolina y el diesel para satisfacer el crecimiento de la demanda del mercado local. Reducción de las exportaciones de petróleo debido a mayor carga procesada y menor producción. Reducción de las exportaciones de derivados resultante de la mayor demanda del mercado local. (*) No revisado. 8 Se incluyen los volúmenes de exportaciones de petróleo provenientes de las áreas de negocio de Abastecimiento y de Exploración & Producción. 9 A partir del 2T2012, con efecto retroactivo a 2011, a efectos comparativos, se consideran sólo los volúmenes entregados a terceros. 7
Indicadores operativos del refino (mbbl/d) (*) Ejercicio finalizado al 31 de 2012 2011 2012 X 2011 Producción de derivados 1.997 1.896 5 Capacidad instalada 10 2.018 2.013 Utilización 96 92 4 Carga procesada Brasil 1.944 1.862 4 Participación del petróleo nacional en la carga procesada 82 82 La carga fresca procesada diaria fue el 4% superior como resultado de menor actividad de paradas programadas para mantenimiento y mejora del desempeño operativo de las unidades. Costos de la refinación Brasil (*) Ejercicio finalizado al 31 de 2012 2011 2012 X 2011 Costos de la refinación (US$/barril) 4,14 4,98 (17) Los costos de la refinación fueron 17% menores que el año anterior. Excluyéndose el impacto de la apreciación del dólar estadounidense, la reducción fue del 3% debido a los menores gastos de paradas programadas y mayor carga procesada, compensados parcialmente por los mayores gastos de personal, resultado de los reajustes salariales vinculados a los ACT 2011 y 2012. 2 (*) No revisado. 10 De acuerdo con titularidad reconocida por la ANP. 8
GAS Y ENERGÍA Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (U.S.$ millones) 1.862 861 2012 2011 La reducción de la ganancia neta resultó de los menores márgenes de comercialización de gas natural, reflejando el impacto de la apreciación del dólar estadounidense sobre los costos de importación y la mayor participación de GNL importado sobre los volúmenes de ventas, con el objetivo de satisfacer el crecimiento de la demanda termoeléctrica nacional, además del reconocimiento de créditos fiscales en 2011 (U.S.$ 554 millones). Estos efectos fueron parcialmente compensados por el aumento de los volúmenes y precios medios de energía eléctrica puesta a disposición, resultante de los menores niveles de los reservatorios debido a las afluencias inferiores a la media en todas las regiones. Indicadores físicos y financieros (*) Ejercicio finalizado al 31 de 2012 2011 2012 X 2011 Ventas de electricidad (contractos) MW promedio 2.318 2.000 16 Generación de electricidad MW promedio 2.699 653 313 Precio de liquidación de las diferencias US$/MWh 11 82 17 376 Importaciones de gas natural licuado (mbbl/d) 63 15 320 Importaciones de gas (mbbl/d) 173 169 2 El aumento del volumen de ventas de energía se debe al mayor lastro disponible. El aumento del volumen generado de energía y PLD es reflejo de la menor afluencia en el transcurso del ejercicio. Aumento de la importación de GNL para satisfacer la demanda termoeléctrica local. (*) No revisado. 11 PLD es el precio de liquidación de las diferencias, o sea, el precio de la electricidad en el mercado spot. Precios semanales ponderados por nivel de carga (baja, media y pesada), el número de horas y la capacidad del submercado. 9
BIOCOMBUSTIBLE Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (U.S.$ millones) (112) 2012 (95) 2011 Las pérdidas en las operaciones con biodiesel en 2012 fueron parcialmente compensadas por los cambios de las reglas de las subastas ocurridos en el último trimestre de 2011. Sin embargo, estos efectos fueron superados por la reducción de los resultados de participaciones en invertidas del sector de etanol, además del aumento de los gastos en investigación y desarrollo. DISTRIBUCIÓN Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (U.S.$ millones) 914 774 2012 2011 El aumento de la ganancia neta resultó del crecimiento de los márgenes de comercialización en comparación a 2011 debido a la volatilidad de precios del etanol observada en 2011 que generó en ese año pérdidas asociadas a la realización de inventarios. También contribuyó al aumento de la ganancia neta el crecimiento del 4% del volumen vendido, así como ganancias de eficiencia operativa. Ejercício finalizado al 31 de 2012 2011 2012 X 2011 12 (*) Market Share 38,1% 39,2% (1) (*) No revisado. 12 El market share del segmento de Distribución en Brasil es basado en las estimativas de Petrobras Distribuidora. 10
INTERNACIONAL Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras (U.S.$ millones) 719 1.179 2012 2011 La reducción de la ganancia neta resultó principalmente de la constitución de impairment en la refinería de Pasadena, Estados Unidos (U.S.$ 225 millones). Producción internacional (mbbl/d) 13 (*) Ejercicio finalizado al 31 de 2012 2011 2012 X 2011 Producción internacional consolidada Petróleo y LGN 139 140 (1) Gas natural 97 97 Total 236 237 Producción internacional no consolidada 7 8 (13) Producción total internacional 243 245 (1) La producción de petróleo y LGN se mantuvo prácticamente estable. Los contratos relativos a Upia, Caguan y Hobo en Colombia terminaron y hubo en Nigeria la parada programada en el campo de Akpo (en noviembre de 2012) y la reducción vinculada al contrato de compartimiento. Tales efectos fueron compensados por el inicio de producción de los campos de Cascade y Chinook y por el retorno a la operación del campo de Coulomb, todos en los Estados Unidos. La producción de gas natural se mantuvo estable. (*) No revisado. 13 La producción internacional de petróleo y gas natural incluyen producciones en otros países, tales como Nigeria y Angola, que operan bajo el régimen de producción compartida, con las participaciones gubernamentales siendo pagadas en petróleo. 11
Lifting Cost Internacional (US$/barril) (*) Ejercicio finalizado al 31 de 2012 2011 2012 X 2011 8,93 6,78 32 Aumento debido a los costos iniciales de producción relativos a los gastos de servicios de terceros y de intervenciones en pozos en el campo de Cascade en febrero de 2012 y en el campo de Chinook en septiembre de 2012, ambos en los Estados Unidos, asociado al aumento de gastos de mantenimientos e intervenciones en los campos maduros de Argentina. Indicadores operativos del refino Internacional (m bbl/d) (*) Ejercicio finalizado al 31 de diciem bre de 2012 2011 2012 X 2011 (% ) Carga processada 177 174 2 Producción de derivados 192 188 2 Capacidad instalada 231 231 Utiliza ción de la capacidad 70 67 3 Mayor carga procesada, producción de derivados y utilización de la capacidad nominal debido a mejor eficiencia operativa de la refinería de Pasadena, Estados Unidos y al mayor procesamiento en la refinería de Japón para suplir el aumento de la demanda local. Estos efectos fueron parcialmente compensados por la venta de la refinería de San Lorenzo, Argentina, en mayo de 2011. C ostos d e la re fin ación In te rn acional (U S$/b arril) (*) Eje rcicio fin alizad o al 3 1 d e d icie m b re d e 2012 2011 2012 X 2011 (% ) 4,0 3 4,8 7 (1 7 ) Reducción debido a mejor eficiencia operativa de la refinería de Pasadena, Estados Unidos. (*) No revisado. 12
Volumen de ventas mil barriles/día (*) Ejercicio finalizado al 31 de 2012 2011 2012 X 2011 Diesel 937 880 6 Gasolina 570 489 17 Oleo combustible 84 82 2 Nafta 165 167 (1) GLP 224 224 Combustible de avia ción 106 101 5 Otros 199 188 6 Total de derivados 2.285 2.131 7 Alcoholes, nitrogenados renovables y otros 83 86 (3) Gas na tural 357 304 17 Total mercado nacional 2.725 2.521 8 Exporta ción 554 633 (12) Ventas interna cionales 506 563 (10) Total mercado internacional 1.060 1.196 (11) Total 3.785 3.717 2 El volumen de ventas en el mercado interno en 2012 fue el 8% superior al ejercicio de 2011, destacándose los siguientes productos: Gasolina (aumento del 17%): crecimiento de la flota de vehículos flex asociado a la ventaja del precio de la gasolina con relación al etanol en la mayoría de los estados del Brasil y reducción del tenor de etanol anidro en la gasolina C (del 25% al 20%) a partir de octubre de 2011; Diesel (aumento del 6%): debido al crecimiento de la actividad del mercado minorista y al mayor consumo en termoeléctricas en la región norte del Brasil; Gas natural (aumento del 17%): debido a mayor demanda termoeléctrica causada por el menor nivel de los reservatorios de las hidroeléctricas. Combustible de aviación (aumento del 5%): crecimiento de la demanda del sector de aviación. (*) No revisado. 13
LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL Estado de los flujos de efectivo consolidado Sumario 14 US$ millones Ejercicio finalizado al 31 de 4T2012 3T2012 4T2011 2012 2011 14.866 13.020 17.638 Efectivo y equivalentes al efectivo al início del período 19.057 17.655 5.675 8.069 7.937 (+) Efectivo neto generado en las actividades operativas 27.888 33.698 (10.262) (8.045) (9.133) () Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión (38.379) (34.619) (11.362) (9.748) (11.957) Inversiones en segmentos de negócio (40.430) (41.302) 1.100 1.703 2.824 Inversiones en títulos y valores mobiliarios 2.051 6.683 (4.587) 24 (1.196) (=) Flujo de efectivo neto (10.491) (921) 3.132 1.865 4.253 (+) Financiaciones y préstamos, netos 9.086 10.627 6.348 6.762 6.870 (+) Captaciones 25.205 23.951 (3.216) (4.897) (2.617) () Amortizaciones (16.119) (13.324) (7) (1.330) () Dividendos pagados (3.272) (6.422) 207 5 7 (+) Adquisición de participación de accionistas no controlantes 255 27 (98) (41) (315) (+) Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre el efectivo y equivalentes al efectivo (1.115) (1.909) 13.520 14.866 19.057 Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período 13.520 19.057 Al 31 de 2012, efectivo y equivalentes al efectivo ascendió a U.S.$ 13.520 millones en comparación con U.S.$ 19.057 millones al 31 de 2011. El efectivo neto generado en las actividades operativas fue el 17% inferior en 2012 (U.S.$ 27.888 millones) en comparación a 2011 (U.S.$ 33.698 millones), generado por el retroceso del margen bruto de la Compañía debido al efecto de la apreciación del dólar estadounidense sobre las importaciones de petróleo, derivados y participaciones gubernamentales, además del mayor volumen de importados en 2012. El efectivo neto utilizado en las actividades de inversión aumentó de U.S.$ 34.619 millones en 2011 a U.S.$ 38.379 millones con relación a 2012, siendo la mayor parte invertida en las actividades de Exploración & Producción (U.S.$ 21.395 millones) y Abastecimiento (U.S.$ 13.718 millones). Los recursos obtenidos a través de captaciones (U.S.$ 25.205 millones) juntamente con el efectivo neto generado en las actividades operativas (U.S.$ 27.888 millones) suplieron parte de las necesidades de capital de la Compañía para inversiones, amortización de deudas y pago de dividendos, por lo tanto, en 2012 se utilizaron U.S.$ 5.537 millones de nuestro efectivo y equivalentes al efectivo. Las disponibilidades ajustadas 15 ascendieron a U.S.$ 23.732 millones al 31 de 2012 (comprendiendo títulos federales con vencimientos superiores a 90 días de U.S.$ 10.212 millones), 15% inferiores al saldo de U.S.$ 28.005 millones al 31 de 2011. US$ millones 31.12.2012 31.12.2011 Efectivo y equivalentes al efectivo 13.520 19.057 Títul os públicos federales 10.212 8.948 Disponibilidades ajustadas 15 23.732 28.005 3 14 Para mayor detallamento, vea estado de los flujos de efectivo consolidado en la pagina 19. 15 Las disponibilidades ajustadas no se calcularon según las normas internacionales de contabilidad IFRS y no deben considerarse aisladamente o en sustitución al efectivo y equivalentes al efectivo determinados en el IFRS. El cálculo de disponibilidades ajustadas no debe ser base de comparación con las disponibilidades ajustadas de otras empresas. La Administración cree que las disponibilidades ajustadas son una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la gestión por la búsqueda de mejoras en el apalancamiento. 14
Gastos de capital e inversiones US$ millones Ejercicio finalizado al 31 de 2012 % 2011 % % Exploraci ón & Producci ón 21.959 51 20.405 47 8 Abastecimiento 14.745 34 16.133 37 (9) Gas & Energía 2.113 5 2.293 5 (8) Internaci onal 2.572 6 2.631 6 (2) Exploración & Producción 2.347 92 2.340 89 Abastecimi ento 131 4 189 7 (31) Gas & Energía 5 31 1 (84) Distribución 72 3 58 2 24 Otros 17 1 13 1 31 Distribución 666 2 679 2 (2) Bi ocombustible 147 294 1 (50) Corporativo 747 2 729 2 2 Total gastos de capital e inversiones 42.949 100 43.164 100 En línea con sus objetivos estratégicos, Petrobras actúa de forma asociada con otras empresas en joint ventures, en Brasil y en el exterior, como concesionaria de derechos de explotación, desarrollo y producción de petróleo y gas natural. En 2012, invertimos un total de U.S.$ 42.949 millones, dirigidos al aumento de la capacidad productiva, a la modernización y ampliación del parque de refinación y a la integración y expansión de nuestros sistemas de transporte a través de gasoductos y sistemas de distribución. 15
Endeudamiento consolidado 31.12.2012 31.12.2011 % Financiaciones corrientes 16 7.497 10.111 (26) Financiaciones a largo plazo 16 88.570 72.816 22 Total 96.067 82.927 16 Efectivo y equivalentes al efectivo 13.520 19.057 (29) Títulos públicos federales (vencimiento superior a 90 días) 10.212 8.948 14 Disponibilidade s ajustadas 2 3.73 2 2 8.00 5 (15) Endeudamiento neto 17 72.335 54.922 32 Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 30% 24% 6 Pasivo total neto 18 307.913 291.909 5 Estructura de capital US$ m illones (Capital de te rceros neto / pasivo total neto) 45% 39% 6 Índice de endeudamiento neto/ebitda ajustado 2,62 1,47 78 El endeudamiento neto del Sistema Petrobras en dólares estadounidenses aumentó el 32% con relación al 31 de diciembre de 2011, como resultado de captaciones a largo plazo y del impacto de la apreciación del dólar estadounidense contra el Real del 8,2%. 16 Incluye arrendamientos mercantiles financieros (corto plazo: US$18 millones al 31 de 2012 y US$44 millones al 31 de 2011; largo plazo: US$86 millones al 31 de 2012 y US$98 millones al 31 de 2011). 17 El endeudamiento neto no fue calculado según las normas internacionales de contabilidad IFRS y no debe considerarse aisladamente o en sustitución al endeudamiento total de largo plazo, calculado de acuerdo con el IFRS. El cálculo del endeudamiento neto no debe ser base de comparación con el endeudamiento neto de otras empresas. La Administración cree que el endeudamiento neto es una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la gestión por la búsqueda de mejoras en el apalancamiento. 18 Pasivo total neto de disponibilidades ajustadas. 16
ESTADOS CONTABLES Estado del Resultado Consolidado US$ m illones Ejercício finalizado al 31 de 4T2012 3T2012 4T2011 2012 2011 35.660 36.374 36.254 Ingresos de ventas 144.103 145.915 (27.614) (27.459) (26.640) Cos to de ventas (107.534) (99.595) 8.046 8.915 9.614 Ganancia bruta 36.569 46.320 Gastos (1.151) (1.248) (1.333) Gas tos de venta s (4.927) (5.346) (1.266) (1.252) (1.337) Gas tos de adminis tración y generales (5.034) (5.161) (1.045) (637) (834) Gas tos de exploración (3.994) (2.630) (342) (289) (419) Gas tos con investiga ción y des a rrollo (1.143) (1.454) (131) (85) (144) O tros gas tos por impues tos (386) (460) (1.138) (1.034) (1.315) O tros ingres os y ga stos operativos, netos (4.185) (3.984) (5.073) (4.545) (5.382) (19.669) (19.035) 2.973 4.370 4.232 Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y im puestos 16.900 27.285 1.664 484 637 Ingresos financieros 3.659 3.943 (543) (540) (529) Gas tos fina ncieros (2.016) (1.424) 234 (225) 114 Va ria ciones cambiarias y monetarias (3.569) (2.443) 1.355 (281) 222 Resultado fina nciero neto (1.926) 76 88 95 53 Resultado de pa rticipaciones en invers iones 43 230 (185) (130) (71) Participa ción en las utilidades o res ultados (524) (867) 4.231 4.054 4.436 Ganancia antes de los im puestos a las ganancias 14.493 26.724 (458) (1.276) (1.532) Impues tos a las ganancias (3.562) (6.732) 3.773 2.778 2.904 Ganancia neta 10.931 19.992 Ganancia neta atribuible a: 3.763 2.744 2.805 Accionis ta s de Petrobra s 11.034 20.121 10 34 99 Accionis ta s no controla ntes (103) (129) 3.773 2.778 2.904 10.931 19.992 17
Balance General Consolidado 19 ACTIVO 31.12.2012 31.12.2011 Activos corrientes 57.794 64.592 Efectivo y equivalentes al efectivo 13.520 19.057 Activos financieros 10.431 8.961 Cuentas por cobrar, netas 11.099 11.756 Inventarios 14.552 15.165 Activos por impuestos corrientes 5.572 6.848 Otros activos corrientes 2.620 2.805 Activos no corrientes 273.851 255.322 Realizables a largo plazo 23.105 22.462 Cuentas por cobrar 4.441 3.253 Activos financieros 176 3.064 Depósitos judiciales 2.696 2.080 Impuestos diferidos 5.526 4.287 Impuestos y contribuciones 5.223 4.912 Adelantos a proveedores 3.156 3.141 Otros activos no corrientes 1.887 1.725 Inversiones 6.106 6.530 Propiedad, planta y equipo 204.901 182.918 Intangibles 39.739 43.412 Total de activos 331.645 319.914 PASIVO US$ millones US$ millones 31.12.2012 31.12.2011 Pasivos corrientes 34.070 36.364 Financiaciones corrientes 7.497 10.111 Proveedores 12.124 11.863 Pasivos por impuestos corrientes 6.128 5.847 Dividendos propuestos 3.011 2.067 Sueldos, participaciones y cargas 2.163 2.528 Planes de pensión y salud 788 761 Otros pasivos corrientes 2.359 3.187 Pasivos no corrientes 128.536 106.440 Financiaciones a largo plazo 88.570 72.816 Impuestos diferidos 19.213 17.715 Planes de pensión y salud 9.275 8.878 Provisión para desmantelamiento de áreas 9.441 4.712 Provisión para procesos judiciales 1.265 1.088 Otros pasivos no corrientes 772 1.231 Patrimonio neto 169.039 177.110 Capital social desembolsado 107.362 107.355 Ganancias acumuladas y otras 60.525 68.483 Participación de los accionistas no controlantes 1.152 1.272 Total de pasivos y patrimonio neto 331.645 319.914 19 Algunos montos de 2011 fueron reclasificados para mejor comparación con el periodo actual. Tales reclasificaciones no cambiaron el Estado del Resultado ni el Patrimonio Neto. 18
Estado de los Flujos de Efectivo Consolidado US$ Millones Ejercício finalizado al 31 de 4T2012 3T2012 4T2011 2012 2011 3.763 2.744 2.805 Ganancia neta atribuible a los accionistas de Petrobras 11.034 20.121 1.912 5.325 5.132 (+) Ajustes: 16.854 13.577 2.878 2.847 3.280 Depreciación, agotamiento y amortización 11.119 10.535 297 655 13 Variaciones cambiarias y monetarias y cargas financieras 4.308 3.799 10 34 99 Participación de los accionistas no controlantes (103) (129) (88) (95) (53) Participación en inversiones (43) (230) (24) (18) 174 Ganancias (pérdidas) en la enajenación de activos no corrientes 47 527 328 881 1.637 Impuestos sobre la renta y contribución social diferidos 2.254 3.599 729 416 549 Baja de pozos secos 2.847 1.480 323 84 594 Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment 880 1.056 514 496 403 Gastos actuariales con pensión y salud 2.091 1.730 49 (648) (441) Inventarios (1.864) (5.035) (873) (209) (269) Cuentas por cobrar, netas (1.522) (2.326) (788) 1.492 317 Proveedores 1.039 2.455 (253) (90) (272) Pension y salud (735) (837) 143 (701) (917) Impostos y contribuciones a pagar (1.139) (1.991) (1.333) 181 18 Otros activos y pasivos 20 (2.325) (1.056) 5.675 8.069 7.937 (=) Efectivo neto generado (utilizado) por/en las actividades operativas 27.888 33.698 (10.262) (8.045) (9.133) () Efectivo neto generado (utilizado) por/en las actividades de inversión (38.379) (34.619) (11.362) (9.748) (11.957) Inversiones en segmentos de negocio (40.430) (41.302) 1.100 1.703 2.824 Inversiones en títulos y valores mobiliarios 2.051 6.683 (4.587) 24 (1.196) (=) Flujo de efectivo neto (10.491) (921) 3.339 1.863 2.930 () Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades de financiación 6.069 4.232 6.348 6.762 6.870 Captaciones 25.205 23.951 (2.251) (3.396) (1.694) Amortizaciones de principal (11.347) (8.750) (965) (1.501) (923) Amortizaciones de intereses (4.772) (4.574) (7) (1.330) Dividendos a pagar (3.272) (6.422) 207 5 7 Adquisición de participación de accionistas no controlantes 255 27 (98) (41) (315) (+) Efecto de variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes al efectivo (1.115) (1.909) (1.346) 1.846 1.419 (=) Aumento (disminución) netos en efectivo y equivalentes al efectivo en el periodo (5.537) 1.402 14.866 13.020 17.638 Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del periodo 19.057 17.655 13.520 14.866 19.057 Efectivo y equivalentes al efectivo al final del periodo 13.520 19.057 20 Incluye rendimientos en títulos y valores mobiliarios, principalmente por la venta de las NTN sb en 2012, y por depósitos judiciales. 19
Estado consolidado del resultado por segmento de negocio Ejercicio finalizado al 31 de 2012 US$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA Ingresos de ventas 74.714 116.710 11.803 455 40.712 17.929 (118.220) 144.103 Intersegmentos 73.871 37.950 1.288 365 878 3.868 (118.220) Terceros 843 78.760 10.515 90 39.834 14.061 144.103 Costo de ventas (33.622) (130.088) (9.621) (481) (36.997) (14.082) 117.357 (107.534) Ganancia bruta 41.092 (13.378) 2.182 (26) 3.715 3.847 (863) 36.569 Gastos (5.448) (4.075) (1.080) (102) (2.290) (1.886) (4.937) 149 (19.669) Ventas, de administración y generales (494) (3.052) (967) (64) (2.235) (922) (2.376) 149 (9.961) Exploración (3.613) (381) (3.994) Investigación y desarrollo (540) (228) (36) (34) (2) (303) (1.143) Otros gastos por impuestos (53) (66) (57) (1) (12) (111) (86) (386) Otros ingresos y gastos operativos, netos (748) (729) (20) (3) (41) (472) (2.172) (4.185) Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos 35.644 (17.453) 1.102 (128) 1.425 1.961 (4.937) (714) 16.900 Resultado financiero neto (1.926) (1.926) Resultado de participaciones en inversiones (1) (104) 193 (27) 1 (14) (5) 43 Participación en las utilidades o resultados (178) (142) (18) (1) (40) (14) (131) (524) Ganancia antes de los impuestos a las ganancias 35.465 (17.699) 1.277 (156) 1.386 1.933 (6.999) (714) 14.493 Impuestos a las ganancias (12.057) 5.981 (367) 44 (472) (1.147) 4.213 243 (3.562) Ganancia neta 23.408 (11.718) 910 (112) 914 786 (2.786) (471) 10.931 Ganancia neta atribuible: A los accionistas de Petrobras 23.406 (11.718) 861 (112) 914 719 (2.565) (471) 11.034 A los accionistas no controlantes 2 49 67 (221) (103) 23.408 (11.718) 910 (112) 914 786 (2.786) (471) 10.931 Ejercicio finalizado al 31 de 2011 US$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA Ingresos de ventas 74.117 118.630 9.738 320 44.001 16.956 (117.847) 145.915 Intersegmentos 73.601 38.146 1.304 288 731 3.777 (117.847) Terceros 516 80.484 8.434 32 43.270 13.179 145.915 Costo de ventas (32.883) (122.897) (5.698) (351) (40.347) (12.933) 115.514 (99.595) Ganancia bruta 41.234 (4.267) 4.040 (31) 3.654 4.023 (2.333) 46.320 Gastos (4.198) (4.194) (1.519) (134) (2.459) (1.901) (4.809) 179 (19.035) Ventas, de administración y generales (489) (3.306) (1.038) (66) (2.403) (928) (2.456) 179 (10.507) Exploración (2.182) (448) (2.630) Investigación y desarrollo (743) (280) (69) (30) (5) (327) (1.454) Otros gastos por impuestos (48) (53) (97) (1) (24) (113) (124) (460) Otros ingresos y gastos operativos, netos (736) (555) (315) (37) (27) (412) (1.902) (3.984) Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos 37.036 (8.461) 2.521 (165) 1.195 2.122 (4.809) (2.154) 27.285 Resultado financiero neto 76 76 Resultado de participaciones en inversiones 44 (98) 238 15 5 24 2 230 Participación en las utilidades o resultados (271) (194) (34) (1) (66) (29) (272) (867) Ganancia antes de los impuestos a las ganancias 36.809 (8.753) 2.725 (151) 1.134 2.117 (5.003) (2.154) 26.724 Impuestos a las ganancias (12.495) 3.025 (845) 56 (360) (926) 4.145 668 (6.732) Ganancia neta 24.314 (5.728) 1.880 (95) 774 1.191 (858) (1.486) 19.992 Ganancia neta atribuible: A los accionistas de Petrobras 24.326 (5.718) 1.862 (95) 774 1.179 (721) (1.486) 20.121 A los accionistas no controlantes (12) (10) 18 12 (137) (129) 24.314 (5.728) 1.880 (95) 774 1.191 (858) (1.486) 19.992 20
Estado del EBITDA ajustado consolidado por segmento de negocio Ejercicio finalizado al 31 de 2012 US$ Millones GAS E&P ABAST. & ENERGÍA BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Ganancia neta 23.408 (11.718) 910 (112) 914 786 (2.786) (471) 10.931 Depreciación, agotamiento y amortización 6.528 2.088 914 20 203 1.023 343 11.119 Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment 34 (135) 1 237 137 Resultado financiero neto 1.926 1.926 Resultado de participaciones en inversiones 1 104 (193) 27 (1) 14 5 (43) Impuestos a las ganancias 12.057 (5.981) 367 (44) 472 1.147 (4.213) (243) 3.562 EBITDA ajustado 42.028 (15.642) 1.999 (109) 1.588 3.207 (4.725) (714) 27.632 Ejercicio finalizado al 31 de 2011 US$ Millones GAS & E&P ABAST. ENERGÍA BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Ganancia neta 24.314 (5.728) 1.880 (95) 774 1.191 (858) (1.486) 19.992 Depreciación, agotamiento y amortización 6.358 1.566 1.073 27 216 930 365 10.535 Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment 229 155 1 (15) 369 Resultado financiero neto (76) (76) Resultado de participaciones en inversiones (44) 98 (238) (15) (5) (24) (2) (230) Impuestos a las ganancias 12.495 (3.025) 845 (56) 360 926 (4.145) (668) 6.732 EBITDA ajustado 43.352 (6.934) 3.561 (139) 1.345 3.008 (4.716) (2.154) 37.322 Reconciliación entre el EBITDA Ajustado y la Ganancia Neta 4T2012 3T2012 4T12 X 3T12 (US$ m illones) Ejercício finalizado al 31 de 4T2011 2012 2011 2012 X 2011 3.773 2.778 36 2.904 Ga na nci a neta 10.931 19.992 (45) 2.878 2.847 1 3.280 Depreci a ci ón, a gota mi ento y a morti za ci ón 11.119 10.535 6 Pérdida en el valor recuperable de los activos 137 366 impairment 137 369 (63) (1.664) (484) 244 (637) Ingres os fi na nci eros (3.659) (3.943) (7) 543 540 1 529 Ga s tos fi na nci eros 2.016 1.424 42 (234) 225 (204) (114) Variaciones cambiarias y monetarias 3.569 2.443 46 (88) (95) (7) (53) Resultado de participaciones en inversiones (43) (230) (81) 458 1.276 (64) 1.532 Impues tos a l a s ga na nci a s 3.562 6.732 (47) 5.803 7.087 (18) 7.807 EBITD A Ajustado 27.632 37.322 (26) 16 19 (2) 22 Margen del EBITDA ajustado 21 19 25 (5) EL EBITDA Ajustado no es una medida de IFRS y probablemente no es comparable con los indicadores bajo la misma denominación informados por otras compañías. El EBITDA Ajustado no debe ser considerado como un sustituto de la ganancia operativa o como una mejor medida de liquidez que el flujo de efectivo operativo, ambos calculados de acuerdo con el IFRS. 21 El margen del EBITDA ajustado es igual al EBITDA ajustado dividido por los ingresos de ventas 21
Otros Ingresos (Gastos) Operativos por Segmento Ejercicio finalizado al 31 de 2012 US$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. ENERGÍA Planes de pensión y salud (1.042) (1.042) Paradas no programadas y gastos preoperativos (640) (88) (85) (27) (16) (856) Relaciones institucionales y proyectos culturales (42) (44) (7) (60) (18) (606) (777) Ajustes al valor de mercado de los inventarios (10) (269) (7) (456) (742) Pérdidas/ganancias con procesos judiciales y administrativos (64) (225) (31) (69) (84) (243) (716) Acuerdos colectivos de trabajo (169) (100) (14) (25) (6) (130) (444) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (31) (101) (4) (36) (117) (289) Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment (34) 135 (1) (237) (137) Incentivos, donaciones y subvenciones gubernamentales 24 33 11 318 (1) 385 Gastos/resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P 233 35 268 Otros (15) (70) 111 4 113 39 (17) 165 (748) (729) (20) (3) (41) (472) (2.172) (4.185) INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Ejercicio finalizado al 31 de 2011 US$ Millones E&P GAS ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. ENERGÍA CORP. ELIMIN. TOTAL Planes de pensión y salud (928) (928) Paradas no programadas y gastos preoperativos (530) (45) (102) (224) (901) Relaciones institucionales y proyectos culturales (43) (47) (6) (74) (15) (699) (884) Ajustes al valor de mercado de los inventarios 1 (178) (21) (444) (643) Pérdidas/ganancias con procesos judiciales y administrativos 146 40 (12) (18) (35) 10 131 Acuerdos colectivos de trabajo (171) (75) (14) (28) (6) (136) (430) Gastos con seguridad, medio ambiente y salud (47) (93) (5) (125) (205) (474) Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment (229) (155) (1) 15 (369) Incentivos, donaciones y subvenciones gubernamentales 74 62 46 196 378 Gastos/resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P 10 10 Otros 55 (65) (223) (16) 93 225 57 127 (736) (555) (315) (37) (27) (412) (1.902) (3.984) 22
Activos Consolidados por Segmento Eje rcicio fina liza do a l 31 de dicie m bre de 2012 US$ Millones GAS E&P ABAST. & ENERGÍA BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL Total de activos 151.798 91.458 28.454 1.248 8.130 18.735 39.125 (7.303) 331.645 Activ o corriente 6.565 20.362 3.610 117 3.176 3.517 27.382 (6.935) 57.794 Activ o no corriente 145.233 71.096 24.844 1.131 4.954 15.218 11.743 (368) 273.851 Re a liza ble a la rgo pla zo 5.120 4.582 1.715 16 1.852 2.233 7.955 (368) 23.105 Inve rs iones 80 2.897 1.160 860 15 937 157 6.106 Propie da d, pla nta y e q u i p o 102.779 63.463 21.585 255 2.733 10.882 3.204 204.901 Activos inta ngibles 37.254 154 384 354 1.166 427 39.739 Eje rcicio fina liza do a l 31 de dicie m bre de 2011 US$ Millones GAS E&P ABAST. & BIOCOMB. DISTRIB. INTERN. CORP. ELIMIN. TOTAL ENERGÍA Total de activos 141.113 84.330 27.645 1.289 7.938 19.427 45.777 (7.605) 319.914 Activ o corriente 5.617 21.966 2.509 128 4.241 4.410 32.990 (7.269) 64.592 Activ o no corriente 135.496 62.364 25.136 1.161 3.697 15.017 12.787 (336) 255.322 Re a liza ble a la rgo pla zo 4.140 4.217 1.626 17 716 2.913 9.169 (336) 22.462 Inve rs iones 12 3.362 1.152 859 45 999 101 6.530 Propie da d, pla nta y e q u i p o 90.633 54.629 21.968 285 2.510 9.871 3.022 182.918 Activos inta ngibles 40.711 156 390 426 1.234 495 43.412 23