PETROBRAS DIVULGA RESULTADO DEL PRIMER TRIMESTRE DE 2009 (Río de Janeiro – 11 de mayo 2009) – PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – Petrobras divulga hoy sus resultados consolidados expresados en millones de reales, según los principios contables generalmente aceptados en Brasil y normas expedidas por la Comissão de Valores Mobiliários (CVM). Con el fin de facilitar la comparación, las informaciones contables de los períodos terminados en 2008 están ajustadas a las prácticas contables determinadas en la 11.638/07, así como en la Medida Provisional nº 449/08. El valor de mercado de la Compañía creció el 27% en relación al 4T-2008, reflejando la percepción del mercado en relación a la planificación estratégica de la Compañía divulgado en ene/2009, además de la recuperación de las cotizaciones de petróleo. En relación al 4T-2008, la ganancia operativa de R$ 10.220 millones, fue 117% superior, demostrando la disciplina de capital que se ha observado en todas las actividades de la Compañía, así como el mayor impacto en el trimestre anterior de pérdidas en la recuperación de activos (impairment) y de la desvalorización de existencias. Esos factores compensaron los efectos de la menor demanda en el mercado interno y externo, de la reducción en el resultado financiero y de la ausencia del beneficio fiscal relacionado a intereses sobre el capital propio, permitindo situar la ganancia neta consolidada del 1T-2009 en R$ 5.816 milllones. La ganancia neta consolidada fue el 20% inferior a la obtenida en el 1T-2008, reflejando la reducción en el precio de las commodities y la retracción de la demanda de productos derivados en el mercado interno. El aumento del 6% en la producción de petróleo y gas en el país y el reajuste de los precios del diesel y de la gasolina en mayo/2008, así como la reducción de las importaciones y de las participaciones gubernamentales, debido a las cotizaciones del petróleo, atenuaron esos efectos.

Ganancia Neta

Ganancia Operativa 11.616 10.220

6.189

7.239

5.816

4.703

1T-2009 1T-2009

4T-2008

4T-2008

1T-2008

1T-2008

Inversiones 19.299 14.380 4.662 2.062

3.408 1.012

10.197

3.688 2.380 1.335 1.790

2.838 8.887

7.122

4.692

1T-2009

E&P

La producción total de petróleo y gas, incluyendo el país y el exterior, aumentó el 2% en relación al 4T-2008, reflejo de las plataformas recién instaladas en los campos de Marlim Sul (P-51) y Marlim Leste (P-53). En relación al 1T-2008 aumentó el 6%, debido a la entrada en operación de las plataformas P-53 y P-51 y del campo de Agbami en Nigeria, además del aumento de la producción de las plataformas P52 y P-54, superando la declinación natural de los campos maduros.

4T-2008

Abast

1T-2008

Internacional

Otros

La ampliación de la capacidad futura de producción de petróleo y gas natural en el país fue la meta prioritaria de inversión en el 1T-2009, en cumplimiento de las metas previstas en la planificación estratégica del Sistema Petrobras.

Este documento está estructurado en 5 tópicos: SISTEMA PETROBRAS Desempeño Financiero Desempeño Operativo Estados Contables Apéndices

Índice 03 08 22 30

1 PETROBRAS Estados Contables

Índice 33

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Financiero

Comentarios del Presidente, Sr. José Sergio Gabrielli de Azevedo Estimados accionistas e inversores: En este momento en el que divulgamos los resultados del primer trimestre de 2009, Petrobras vive un momento histórico. Hace 11 días comenzamos el Test de Larga Duración (TLD) de Tupi, el primer petróleo producido en el pre-sal de la Cuenca de Santos. Si el inicio de la producción de Tupi representa las enormes perspectivas que tenemos por delante, los excelentes resultados que hoy presentamos muestran que Petrobras no tiene apenas un futuro prometedor sino también un presente brillante. El Test de Tupi inaugura una nueva era. El desarrollo de una nueva frontera de explotación que brinda un enorme potencial de reservas pero que también presenta desafíos tecnológicos y logísticos. El TLD, que tendrá una duración de 15 meses, comenzará la producción por medio del FPSO BW Cidade de São Vicente en una lámina de agua de 2.140 metros y será fundamental para recoger informaciones técnicas para el desarrollo de los reservorios del pre-sal. Es muy gratificante ver a Petrobras, por medio de su cuerpo técnico y de todos aquellos que tienen fe en la empresa, iniciar la producción en una de las más prometedoras y desafiadoras regiones petrolíferas del mundo. Las posibilidades del pre-sal causan verdadero entusiasmo. No obstante, es importante recordar que también tenemos grandes recursos a desarrollar en las áreas tradicionales de la Cuenca de Campos y tales proyectos representan una contribución fundamental para el continuo crecimiento de la producción. En el primer trimestre de este año la producción de petróleo en Brasil creció el 5% en relación al último trimestre del año pasado y el 7% en relación a la producción de hace un año. El día 4 de mayo batimos un nuevo récord diario de producción: 2 millones 059 mil bpd, confirmando la trayectoria de crecimiento que habíamos proyectado. En la explotación también continuamos obteniendo buenos resultados. Anunciamos el descubrimiento de un nuevo yacimiento en la sección pre-sal del bloque BMS-9, en el área del pozo 4-BRSA-709 denominado de Iguaçu. En otra área de la Cuenca de Santos, más próxima a la costa, de aguas más rasas, anunciamos el descubrimiento de petróleo en el pre-sal del Bloque BM-S-52, bautizado de Corcovado-1. Confirmando el potencial de producción de petróleo liviano y gas en aguas rasas en el Sur de la Cuenca de Santos declaramos la Comercialidad de un nuevo campo, denominado Pirarucá, con un volumen estimado de 550 millones de barriles de petróleo equivalente. Nuestros buenos resultados, incluso en un ambiente económico adverso, comprueban la robustez de nuestra cartera y de nuestra gestión. En un trimestre en que el petróleo Brent alcanzó el promedio de US$ 44 por barril, en comparación de US$ 97 en el primer trimestre de de 2008 (desplome del 55%), obtuvimos una ganancia de R$ 5,8 mil millones y mantuvimos una fuerte generación de efectivo, con EBITDA de R$ 13,4 mil millones. Invertimos R$ 14.400 millones en el trimestre utilizando principalmente la generación propia de efectivo de la Compañía. También tuvimos acceso a fuentes externas de financiación, captando R$ 5.600 millones en operaciones en el mercado financiero internacional, con bancos comerciales y agencias de crédito a la exportación (ECA). El efectivo generado en nuestras actividades, juntamente con la disponibilidad de crédito de diversas fuentes, ha asegurado recursos para que podamos continuar invirtiendo en la capacidad de producción y en la integridad de los negocios. Invertir en crecimiento es nuestra prioridad, pero es importante subrayar que nuestras operaciones e inversiones siempre se rigen por la optimización de costos. Trabajamos para asegurar que nuestros proyectos se realicen a un precio compatible con la realidad actual del mercado y de la industria. Conceptos tales como simplificación, estandarización y replicación, además de acciones para alentar la

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Desempeño Financiero

expansión y la diversificación de la cadena de proveedores aseguran la realización de nuestras inversiones a precios competitivos. Incluso durante este período de inestabilidad e incertidumbres seguimos invirtiendo, con la confianza que tenemos una de las mejores carteras de proyectos y oportunidades del mundo. Con eficiencia y disciplina de capital nos sentimos confortables en relación a nuestra capacidad de generación de efectivo y de acceso a financiaciones. El precio del petróleo comienza a recuperarse y los mercados muestran que recobran el ánimo. Petrobras continuará su camino de inversión, crecimiento y creación de valor, produciendo cada vez más petróleo, energía y riquezas para sus accionistas, inversores y toda la sociedad.

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SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Financiero

Ganancia Neta e Indicadores Económicos Consolidados Petrobras obtuvo una ganancia neta consolidada en el 1T-2009 de R$ 5.816 millones, el 20% inferior a la ganancia verificada en el 1T-2008.

R$ millones 1º Trimestre 4T-2008

2009

65.193 Ingreso operativo bruto 52.136 Ingreso operativo neto (1) 4.703 Ganancia operativa 2.405 Resultado financiero 6.189 Ganancia neta

Margem bruta (%) Margen operativo (%) Margen neto (%) EBITDA – R$ millones (3)

%

53.575

59.094

(9)

42.595

46.835

(9)

10.220

11.616

(849)

(2) 0,71 Ganancia neta por acción 223.991 Valor de Mercado (Controlante)

28 9 12 9.204

2008

(236)

(12) (260)

5.816

7.239

0,66

0,83

(20)

285.151

364.372

(22)

39 24 14 13.423

37 25 15 14.183

2 (1) (1) (5)

44 2,32 2,32

97 1,74 1,75

(55) 33 32

(20)

Indicadores Económicos y Financieros 55 Petróleo Brent (US$/bbl) 2,28 Dólar Promedio de Venta (R$) 2,34 Dólar Final de Venta (R$) (1) (2) (3)

Ganancia operativa antes del resultado financiero, de la equivalencia patrimonial y de los impuestos. Para efectos comparativos, la Ganancia Neta por Acción se recalculó para los períodos anteriores, en función del desdoblamiento de las acciones, aprobado por la AGE el 24 de marzo de 2008. Ganancia operativa antes del resultado financiero y de la equivalencia patrimonial + depreciación/amortización.

R$ millones 1º Trimestre 4T-2008 6.002 (2.405) 1.106 4.703 3.568 933 9.204 18

Ganancia Operativa conforme Ley de las S.A. (-) Resultado Financeiro (-) Resultado de la Equivalencia Patrimonial Ganancia Operativa Depreciación/Amortización Pérdida en la recuperación de activos EBITDA

Margen EBITDA (%)

2009

2008

9.000 849 371 10.220 3.203 13.423

11.400 236 (20) 11.616 2.567 14.183

32

30

% (21) 260 (1.955) (12) 25 (5) 2

El EBITDA no es un indicador calculado de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Brasil y, posiblemente no puede servir de base de comparación con indicadores con el mismo nombre presentados por otras empresas. El EBITDA no se puede considerar como un indicador sustituto para medir la ganancia operativa, ni tampoco como una mejor forma de medición de la liquidez y del flujo de efectivo de las actividades operativas. El EBITDA es una información adicional de la capacidad de pago de las deudas, del mantenimiento de inversiones y de la capacidad de cubrir necesidades de capital de trabajo.

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SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Financiero

Destacamos los principales factores que contribuyeron para la variación de la Ganancia Operativa: R$ millones

Consolidado

1T-09 x 1T-08

Resultado Operativo (anterior)

11.616 (4.444) 2.394 928 695 (271) (244) (239) (215)

Efecto de los precios Importación de petróleo, derivados y gas Participaciones gubernamentales Gastos c/ generación/comercialización de energía eléctrica Baija de pozos secos Pérdida con desvalorización de existencias Gastos c/ frete en el mercado externo Otros Resultado Operativo (actual)

10.220

(1)

A continuación, detallamos el comportamiento de los diversos componentes de la Ganancia Neta Consolidada: •

Reducción de la ganancia bruta en R$ 504 millones: R$ millones

Análize de la Ganancia bruta - Principales Factores

Variación 1T-2009 x 1T-2008 Costo de Ganancia Ingreso Neto las Ventas Neta

. Mercado Interno:

- efecto de los volúmenes vendidos - efecto de los precios

(1.250) 45

611

. Mercado Externo:

- efecto de los volúmenes exportados - efecto de los precios de exportaciones

1.812 (4.489)

(714)

(*)

. Reducción de los Gastos:

. Aumento (reducción) de la rentabilidad del segmento de Distribución . Aumento (reducción) de la rentabilidad de las operaciones de trading . Aumento (reducción) de las ventas internacionales . Efecto del cambio de las controladas en el exterior . Otros

(*) Composición de la variación de los gastos: - importaciones de petróleo, derivados y gas - participaciones gubernamentales en el país - generación y adquisición del energía para comercialización (2) - transportes maritimos y dutoviários - nitrogenados - sueldos, ventajas y cargos - servicios de terceros - productos no petrolíferos, incluyendo alcohol, biodiesel y otros - materiales, servicios y depreciación (1) (2)

3.470 143 (1.251) (1.312) 2.167 (105) (4.240)

(166) 1.232 1.010 (1.855) 148 3.736

(639) 45 1.098 (4.489) 3.470 (23) (19) (302) 312 43 (504)

Valor 2.394 928 695 133 (88) (97) (146) (165) (184) 3.470

Ganancia operativa antes del resultado financiero, de la equivalencia patrimonial y de los impuestos. Gastos con cabotaje y terminales y ductos.

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Desempeño Financiero

Aumento en los gastos operativos (R$ 892 millones), destacándose: 9

Costos de explotación (R$ 326 millones) aumento de los pozos secos o sin viabilidad económica dados de baja en el país (R$ 195 millones) y en el exterior (R$ 76 millones), debido a la intensificación del programa de inversiones de la Compañía;

9

Ventas (R$ 306 millones), reflejo de las mayores exportaciones y trading, causando aumento en el flete de navíos, además de la inclusión de nuevas empresas y aumento de los gastos con plantilla de personal debido a Acuerdo Colectivos de Trabajo en el país, así como de la devaluación del Real. Tales efectos fueron atenuados por la reducción en la provisión de créditos para liquidación dudosa;

9

Generales y Administrativos (R$ 200 millones), debido al aumento de gastos con plantilla de personal causados por el aumento de la fuerza de trabajo y reajustes de sueldos en el país (R$ 82 millones), inclusión de los gastos de la Refinería NSS de Japón (R$ 18 millones) y efecto cambiario negativo (R$ 59 millones);

9

Otros Gastos Operativos (R$ 126 millones), debido al reconocimiento, en 2009, de provisión para desvalorización de existencias (R$ 244 millones), en función del desplome de los precios de las commodities, atenuado por los menores gastos con relaciones institucionales y proyectos culturales (R$ 88 millones) y paradas no programadas en instalaciones y equipos de producción (R$ 65 millones).

•

Efecto negativo en el resultado financiero (R$ 613 millones), debido a las mayores pérdidas cambiarias sobre fondos aplicados en el exterior, conforme se detalla a continuación seguir:

•

Reducción en el resultado de la participación en inversiones (R$ 391 millones), debido a la constitución de provisión para pérdidas en inversiones en EE.UU. (R$ 341 millones), debido a la diferencia entre el valor justo estimado de los activos netos y el definido por el panel arbitral, relativo a la adquisición de los 50% restantes de las acciones de la refinería de Pasadena.

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Desempeño Financiero

Destacamos los principales factores que contribuyeron para la variación trimestral de la Ganacia Operativa: R$ millones Consolidado Resultado Operativo (anterior) Efecto de los precios

1T09 x 4T08 4.703 (4.324)

Importación de petróleo, derivados y gas

3.812

Operaciones de trading

1.339

Participaciones gubernamentales

1.643

Pérdida en la recuperación de activos

933

Pérdida con desvalorización de existencias

806

Ventas internacionales

592

Gastos c/ generación/comercialización de energía eléctrica

283

Otros Resultado Operativo (actual)

(1)

433 10.220

Detallamos el comportamiento de los diversos componentes de la Ganancia Neta Consolidada: Aumento de la ganancia bruta en R$ 2.260 millones: R$ millones

Análize de la Ganancia bruta - Principales Factores

Variación 1T-2009 x 4T-2008 Ingreso Costo de Ganancia Neto las Ventas Bruta

. Mercado Interno:

- efecto de los volúmenes vendidos - efecto de los precios

(3.957) (2.772)

2.762

(1.195) (2.772)

. Mercado Externo:

- efecto de los volúmenes exportados - efecto de los precios de exportaciones

(1.559) (1.552)

1.716

(401) (1.552)

6.058

6.058

(22) 1.027 1.832 (13) (1.505) 11.801

(79) 1.339 592 (238) (29) 2.260

(*)

. Reduccción de los Gastos:

. Aumento (reducción) de la rentabilidad del segmento de Distribución . Aumento (reducción) de la rentabilidad de las operaciones de trading . Aumento (reducción) de las ventas internacionales . Efecto del cambio de las controladas en el exterior . Otros (*) Composición de la variación de los gastos: - importaciones de petróleo, derivados y gas - participaciones gubernamentales en el país (2) - transportes maritimos y dutoviários - generación y adquisición del energía para comercialización - servicios de terceros - productos no petrolíferos, incluyendo alcohol, biodiesel y otros - sueldos, ventajas y cargos - nitrogenados - materiales, servicios y depreciación

(57) 312 (1.240) (225) 1.476 (9.541) Valor 3.812 1.643 446 283 98 58 7 (75) (214) 6.058

(1) Ganancia operativa antes del resultado financiero, de la equivalencia patrimonial y de los impuestos. (2) Gastos con cabotaje y terminales y ductos.

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Desempeño Financiero

En función del 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 influye totalmente sobre el costo de las ventas del período, realizándose por completo solamente en el período siguiente. El cuadro bajo demonstra la estimativa de los efectos ne los costos de las ventas: 4T-2008 (1.856)

Efecto de lo costo medio en el CPV (R$ Millones)

1T-2009 (1.140)

∆ (∗) 716

Evolución del Brent

US$ / bbl

115 100 70

55

40 3T08

4T08

44 1T09

(*) El efecto de la realización de existencias formadas a costos unitarios más elevados en períodos anteriores fue mayor en el 4T-2008 en relación al 1T-2009, generando un efecto positivo en la comparación del CPV entre os trimestres.

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SISTEMA PETROBRAS

•

•

Desempeño Financiero

Reducción (R$ 3.257 millones) en los siguientes gastos operativos: 9

Ventas (R$ 287 millones), debido a la reducción en el volumen de las exportaciones, en el precio del flete de navíos y en la contratación de navíos que operaron en el cabotaje de productos derivados, además de la reducción en la provisión para deudores dudosos.

9

Generales y Administrativos (R$ 411 millones), provenientes de los mayores gastos con plantilla de personal, en el 4T-2008, debido al Acuerdo Colectivo de Trabajo 2008/2009, referente a períodos retroactivos, además de la reducción en los gastos con consultorías y procesamiento de datos.

9

Costos de explotación (R$ 369 millones), en función de la reducción de gastos con geología y geofísica en el exterior (R$ 281 millones), costos con abandono en el país (R$ 50 millones) debido a la revisión, en diciembre de 2008, de las estimativas de gastos futuros, además de menores gastos con baja de pozos secos o sin viabilidad económica (R$ 28 millones);

9

Provisión para pérdida en el valor recuperable de activos de Explotación y Producción (R$ 933 millones), registrada en el último trimestre del año;

9

Gastos Tributarios (R$ 280 millones) se debe a la incidencia de impuestos en el exterior, en el 4T-2008, sobre remesas de dividendos y contratos de mutuo, además de la reducción del IOF sobre inversiones financieras;

9

Otros Gastos Operativos (R$ 886 millones), provenientes de la mayor provisión para desvalorización de existencias de petróleo y derivados en el 4T-2008 (R$ 806 millones).

Reducción en el resultado financiero (R$ 3.254 millones), en virtud de la pérdida cambiaria sobre la utilización de recursos en el exterior, compensado por las menores pérdidas cambiarias sobre financiaciones, conforme se detalla en la tabla a continuación: R$ millones 1T-2009

Efecto cambiário sobre Endeudamiento Neto Variación monetária s/ financiaciones Gastos Financieros Netos Resultado operativo sobre endeudamiento neto Variación cambiária s/ utilización de Recursos en el exterior via Controladas Resultado Cambiário Leasing Financiero - SPEs Hedge sobre operaciones comerciales y financieras Comercial Financiero Total Hedge Títulos y Valores Mobiliários Otros Gastos y receitas financieras netas Otras variaciones cambiárias y monetárias netas Resultado Financiero Neto

4T-2008

Variación

160 39 (839) (640)

(1.286) (64) (1.093) (2.443)

1.446 103 254 1.803

(471) 51

4.370 (1.275)

(4.841) 1.326

(14) (14) 229 190 (194) (849)

553 9 562 177 540 474 2.405

(567) (9) (576) 52 (350) (668) (3.254)

•

Aumento del resultado de participación en inversiones (R$ 735 millones), debido básicamente al menor resultado del sector petroquímico (R$ 586 millones), debido al efecto cambiario sobre el endeudamiento de las empresas en las que tiene participación, en el 4T-2008.

•

Efecto negativo en la participación de los accionistas minoritarios (R$ 2.290 millones), debido al resultado de las SPE en el 4T-2008, proveniente del efecto cambiario en sus deudas.

•

Aumento del Impuesto sobre la Renta y Contribución Social (R$ 1.081 millones), por el beneficio fiscal proveniente de la provisión para Intereses sobre el Capital Propio en el 4T-2008.

9

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

Indicadores Físicos 1º Trimestre 2009 2008

4T-2008

%

Explotación y Producción - Mil Barriles/día 1.865 330 2.195 121 98 219 14 233 2.428

Producción Nacional Petróleo y LGN Gas Natural (1) Total Producción Internacional Consolidada Petróleo y LGN Gas Natural (1) Total Producción Internacional no Consolidada (2) Producción Total Internacional Producción total

1.952 309 2.261

1.816 304 2.120

7 2 7

114 95 209 12 221 2.482

108 103 211 14 225 2.345

6 (8) (1) (14) (2) 6

426 140 566 451 215 666 100 130 1(3) 1.991 1.771 220 2.223 1.942 281

352 228 580 314 259 573 (7) 194 2 1.892 1.776 116 2.167 1.986 181

(1) No incluye gas licuado y incluye gas reinyectado. (2) Empresas no consolidadas en Venezuela.

Refinación, Transporte y Abastecimiento - Mil Barriles/día 276 123 399 559 231 790 391 182 1(3) 1.917 1.708 209 2.223 1.942 281 87 64 78

Importación de petróleo Importación de derivados Importación de petróleo y derivados Exportación de petróleo Exportación de derivados Exportación de petróleo y derivados (3) Exportación (import.) neta de petróleo y derivados Importación de gas y otros Exportación otros Producción de derivados • Brasil • Internacional Capacidad instalada de procesamiento primario • Brasil (4) • Internacional Utilización (%) de la capacidad nominal • Brasil • Internacional Participación del petróleo nacional en la carga procesada %

21 (39) (2) 44 (17) 16 (1.529) (33) (50) 5 90 3 (2) 55

91 69 80

89 60 79

2 9 1

658 303 97 152 195 76 128 1.609 97 215 1.921 667 682 1.349 3.270

702 297 98 167 198 75 166 1.703 76 302 2.081 574 557 1.131 3.212

(6) 2 (1) (9) (2) 1 (23) (6) 28 (29) (8) 16 22 19 2

(3) Los volúmenes de exportaciones de petróleo y derivados incluyen exportaciones em marcha. (4) De acuerdo con titularidad reconocida por la ANP.

Volumen de ventas - Mil Barriles/día

(*)

(*)

No revisado

745 329 90 143 211 74 191 1.783 37 302 2.122 791 440 1.231 3.353

Diesel Gasolina Óleo combustível Nafta GLP QAV Otros Total derivados Alcohol, Nitrogenados, Biodiesel y Otros Gas natural Total del mercado interno Exportación Ventas Internacionales Total del mercado externo Total general

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SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

Indicadores de Precios y Costos (*) 1º Trimestre 2009 2008 %

4T-2008 Precio Promedio de Realización de Derivados Básicos 176,48

Mercado Interno (R$/bbl)

163,59

163,07

0,3

32,23

86,13

(63)

31,50

37,16

(15)

Precio Promedio de venta - US$ por bbl Brasil 47,95 34,76

Petróleo (US$/bbl)

(5)

Gas Natural (US$/bbl)

(6)

Internacional 47,37

Petróleo (US$/bbl)

39,21

62,23

(37)

17,81

Gas Natural (US$/bbl)

12,75

16,98

(25)

(5) Promedio de las exportaciones y de los precios internos de transferencia del E&P para el Abastecimiento. (6) Precio interno de transferencia del E&P para el Gas y Energia.

Costos - US$/barril Costo de extracción de petróleo (lifting cost ): • Brasil 8,24

• • sin participación gubernamental

7,82

8,66

(10)

18,11

• • con participación gubernamental

14,69

24,82

(41)

4,61

4,01

15

2,58

3,61

(29)

5,36

• Internacional Costo de refinación

2,33

• Brasil

(7)

3,70

• Internacional

4,57

6,17

(26)

589

Overhead Corporativo (US$ millones) - Controlante

478

648

(26)

Costos - US$/barril Costo de extracción de petróleo (lifting cost ): • Brasil 19,09

• • sin participación gubernamental

17,91

15,16

18

41,48

• • con participación gubernamental

34,24

43,20

(21)

5,88

6,30

(7)

5,65

Costo de refinación • Brasil

(7) Revisiones hechas en el COR de la Refinaria en EUA.

(*)

No revisado

11

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

Explotación y Producción – Mil Barriles/día

Producción de Petróleo y LGN - Exterior Mil Barriles Día

Producción de Petróleo y LGN - País Mil Barriles Día

+6% 108

+7% 1.816

114

1.952

1T-2008

1T-2008

1T-2009

El aumento de la producción de las plataformas P-52 y P-54 (Roncador) y la entrada en operación de la P-53 (Marlim Leste) y de la P-51 (Marlim Sul), en el 4T-2008 y en el 1T-2009, respectivamente, superaron la declinación natural de los campos maduros.

Producción de Petróleo y LGN - País Mil Barriles Día

1.865

+5%

1T-2009

La producción internacional de Petróleo y LGN, aumentó debido al inicio de la producción en julio/2008, del campo de Agbami, en Nigeria, atenuado por la reducción en Ecuador, por la venta de la participación en el Bloque 18 y, en EE.UU., debido a los daños causados por huracanes en sept/08 y que todavía no fueron totalmente reparados. La producción de gas se redujo el 8%, debido a la menor importación de gasde Bolivia, por el Brasil debido a la parada de usinas termoeléctricas movidas a gas, en función del aumento de generación de las hidroeléctricas que operan en niveles elevados debido a las lluvias.

1.952

Producción de Petróleo y LGN - Exterior Mil Barriles Día

121

4T-2008

-6%

114

1T-2009

El aumento de la producción es reflejo de las plataformas recién instaladas en los campos de Marlim Sul (P-51) y Marlim Leste (P-53). 4T-2008

1T-2009

La producción internacional de petróleo y LGN, se redujo debido a la venta de parte de la participación en el Bloque 18 en Ecuador, en el 4T-2008, atenuado por el aumento de producción en Nigeria, debido a la entrada en producción del nuevo pozo en el campo de Agbami (AGB-16) en enero 2009 y a la entrada en producción del campo de Akpo en marzo/2009. La producción de gas se redujo el 6% debido a la menor importación de gas de Bolivia por el Brasil en el 1T-2009, atenuado por el aumento en Argentina en función del inicio de la operación en la nueva planta en el campo de Medianito.

12

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

Refinación, Transporte y Abastecimiento – Mil Barriles/día Carga Fresca Procesada Mil Barriles Día 1.756

+0,2%

1.759

Costos Lifting Cost (US$/barril) Lifting Cost - US$/Barril Sin Participaciones Gubernamentales 8,66

1T-2008

-10%

7,82

1T-2009 1T-2008

En el 1T-2009 la carga fresca procesada por las refinerías en el país, permaneció en el mismo nivel en comparación al 1T-2008.

Carga Fresca Procesada Mil Barriles Día 1.683

+5%

1.759

1T-2009

Descontándose los efectos de la valorización del Real, el indicador aumentó el 7% debido al mayor número de intervenciones en pozos y de mantenimientos en equipos, a los costos unitarios iniciales más elevados de los nuevos sistemas de producción, cuya tendencia es reducirse con el aumento gradual de la producción, y a los mayores gastos con plantilla de personal relacionados con el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2008/2009. Lifting Cost - US$/Barril Sin Participaciones Gubernamentales 8,24

-5% 7,82

4T-2008

1T-2009

Aumento debido a la reanudación de las actividades de la unidad de destilación de REVAP, después de parada programada en el 4T-2008. La carga procesada por las refinerías en el exterior aumentó el 58%, debido a la inclusión de la refinería de Japón, adquirida en abril/2008, además del retorno a la normalidad después de parada programada en la refinería de Pasadena, en EE.UU..

4T-2008

1T-2009

Descontándose los efectos de la valorización del Real, el lifting cost unitario disminuyó el 4%, ocasionado, principalmente, por los mayores gastos en el 4T-2008, con intervenciones en pozos.

En comparación con el 4T-2008, la carga procesada por las refinerías en el exterior aumento el 4%, debido al retorno a la normalidad de las operaciones en EE.UU., después del paso del huracán Ike en septiembre/2008 y conclusión de las reparaciones en la Unidad de FCC.

13

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

Lifting Cost - US$/Barril Con Participaciones Gubernamentales

Lifting Cost - US$/Barril Internacional

24,82

-41%

4,01

+15%

4,61

14,69

1T-2008

1T-2009

La disminución del precio promedio de referencia del petróleo nacional, reflejo del desplome acentuado en las cotizaciones internacionales, ocasionó la reducción del indicador, parcialmente compensado por el aumento de la tasa tributable, principalmente en los campos de Roncador y Espadarte, debido a los mayores volúmenes producidos en las nuevas plataformas instaladas.

1T-2008

1T-2009

El lifting cost unitario internacional aumentó debido a la menor producción, ocasionado por la realización de la venta de parte del bloque 18 en Ecuador que tiene un costo menor que el promedio del área internacional, juntamente con los costos iniciales de la producción del campo de Akpo en Nigeria.

Lifting Cost - US$/Barril Internacional 5,36

-14%

4,61

Lifting Cost - US$/Barril Con Participaciones Gubernamentales 18,11

-19% 14,69

4T-2008

4T-2008

1T-2009

Considerando las participaciones gubernamentales, el lifting cost unitario disminuyó el 19%, básicamente en función de la disminución del precio promedio de referencia del petróleo nacional para el cálculo de las participaciones, vinculado a las cotizaciones internacionales.

1T-2009

La reducción se debe a mayores gastos, en el 4T2008, de los materiales y servicios de terceros en Argentina y por la mayor intervención en pozos, además del reajuste en los servicios contratados. Esta reducción se vio compensada por el aumento generado en función del desplome de la producción.

14

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

Costo de la Refinación (US$/Barril) Costo de la Refinación - US$/Barril Brasil 3,61

Costo de la Refinación - US$/Barril Internacional

-29% 2,58

6,17

-26% 4,57

1T-2008

1T-2009

Descontándose los efectos de la valorización del Real, el indicador se redujo el 4% en función de los menores gastos con paradas programadas y con servicios de terceros y de la reducción del costo con energía eléctrica.

Costo de la Refinación - US$/Barril Brasil

1T-2008

1T-2009

Reducción del costo de la refinación en función de la mayor carga procesada y menores gastos de mantenimiento, debido al retorno a la normalidad de las operaciones de la refinería de Pasadena (EE.UU.), después de la parada programada realizada en el 1T-2008, juntamente con la inclusión de la refinería de Japón, a partir de abril/2008, que tiene un costo de refinación inferior al promedio del área internacional.

+11% 2,33

2,58

Costo de la Refinación - US$/Barril Internacional 3,70

4T-2008

+24%

4,57

1T-2009

El costo de la refinación aumentó el 12%, sin los efectos cambiarios, en función de los reajustes de precio de los catalizadores, del mayor consumo de productos químicos y materiales y de los mayores gastos de conservación y reparaciones.

4T-2008

1T-2009

Mayores costos, principalmente servicios de terceros, en función de la parada programada en EE.UU., en febrero/2009 en la unidad de alquilación.

15

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

Overhead millones)

Controlante

Corporativo

–

(US$

Overhead Corporativo US$ Millones 648

-26%

1T-2008

478

1T-2009

Descontándose los efectos de la devaluación del Real, el overhead corporativo se redujo el 2% resultado de las medidas de optimizaicón de costos implantadas por la Compañía, destacándose la reducción de gastos en los servicios vinculados a publicidad y propaganda y procesamiento de datos, compensado parcialmente por el aumento en los gastos con la plantilla de personal.

Overhead Corporativo US$ Millones 589

-19% 478

Volumen de ventas – Mil Barriles/día El volumen de ventas en el mercado interno fue el 8% inferior al del 1T-2008, teniendo como principales responsables las reducciones de las ventas de diesel, nafta y gas natural. Las ventas de diesel sufrieron el impacto del no funcionamiento de las térmicas de emergencia movidas a diesel en el 1T2009, como sucedió el año pasado, por la inclusión del porcentaje de biodiesel para el 3% a partir de julio/2008 y por la fuerte retracción de la producción industrial. La reducción en las ventas de nafta fueron consecuencia de la crisis que sufre la cadena petroquímica desde el último trimestre de 2008, causando la reducción de los pedidos de las centrales en los primeros meses del año. El consumo del mercado no térmico también fue afectado por la crisis económica, reduciendo el volumen de las ventas de gas natural. Contribuyendo también la ruptura del gasoducto de Transpetro debido a las lluvias en el sur del país y al consumo de petróleo combustible en sustitución al gas, debido a la diferencia de precios. Las exportaciones fueron el 16% superiores en relación al 1T-2008, especialmente petróleo, en función del crecimiento de la producción, destacándose la entrada en operación del FPSO – Cidade de Rio das Ostras (Badejo), P-53 (Marlim Leste), P-51 (Marlim Sul) y FPSO – Cidade de Niterói (Marlim Leste). Las ventas internacionales fueron el 22% superiores en relación al 1T-2008, principalmente por la inclusión de los volúmenes vendidos de la refinería de Japón, adquirida en abril/2008 y aumento de las operaciones de trading.

4T-2008

1T-2009

En la comparación con el trimestre anterior, el overhead corporativo se redujo el 21%, ya descontados los efectos de la valorización del Real, también en función de las medidas de reducción de costos adoptadas por la Compañía, destacándose los menores gastos con servicios técnicos especializados, procesamiento de datos, publicidad y propaganda y patrocinios.

16

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO R$ millones (1)

1º Trimestre 2009 2008

4T-2008 5.292 (1.564) (24) 301 (2.212)

(1)

(435)

(74) (1.152)

(80)

(398)

(80)

228

313

(362)

38

EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN

2.485

ABASTECIMIENTO

4.576

GAS Y ENERGÍA DISTRIBUCIÓN INTERNACIONAL (2)

2.739

CORPORATIVO

1.657

ELIMINACIONES

6.189

GANANCIA NETA CONSOLIDADA

%

(1.560) 529 5.816

9.594

(1.375) (498) 7.239

(27) (1.053) 13 (206) (20)

Los comentarios sobre los resultados por área de negocio se presentan a partir de la pág. 16 y los estados contables por área de negocio a partir de la pág. 26

(2)

En el área de negocio Internacional, la comparación de los períodos sufre la influencia de la variación del cambio, llevando en consideración que todas las operaciones se realizan en el exterior, en Dólares o en la moneda de origen de los países en que cada empresa tiene su sede, pudiendo haber variaciones significativas en Reales, causadas principalmente por los reflejos del comportamiento cambiario.

17

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO Petrobras es una compañía que opera de manera integrada, siendo que la mayor parte de la producción de petróleo y gas proveniente del área de Explotación y Producción se transfiere para otras áreas de la Compañía. Destacamos, a continuación, los principales criterios utilizados en la verificación de resultados por áreas de negocio: a) Ingresos operativos netos: se consideran los ingresos relativos a las ventas realizadas a clientes externos, más las facturaciones y transferencias entre las áreas de negocio, teniendo como referencia los precios internos de transferencia definidos entre las áreas, con metodologías de verificación con base en parámetros de mercado; b) En la ganancia operativa se han incluido además de los ingresos operativos netos, los costos de los productos y servicios vendidos que se calculan por área de negocio, considerando el precio interno de transferencia y los demás costos operativos, así como los gastos operativos efectivamente realizados en cada área; c) El resultado financiero se asigna totalmente al grupo de órganos corporativos; d) Activos: incluyen los activos identificados con cada área. Las cuentas patrimoniales de naturaleza financiera se designan al grupo de órganos corporativos.

Resultado Segmento E&P (R$ millones)

9.594 2.485 1T-2008

1T-2009

La reducción en el resultado reflejó el cambio en el nivel de las cotizaciones internacionales del petróleo, así como la disminución del volumen transferido/vendido de gas natural – en función de la disminución de la demanda – y los mayores costos de explotación, provenientes de haber dado de baja pozos secos o sin viabilidad económica y de los gastos con geología y geofísica. Parte de estos efectos fue compensada por el aumento del 7% en la producción diaria de petróleo y LGN y por la reducción en los costos con participaciones gubernamentales. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent aumentó de US$ 10,77/bbl en el 1T-2008, para US$ 12,17/bbl en el 1T-2009.

Resultado Segmento E&P (R$ millones)

5.292 2.485

4T-2008

1T-2009

El menor resultado fue debido a la disminución de las cotizaciones internacionales del petróleo y a la reducción del volumen transferido/vendido de gas natural, debido a la disminución de la demanda. Estos efectos fueron parcialmente compensados por los siguientes factores: • Reducción de los costos con participaciones gubernamentales; • Aumento del 5% en la producción diaria de petróleo y LGN; 18

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

• Pérdida estimada en la recuperación de activos, registrada en el 4T-2008. El spread entre el precio promedio del petróleo nacional vendido/transferido y la cotización promedio del Brent aumentó de US$ 6,96/bbl en el 4T-2008, para US$ 12,17 en el 1T-2009.

Resultado Segmento Abastecimiento (R$ millones) 4.576

• Disminución de los gastos con ventas, generales y administrativos, en función de la reducción de los gastos con flete; • Disminución de la provisión para reducción de las existencias al valor de mercado; • Mejor resultado con participación en inversiones, relejando el efecto de la devaluación del Real en relación al Dólar estadounidense en el endeudamiento de las empresas del sector petroquímico en las que se tiene participación, ocurrido en el 4T-2008. Parte de esos efectos fue compensada por: • Disminución del volumen de ventas en el mercado interno, reflejando el comportamiento estacional de las actividades agrícola e industrial;

(435)

1T-2008

1T-2009

El mejor resultado fue consecuencia de la reducción de los costos de adquisición/transferencia de petróleo y de importación de derivados, reflejando el cambio de nivel de las cotizaciones internacionales del petróleo. Parte de esos efectos fue compensada por el aumento de los gastos con flete en las exportaciones y operaciones de trading – en función del mayor volumen comercializado.

Resultado Segmento Abastecimiento (R$ millones) 4.576

(1.564) 4T-2008

1T-2009

• Reducción del 7% de los precios promedio de realización, a pesar del mantenimiento de los precios de la gasolina y del diesel en el mercado interno.

Resultado Segmento Gas y Energia (R$ millones)

(80) (398)

1T-2008

1T-2009

La mejora del resultado operativo fue debido a la reducción de las penalidades por falla de suministro debido a mayor disponibilidad de infraestructura y flexibilidad en la oferta de gas y menores costos en la adquisición de energía en función de reducción del PLD (precio de liquidación de diferencias). Esos efectos se vieron parcialmente compensados por la reducción en la generación termoeléctrica – en función del aumento del nivel de los reservorios de las hidroeléctricas - y del menor volumen vendido de gas natural.

El aumento del resultado fue consecuencia de los siguientes factores: • Menores costos de adquisición/transferencia de petróleo y de importación de derivados;

19

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

Resultado Segmento Gas y Energia (R$ millones)

La participación en el mercado de distribución de combustibles aumentó del 35,9% en el 1T-2008, para el 38,8% en el 1T-2009.

Resultado Segmento Distribución (R$ millones)

(24) (80)

301 4T-2008

1T-2009

El mejor resultado operativo del segmento fue debido a los menores costos con comercialización de energía eléctrica – en función de la reducción de los costos de adquisición en el mercado spot – y con la importación del gas natural, debido a la baja de las cotizaciones internacionales de la commodity. Estos efectos fueron parcialmente compensados por la reducción de la demanda por energía termoeléctrica, en función del aumento del nivel de los reservorios de las hidroeléctricas, y por el menor volumen vendido de gas natural. No obstante, la disminución en el resultado con la participación de los accionistas minoritarios, reflejando el mejor resultado obtenido por las Sociedades de Propósito Específico y empresas controladas, en donde Petrobras y sus controladas no tienen una participación total, causó la reducción del resultado neto.

228

4T-2008

1T-2009

La reducción en el resultado fue debida a los menores márgenes de comercialización, causados por la reducción de los precios promedio de realización. Este efecto fue atenuado por la disminución de los gastos generales y administrativos de ventas, en función de la reducción de las provisiones para crédito de liquidación dudosa y los gastos con el Acuerdo Colectivo de Trabajo 2008/2009, realizados en el 4T-2008. La participación en el mercado de distribución de combustibles fue del 38,8% en el 1T-2009, mientras que en el 4T-2008 era del 34,7%.

Resultado Segmento Distribución

Resultado Segmento Internacional

(R$ millones) 38

(R$ millones)

(362)

313

1T-2008

228

1T-2009

1T-2008

El menor resultado fue debido a la disminución de los márgenes de comercialización, causada por la reducción de los precios promedio de realización. Este efecto fue parcialmente compensado por el aumento del 7,9% en el volumen vendido, reflejando principalmente la consolidación de ALVO Distribuidora, a pesar del consecuente aumento de los gastos generales y administrativos de ventas.

1T-2009

Los principales acontecimientos que tuvieron influencia sobre la reducción en el resultado de 2009 fueron: i) constitución de provisión para pérdidas en inversiones en EE.UU. de R$ 341 millones; y ii) reducción en el precio del petróleo en el mercado internacional. 20

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

Resultado Segmento Internacional (R$ millones)

(362)

El aumento del resultado negativo fue consecuencia de la elevación del resultado financiero negativo (R$ 613 millones), conforme comentado en la página 5, siendo parcialmente compensado por el aumento de los créditos con el impuesto sobre la renta y contribución social.

Resultado Segmento Corporativo (R$ millones)

(2.212)

4T-2008

1T-2009

Mayores volúmenes y mejores márgenes en las actividades de refinación en EE.UU. y Japón, juntamente con el mejor desempeño de las operaciones conjuntas de refinación y distribución en Argentina, aumentaron la ganancia bruta para R$ 592 millones. Los siguientes factores también contribuyeron para un mejor resultado: • Reducción de los costos de explotación, destacándose los menores gastos con sísmica y geología (R$ 281 millones) y con la baja de pozos secos o sin viabilidad económica (R$ 103 millones); • Pérdida estimada en la recuperación de activos, habida en el 4T-2008 (R$ 325 millones); • Disminución de la pérdida con desvalorización de las existencias en EE.UU. y Japón (R$ 436 millones);

2.739

(1.560)

4T-2008

1T-2009

La reducción del resultado es consecuencia de la disminución del resultado financiero neto (R$ 3.254 millones), conforme comentado en la página 7, y de la reversión del resultado con participación de los accionistas minoritarios, reflejando la devaluación del Real en relación al Dólar estadounidense, ocurrida en el 4T-2008 sobre el endeudamiento de las Sociedades de Propósito Específico y empresas controladas, en las cuales Petrobras y sus subsidiarias no tienen participación total.

• Pérdida por la devolución del bloque 31 en Ecuador (R$ 182 millones), ocurrida en el 4T-2008. Estos eventos fueron atenuados por la constitución de provisión para pérdidas en inversiones en EE.UU. (R$ 341 millones). Resultado Segmento Corporativo (R$ millones)

(1.375)

(1.560)

1T-2008

1T-2009

21

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

Endeudamiento Consolidado R$ millones

Endeudamiento Corto Plazo

(1)

Endeudamiento Largo Plazo

(1)

31.03.2009

31.12.2008

%

15.609 54.698 70.307 19.532 50.775

13.859 50.854 64.713 15.889 48.824

13

26% 284.894

26% 276.275

49%

50%

Total Disponibilidades Endeudamiento neto (2) (1)

Endeudamiento neto/(Endeudamiento neto+Patrimonio Neto) Pasivo total neto(1) (3)

8 9 23 4 3

Estructura de capital (capital de terceros neto / pasivo total neto) (1) (2) (3)

(1)

Incluye compromisos contractuales con transferencia de beneficios, riesgo y control de bienes. Endeudamiento Total – Disponibilidades. Pasivo total neto de efectivo en caja/inversiones financieras.

US$ millones

Endeudamiento Corto Plazo

31.03.2009

31.12.2008

%

6.742 23.626 30.368

5.930 21.760 27.691

14

(1)

Endeudamiento Largo Plazo (1) Total

9 10

El endeudamiento neto del Sistema Petrobras aumentó el 4% en relación al 4T-2008, debido a captaciones en el mercado externo, destacándose la emisión de “notes”, además de adelantos de contratos de cambio. Esas captaciones se destinaron principalmente a la financiación del plan de negocios de Petrobras 2009/2013 y para financiar las importaciones de petróleo. El nivel de endeudamiento, medido a través del índice de la deuda neta /EBITDA aumentó de 0,85 al 31.12.2008 para 0,95 al 31.03.2009. La estructura de capital está representada por el 49% de participación de capitales de terceros, una reducción de 1 punto porcentual en comparación al 31.12.2008.

Abertura por moneda Dólar 65%

Endeudamiento Bruto Total 31.03.2009

Iene 5%

Abertura por tasa

Otras 1%

Hasta 6%

Compromisos contractuales CP 1%

48% 17%

Financiaciones Largo Plazo 77%

Financiaciones Corto Plazo 21%

14%

5%

Reales 29%

De 6 a 8%

16%

Abertura por categoría

De 8 a 10%

Otras De 10 a 12%

"Notes" 30%

Compromisos contractuales LP 1%

Debentures 7%

BNDES 14%

Abertura por tipo de tasa Fijas Instituciones Financieras 34%

47%

Otros 15%

53%

Abertura por data de vencimiento 2011

Endeudamiento Bruto - R$ millones 70.307

Fluctuantes 24%

2010 64.713

12%

10%

2012

8% 40% 50.775

48.824

Endeudamiento neto Disponibilidades

19.532

15.889

31.03.2009

31.12.2008

6%

2013 2014

Después 2014

22

SISTEMA PETROBRAS

Desempeño Operativo

Inversiones Consolidadas Petrobras, cumpliendo las metas trazadas en su planificación estratégica, continúa invirtiendo prioritariamente en el desarrollo de su capacidad de producción de petróleo y gas natural, a través de inversiones propias y de la estructuración de proyectos con aliados. Al 31.03.2009, las inversiones totales ascendían a R$ 14.380 millones, representando un aumento del 41% sobre los fondos invertidos al 31.03.2008.

R$ millones Periodo Ene-Mar

%

2009 • Inversiones Directas Exploración y producción Abastecimiento Gas y Energía Internacional Distribuición Corporativo • Sociedades de Propósito Específico (SPEs) Emprendimientos en Negociación Total de inversiones

12.889 7.122 2.838 1.447 1.012 104 366 1.132 359 14.380

*

90 50 20 10 7 1 2 8 2 100

2008 8.430 4.692 1.790 359 1.335 95 159 1.448 319 10.197

% 83 46 18 3 13 1 2 14 3 100

% 53 52 59 303 (24) 9 130 (22) 13 41

R$ millones 2009 Internacional Exploración y producción Abastecimiento Gas y Energía Distribuición Otros Total de inversiones

877 71 54 3 7 1.012

Periodo Ene-Mar 2008 % 87 7 5 1 100

1.138 100 42 3 52 1.335

%

%

85 7 3 5 100

(23) (29) 29 (87) (24)

%

%

42 16 11 10 8 7 6 100

(14) (31) (97) 41 (63) (92) (22)

R$ millones 2009

Periodo Ene-Mar 2008 %

Proyectos Estructurados por SPEs Gasene CDMPI PDET Off Shore Codajás Mexilhão

Marlim Leste Malhas Total de inversiones

528 156 4 230 171 36 7 1.132

47 14 20 15 3 1 100

614 226 155 142 121 98 92 1.448

De acuerdo con sus objetivos estratégicos, Petrobras actúa en consorcio con otras empresas como concesionaria de derechos de explotación, desarrollo y producción de petróleo y de gas natural. En la actualidad, la Compañía mantiene 108 concesiones en alianza. Para esos proyectos se han previsto inversiones totales del orden de US$ 15.325 millones, hasta el final del ejercicio de 2009.

23

SISTEMA PETROBRAS

Estados Contables

Estado del Resultado – Consolidado R$ millones 1º Trimestre 4T-2008 65.193 (13.057) 52.136 (37.581) 14.555 (2.151) (2.164) (1.380) (933) (437) (431) (359) (1.997) (9.852) 1.572 (1.386) (39) 2.258 2.405 (7.447) (1.106) 6.002 (1.761) 1.948 6.189

2009 Ventas brutas Cargos de ventas Ventas netas Costo de los productos vendidos Ganancia bruta Gastos operativos Ventas Generales y administrativas Costos de explotación para extracción de petroleo Pérdida en la recuperación de activos Investigación y desarrollo Tributarias Plan de pensión y asistencia medica Otras Financieras netas Ingresos Gastos Var. monetarias netas Var. cambiarias netas

Resultado de la Inversiones Significativas Ganancia operativa Impuesto sobre la renta/contribución social Participación de los accionistas no controlantes Ganancia neta

2008

53.575 (10.980) 42.595 (25.780) 16.815

59.094 (12.259) 46.835 (29.516) 17.319

(1.864) (1.753) (1.011) (336) (151) (369) (1.111) (6.595)

(1.558) (1.553) (685) (417) (149) (356) (985) (5.703)

784 (1.218) (117) (298) (849)

786 (846) (150) (26) (236)

(7.444) (371) 9.000 (2.842) (342) 5.816

(5.939) 20 11.400 (3.931) (230) 7.239

Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación.

24

SISTEMA PETROBRAS

Estados Contables

Balance General – Consolidado Activo

R$ millones 31.03.2009

Corriente

31.12.2008

64.234

63.575

Efectivo y equivalentes de efectivo

19.532

15.889

Cuentas por cobrar

14.241

14.904

Existencias

17.957

19.977

297

289

Impuestos y tasas por recuperar

9.245

9.641

Otros

2.962

2.875

Títulos y valores mobiliarios

No Corriente

240.192

228.589

Realizable a Largo Plazo

23.165

21.255

Cuentas Petróleo y Alcohol

813

810

Títulos y valores mobiliarios

4.296

4.066

10.649

10.238

1.273

1.400

Cuentas por cobrar

2.453

1.327

Depósitos judiciales y p/ apelaciones

1.895

1.853

Otros

1.786

1.561

5.084 200.826 7.846 3.271

5.107 190.754 8.003 3.470

Impuestos y Contribuciones sociales diferidos Gastos adelantos

Inversiones Bienes de uso Intangible Diferido Total del Activo

304.426 PASIVO

R$ millones 31.03.2009

Corriente Financiaciones Proveedores Impuestos y contribuciones sociales Proyectos estructurados Plan de Pensión y Asistencia Medica

292.164

31.12.2008

63.584 15.025 15.882 12.254 169 1.250

62.557 13.274 17.028 12.741 189 1.152

Dividendos

9.631

9.915

Sueldos, cargos y vacaciones

1.883

2.016

Otros No Corriente

7.490

6.242

93.938

88.589

Financiaciones

53.959

50.049

Plan de Pensión

3.396

3.476

Plan de Asistencia Medica

10.543

10.297

Impuestos y contribuciones sociales diferidos

14.396

13.100

Provisión p/abandono de pozos

6.671

6.582

Ingresos Diferidos

1.215

1.293

Otros Participación de los Accionistas no Controlantes Patrimonio Neto Capital realizado Reservas/Ganancia del ejercicio Total del Pasivo

3.758 2.497 144.407 78.967 65.440 304.426

3.792 2.653 138.365 78.967 59.398 292.164

Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación.

25

SISTEMA PETROBRAS

Estados Contables

Estado de los Flujos de Efectivo - Consolidado R$ millones 1º Trimestre 2009 2008

4T-2008 6.189 Resultado del Período

5.816

7.239

9.427 (+) Ajustes

6.543

3.442

3.568

Depreciación y amortización

3.203

2.567

1.288

Cargos s/financiación y emp. vinculadas

666

876

Participación de los accionistas no controlantes

342

230

Resultado de participaciones en inversiones significativas

371

(20)

(1.948) 1.106 3.797

Impuesto a la renta y contribuciones diferidas

453

702

6.102

Variación de existencias

1.821

(1.898)

Variación de contas por pagar

(997)

400

Variación del plan de pensión y asistencia medica

265

330

Variação de impuestos, tasas y contribuciones

335

470

Baja de pozos secos

562

266

(2.589) 505 (6.840) 590 2.687

Pérdida en la recuperación de activos

1.161

Otros Ajustes

15.616 (=) Efectivo generado por las Actividades Operativas (18.891) (-) Efectivo utilizado en Actividades de Inversión

244

4

(722)

(485)

12.359

10.681

(14.427)

(10.761)

(8.897)

Inversiones en E&P

(7.035)

(5.475)

(5.210)

Inversiones en Refino y Transporte

(4.190)

(2.563)

(1.658)

Inversiones en Gas y Energía

(1.816)

(1.421)

Inversiones en Distribución

(102)

(78)

Inversiones en Segmento Internacional

(951)

(1.183)

85

149

(235) (1.753) (910) 146 (374)

Títulos y valores mobiliarios Dividendos Otras Inversiones

(3.275) (=) Flujo de Efectivo Neto

18

37

(436)

(227)

(2.068)

(80)

8.230 (-) Efectivo utilizado en Actividades de Financiación

5.598

(1.416)

8.256

5.609

2.658

Financiaciones

(26)

Dividendos

(11)

(4.074)

158

Efecto de la variación cambiaria sobre efectivo y equivalente al efectivo

113

(15)

3.643

(1.511)

10.776 Efectivo en el inicio del Ejercicio

15.889

13.071

15.889 Efectivo al cierre del Ejercicio

19.532

11.560

5.113 (=) Generación de Efectivo en el Ejercicio

Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación.

26

SISTEMA PETROBRAS

Estados Contables

Estado del Valor Agregado - Consolidado R$ millones 1º Trimestre 2009 2008 Ingresos Ventas de productos y servicios* Ingresos relativos a la construcción de activos para uso

54.408 11.559 65.967

59.559 8.615 68.174

(8.491) (5.084) (15.108) (3.876) (244) (32.803) 33.164

(9.102) (9.633) (9.456) (4.366) (3) (32.560) 35.614

(3.203) 29.961

(2.567) 33.047

(369) 784 2 661 1.078 31.039

92 786 (75) 171 974 34.021

2.396

2.112

177 593 175 3.341

148 654 147 3.061

10.272 5.772 46 1.249 17.339

14.212 5.346 58 881 20.497

1.710 2.491 4.201

1.393 1.601 2.994

342 5.816 6.158 31.039

230 7.239 7.469 34.021

Insumos adquiridos de terceros Materiales consumidos Costo de las mercancias para reventa Energía, servicios de terceros y otros Créditos fiscales sobre insumos adquiridos de terceros Pérdida en la recuperación de los activos Valor Agregado Bruto Retenciones Depreciación y amortización Valor agregado neto producido por la Compañía Valor agregado recebido em transferência Participaciones en inversiones relevantes Ingresos financieros - incluye variaciones monetaria y cambial Amortización de plusvalía y plusvalía negativa Alquileres, royalties y otros Valor Agregado a Distribuir Distribución del Valor Agregado Personal y administradores Remuneración Directa Sueldos Beneficios Ventajas Plan de Asistencia Medica, jubilación y pensión FGTS Tributos Federales Estaduales Municipales En el exterior Instituciones financieras y proveedores Interés, variaciones cambiarias y monetarias Gastos de alquileres y fletes Accionistas Participación de los accionistas no controlantes Ganancias Retenidas Valor Agregado Distribuido * Neto de Provisión para Créditos de Liquidación Dudosa. Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación..

27

SISTEMA PETROBRAS

Estados Contables

Estado Consolidado del Resultado por Área de Negocio - Ene-Mar/2009 R$ MILLONES E&P

Ingresos Operativos Netos Entre segmientos Terceros Costo de los Productos Vendidos Ganancia Bruta Gastos Operativos Ventas, Generales y Administrativas Tributarios Costos de explotación para extracción de petróleo Investigación y Desarrollo Plan de Pensión y salud Otros Ganancia (Pérdida) Operativa Financiera Neta Participación en inversiones relevantes Ganancia (Pérdida) antes de impuestos y Participación de los accionistas no controlantes Impuesto sobre la Renta y Contribución Social Participación de los accionistas no Controlantes Ganancia (Pérdida) Neta

GAS y ENERGIA

ABAST

13.903 13.556 347 (8.755) 5.148 (1.455) (182) (20) (858) (149) (246) 3.693 3.693 (1.255) 47 2.485

34.372 12.290 22.082 (25.716) 8.656 (1.541) (1.276) (27) (80) (158) 7.115

3.119 577 2.542 (2.679) 440 (539) (259) (22) (8) (250) (99)

(46) 7.069 (2.419) (74) 4.576

DISTRIB.

INTERN.

CORP.

ELIMIN.

13.858 465 13.393 (12.784) 1.074 (688) (702) (6) (4) 24 386

4.605 374 4.231 (3.833) 772 (747) (470) (30) (153) (1) (93) 25

(1.703) (805) (46) (94) (369) (389) (1.703)

29

(26)

(335)

(849) 7

(70) 34 (44) (80)

360 (132) 228

(310) (28) (24) (362)

(2.545) 1.232 (247) (1.560)

TOTAL

(27.262) (27.262) 27.987 725 78 77 1 803 803 (274) 529

42.595 42.595 (25.780) 16.815 (6.595) (3.617) (151) (1.011) (336) (369) (1.111) 10.221 (849) (371) 9.000 (2.842) (342) 5.816

Estado Consolidado del Resultado por Área de Negocio - Ene-Mar/2008 R$ MILLONES E&P

ABAST

GAS y ENERGIA

DISTRIB.

INTERN.

CORP.

ELIMIN.

TOTAL

Ingresos Operativos Netos

25.010

37.466

3.365

12.487

4.444

-

(35.937)

Entre segmientos

24.692

10.172

424

200

449

-

(35.937)

318

27.294

2.941

12.287

3.995

-

-

(37.081)

(3.161)

(11.388)

(3.638)

-

35.114

Terceros

46.835 46.835

Costo de los Productos Vendidos

(9.362)

Ganancia Bruta

15.648

Gastos Operativos

(1.016)

(1.092)

(723)

(629)

(645)

(1.664)

66

(5.703)

Ventas, Generales y Administrativas

(129)

(1.071)

(249)

(627)

(346)

(754)

65

(3.111)

Tributarios Costos de explotación para extracción de petróleo

(15) (538)

(32) -

(9) -

(1) -

(24) (147)

(68) -

-

(149) (685)

Investigación y Desarrollo

(213)

(82)

(31)

(3)

(1)

(87)

-

(417)

-

-

(356)

-

(356)

(399)

1

(985)

Plan de Pensión y salud Otros Ganancia (Pérdida) Operativa Financiera Neta Participación en inversiones relevantes Ganancia (Pérdida) antes de impuestos y Participación de los accionistas no controlantes Impuesto sobre la Renta y Contribución Social Participación de los accionistas no Controlantes Ganancia (Pérdida) Neta

(121) 14.632 -

385

-

204

-

1.099

806

93

(434)

2

(707)

(519)

470

161

(1.664)

(16)

3

35

(236) (3) (1.903)

1

(127)

-

14.632

(706)

(535)

473

196

(4.975) (63)

240 31

176 (39)

(160) -

(98) (60)

9.594

(435)

(398)

313

38

627 (99) (1.375)

(823)

(757) -

(29.516) 17.319

11.616 (236) 20

(757)

11.400

259 -

(3.931) (230)

(498)

7.239

Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación

28

SISTEMA PETROBRAS

Estados Contables

Estado Consolidado del EBITDA(1) por Área de Negocio - Ene-Mar/2009 R$ MILLONES 0

0

E&P

ABAST

0 GAS

0

0

0

0

0

y

DISTRIB.

INTERN.

CORP.

ELIMIN.

TOTAL

ENERGIA Ganancia (Pérdida) operativo(2)

3.693

7.115

(99)

386

25

Depreciación/Amortización EBITDA (1)

1.716

626

225

81

440

5.409

7.741

126

467

465

(1.703)

803

115 (1.588)

10.220

-

3.203

803

13.423

(1) Ganancia operativa antes del resultado finaciero y de la participación en inversiones, excluyéndose el efecto de los gastos com depreciación / amortización (2) Ajuste con la inclusión de la provisión para participación en las Ganancias/Resultados de los empleados

Estados del Grupo Otros Ingresos (Gastos) Operativos - Ene-Mar/2009 R$ MILLONES GAS ABAST

E&P

Ajustes a valor de mercado de las existencias Relaciones Institucionales y Proyectos Culturales Gastos operativos con Termoeléctricas Paradas no programadas en instalaciones y Equipos de Produción Gastos con medioambiente, seguridad y salud Pérdidas y Contingencias con Procesos Judiciales Pérdidas contractuales con servicios de transporte - Ship or Pay Cargos y Multas Contractuales Incentivos, Donaciones y Subvenciones Gubernamentales Otros

(18)

y ENERGIA

(117)

-

INTERN.

CORP.

-

(3)

(5)

-

-

(191)

-

-

-

-

(177)

-

-

(118)

(159)

-

TOTAL

-

(177)

(113)

ELIMIN.

(14)

(6)

-

DISTRIB.

(244)

(78)

(40)

-

-

-

(18)

(9)

(1)

-

-

(54)

-

(82)

(10)

(19)

-

(7)

(27)

-

(78)

-

(14) (23)

1 1

108 (292) (1.111)

(122) (246)

108 (75) (158)

(15)

(23)

-

(14) -

(32) (250)

44 24

41 (93)

(149) (389)

Estados del Grupo Otros Ingresos (Gastos) Operativos - Ene-Mar/2008 R$ MILLONES GAS ABAST

E&P

DISTRIB.

y

INTERN.

CORP.

ELIMIN.

TOTAL

ENERGIA Relaciones Institucionales y Proyectos Culturales Gastos operativos con Termoeléctricas Paradas no programadas en instalaciones y Equipos de Produción Gastos con medioambiente, seguridad y salud Pérdidas y Contingencias con Procesos Judiciales Pérdidas contractuales con servicios de transporte - Ship or Pay Cargos y Multas Contractuales Incentivos, Donaciones y Subvenciones Gubernamentales Otros

(21) -

(16) -

(161)

(9)

-

-

-

(22)

(31)

-

-

-

(6)

(17)

(1)

-

-

(9)

(7)

-

(1)

(126)

-

-

-

-

(21)

-

-

-

181

(253) -

-

-

(233)

-

(279)

-

-

(161)

-

-

(53)

(55)

-

(79)

(10)

-

(153)

-

-

(21)

-

-

(253)

-

-

-

181

(63)

(17)

(19)

12

20

(101)

-

1

(121)

93

(434)

2

(127)

(399)

1

(167) (985)

29

SISTEMA PETROBRAS

Estados Contables

Activo Consolidado por Area de Negocio - 31.03.2009 R$ MILLONES E&P ACTIVO CORRIENTE EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL EFECTIVO OTROS ACTIVOS CORRIENTES NO CORRIENTE REALIZABLE A LARGO PLAZO BIENES DE USO OTROS

ABAST

GAS y ENERGIA

DISTRIB.

INTERN.

CORP.

ELIMIN.

TOTAL

120.393

65.893

37.109

9.998

32.536

45.559

(7.062)

304.426

5.302 5.302

21.537 21.537

4.322 4.322

5.313 5.313

5.152 5.152

29.260 19.532 9.728

(6.652) (6.652)

64.234 19.532 44.702

115.091 4.010 107.448 3.633

44.356 2.027 38.887 3.442

32.787 2.485 28.927 1.375

4.685 765 3.211 709

27.384 1.609 19.949 5.826

16.299 12.666 2.450 1.183

(410) (397) (46) 33

240.192 23.165 200.826 16.201

Activo Consolidado por Area de Negocio - 31.12.2008 R$ MILLONES GAS E&P

ACTIVO

ABAST

y ENERGIA

DISTRIB.

INTERN.

CORP.

ELIMIN.

TOTAL

CORRIENTE EFECTIVO Y EQUIVALENTE AL EFECTIVO OTROS ACTIVOS CORRIENTES

116.175 5.881 5.881

64.783 23.620 23.620

36.180 5.344 5.344

10.321 5.681 5.681

33.243 5.848 5.848

40.582 25.008 15.889 9.119

(9.120) (7.807) (7.807)

292.164 63.575 15.889 47.686

NO CORRIENTE REALIZABLE A LARGO PLAZO BIENES DE USO OTROS

110.294 4.188 102.290 3.816

41.163 1.891 35.845 3.427

30.836 2.323 27.025 1.488

4.640 735 3.193 712

27.395 1.335 20.084 5.976

15.574 11.997 2.361 1.216

(1.313) (1.214) (44) (55)

228.589 21.255 190.754 16.580

Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación.

30

SISTEMA PETROBRAS

Estados Contables

Estado Consolidado por Area de Negocio Internacional - Ene-Mar/2009 R$ MILLONES INTERNACIONAL E&P

ACTIVO

ABAST

GAS y ENERGIA

DISTRIB.

CORP.

ELIMIN.

TOTAL

24.165

6.067

3.023

807

4.051

(5.577)

32.536

1.123 644 479

2.856 639 2.217

509 91 418

1.146 31 1.115

2 2

(1.031) (1.031) -

4.605 374 4.231

Estado del Resultado Ingreso Operativo Neto Entre segmentos Terceros Ganancia (Pérdida) Operativa Ganancia (Pérdida) Neta

194

(187)

63

60

(197)

92

25

13

(540)

49

61

(37)

92

(362)

Estado Consolidado por Area de Negocio Internacional R$ MILLONES INTERNACIONAL E&P

ACTIVO (En 31.12.2008)

ABAST

GAS y ENERGIA

DISTRIB.

CORP.

ELIMIN.

TOTAL

24.207

6.387

3.245

859

4.104

(5.559)

33.243

4.444

Estado del Resultado - Jan-Mar/2008 Ingresos Operativos Netos

1.111

2.758

482

1.050

1

(958)

Entre segmentos

625

651

116

15

-

(958)

Terceros

486

2.107

366

1.035

1

-

449 3.995

Ganancia (Pérdida) Operativa

239

(5)

140

(44)

(121)

(48)

161

Ganancia (Pérdida) Neta

114

13

81

(35)

(87)

(48)

38

31

SISTEMA PETROBRAS

Apéndices

1. Cuentas Petróleo y Alcohol – STN Con el objetivo de concluir la conciliación de cuentas con la Unión, de acuerdo con lo previsto en la Medida Provisional nº 2.181, del 24 de agosto de 2001, Petrobras, después de haber prestado todas las informaciones requeridas por la Secretaria do Tesouro Nacional – STN, está buscando solucionar las divergencias todavía existentes entre las partes. Al 31 de marzo 2009, el saldo de la cuenta de R$ 813 millones (R$ 810 millones, al 31 de diciembre 2008) podrá ser liquidado por la Unión a través de la emisión de títulos del Tesoro Nacional, de valor igual al saldo final de la conciliación de cuentas o a través de compensación con otros montos que Petrobras pueda deber al Gobierno Federal en la época, incluso los relativos a tributos o una combinación de las operaciones anteriores.

2. Impuestos y Contribuciones Consolidados La contribución económica de Petrobras al País, medida por medio de generación de impuestos, tasas y contribuciones sociales corrientes, totalizó R$ 13.211 millones. R$ millones 2009

4T-2008 8.367 813 2.604 2.124 (208) 13.700 820 14.520 (1)

Contribución Económica - País ICMS CIDE (1) PASEP/COFINS Impuesto sobre la Renta y C.S.s/ganancia Otros Subtotal País Contribución Económica - Exterior Total

1o Trimestre 2008

5.758 1.052 3.028 2.705 668 13.211 1.079 14.290

5.346 1.944 3.046 3.888 418 14.642 852 15.494

% 8 (46) (1) (30) 60 (10) 27 (8)

CIDE – CONTRIBUIÇÃO DE INTERVENÇÃO DO DOMÍNIO ECONÔMICO.

3. Participaciones Gubernamentales R$ millones 1º Trimestre 2009 2008

4T-2008

%

País 1.934 2.073 34 4.041 162 4.203

Royalties Participación Especial Retención de área Subtotal País Exterior

Total

1.646 1.278 29 2.953 96 3.049

2.397 2.430 30 4.857 146 5.003

(31) (47) (3) (39) (34) (39)

Las participaciones gubernamentales en el país se redujeron el 39% en relación al 1T-2008, debido a la disminución del 41% en el precio promedio de referencia del petróleo nacional que llegó a R$ 84,14 (US$ 36,41), en el 1T-2009, contra R$ 142,47 (US$ 82,12), en el mismo período de 2008, reflejando las cotizaciones internacionales del petróleo. Las participaciones gubernamentales en el país se redujeron el 27% en relación al 4T-2008, debido a la disminución del 15% en el precio promedio de transferencia del petróleo nacional que llegó a R$ 84,14 (US$ 36,41), en el 1T-2009, contra R$ 98,64 (US$ 43,79), en el 4T-2008, con base en las cotizaciones internacionales del petróleo, superando los cambios de niveles de tasas tributables habidas en función del aumento de producción de los nuevos sistemas productivos 2008. 32

SISTEMA PETROBRAS

Apéndices

4. Conciliación del Patrimonio Neto y de la Ganancia Neta Consolidados R$ millones Patrimonio Neto . Según información de Petrobras · Ganacia sobre venta de productos almacenados en las Subsidiarias · Reversión de ganancia sobre existencias de ejercicios anteriores · Interés capitalizado · Reversión parcial (absorción) de PN negativo de controlada* · Otras eliminaciones · Según informaciónes consolidadas

Ganancia Neta

150.390

6.161

(508)

(508)

-

660

(409) (4.727) (339) 144.407

6 (508) 5 5.816

* Según la Instrucción CVM N° 247/96, las pérdidas que lleguen a considerarse de naturaleza no permanente (temporarias) sobre las inversiones evaluadas por el método de la equivalencia patrimonial, cuyas empresas en las que se tiene participación no presenten señales de paralización o necesidad de apoyo financiero de la sociedad inversora, deben limitarse al monto de la inversión de la sociedad controlante. Por lo tanto, las pérdidas ocasionadas por pasivo a descubierto (patrimonio neto negativo) de controladas no tuvieron influencia sobre los resultados ni el patrimonio neto de Petrobras al 31.03.2009, generando rubro de conciliación entre los Estados Contables de Petrobras y los Estados Contables Consolidados.

5. Comportamiento de las Acciones y ADR de Petrobras Evaluación Nominal 4T-2008 -34,89% -34,93% -44,28% -45,46% -24,20% -19,12% -24,61%

Petrobras ON Petrobras PN ADR- Nível III - ON ADR- Nível III - PN IBOVESPA DOW JONES NASDAQ

1º Trimestre 2009 2008 28,70% -14,60% 25,00% -16,30% 24,42% -11,39% 20,04% -11,98% 8,99% -4,57% -13,30% -7,55% -3,07% -14,07%

El valor patrimonial de la acción de Petrobras al 31 de marzo de 2009 ascendió a R$ 17,29.

33

SISTEMA PETROBRAS

Apéndices

6. Activos y Pasivos sujetos a variación cambiaria Activo

R$ millones 31.03.2009

Corriente Efectivo y Equivalentes al Efectivo Otros activos corrientes

31.12.2008

7.282 4.224 3.058

7.573 4.643 2.930

No corriente Fondos invertidos en el exterior vía controladas, en el segmento internacional, en equipos de E&P para uso en Brasil y en las actividades comerciales Otros realizables a largo plazo Bienes de uso

25.951

30.766

24.965 701 285

30.052 525 189

Total del Activo

33.233

38.339

Pasivo

R$ millones 31.03.2009

Corriente Financiaciones Proveedores Otros pasivos corrientes

31.12.2008

(7.691) (4.021) (2.634) (1.036)

(9.063) (3.345) (4.387) (1.331)

No Corriente Financiaciones Otros pasivos a largo plazo

(12.582) (11.494) (1.088)

(12.470) (11.292) (1.178)

Total del Pasivo

(20.273)

(21.533)

12.960

16.806

Activo (Pasivo) Neto en Reales *

(+) Fondos Cambiarios (-) Préstamos FINAME - en reales indexado al dólar Activo (Pasivo) neto en Reales

126 (346) 12.740

2 (344) 16.464

* El resultado de las aplicaciones en Fondos Cambiarios se refleja en los Ingresos Financieros.

34

PETROBRAS

Estados Contables

Estado del Resultado - Controlante

Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación

.

35

PETROBRAS

Estados Contables

Balance General - Controlante Activo

R$ millones 31.03.2009

Corriente

31.12.2008

52.323

51.257

Efectivo y equivalentes de efectivo

15.177

11.268

Cuentas por cobrar

13.529

17.370

Existencias

14.577

13.848

Dividendos por cobrar Impuestos y tasas por recuperar Otros No Corriente Realizable a L. Plazo Cuentas Petróleo y Alcohol

999

988

6.314

6.273

1.727 268.710

1.510 259.754

107.713

107.619

813

810

90.110

91.089

Proyectos Estructurados

2.346

2.039

Titulos y Valores Mobiliarios

3.809

3.598

Adelanto - Plan de Pensión

-

-

Impuestos y contribuciones sociales diferidos

7.007

6.615

Depósitos judiciales y p/ recursos

1.578

1.542

437

445

Subsidiarias, Controladas y Coligadas

Gastos anticipados Otros Inversiones Bienes de uso Intangible Diferido

1.613

1.481

30.786

28.307

125.665

119.207

3.751

3.782

795

Total del Activo

839

321.033 Pasivo

R$ millones 31.03.2009

Corriente Financiaciones Riesgo y controle de bienes Proveedores Impuestos y Contribuciones Sociales Dividendos/Interés s/ Capital Proprio Proyectos Estructurados Plan de Pensión y Asistencia Medica Adelanto de Clientes Flujo de Efectivo Otros No Corriente Financiaciones Riesgo y controle de bienes Subsidiarias y Controladas Plan de Pensión Plan de Asistencia Medica Impuestos y Contribuciones Sociales Diferidos Provisión p/ Abandono de Areas Otros Patrimonio Neto Capital realizado Reservas Total del Pasivo

311.011

31.12.2008

114.340 3.441 4.779 72.910 10.101 9.631 400

111.699 2.506 5.053 72.032 10.538 9.915 401

1.185

1.072

314

298

6.658

5.765

4.921 56.302 10.943 12.583 876 2.871 9.741 12.576 6.041 671 150.391 78.967 71.424 321.033

4.119 55.261 11.457 12.702 1.101 2.966 9.510 10.822 5.976 727 144.051 78.967 65.084 311.011

Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación

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PETROBRAS

Estados Contables

Estado de los Flujos de Efectivo - Controlante

R$ millones 1º Trimestre 2009 2008

4T-2008 9.615 Resultado del Ejercicio

6.161

7.059

5.175 (+) Ajustes

5.796

6.016

2.339

2.147

1.774

(4) 1.486 (696) 2.863 11.957 (10.341) (4.919) (3.327) (1.487) (3) (1) (365) 53 81 (373) 1.616 2.293 3.909 11.268 15.177

(2) 6.159 210 (2.125) 13.075 (7.244) (3.929) (2.285) (685) (13) (355) 208 (185) 5.831 1.409 7.240 7.848 15.088

(5) 6.546 (14.881) 11.176 14.790 (12.753) (6.621) (3.942) (1.062) (58) (362) 58 (275) (491) 2.037 1.461 3.498 7.770 11.268

Depreciación y amortización Cuentas petróleo y alcohol Suministro de petróleo y derivados - exterior Cargos s/financiación y emp. Vinculadas Otros Ajustes (=) Efectivo Generado por las Actividades Operativas (-) Efectivo Utilizado en Actividades de Inversión Inversiones en E&P Inversiones en Refino y Transporte Inversiones en Gas y Energía Inversiones de la Área Internacional Inversiones de la Distribución Proyectos Estructurados - Neto de adelantos Dividendos Títulos y Valores Mobiliários Otras Inversiones (=) Flujo de Efectivo Neto (-) Efectivo Utilizado en Actividades de Financiación (=) Generación de Efectivo en el período Efectivo al Inicio del Período Efectivo al Cierre del Período

Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación.

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PETROBRAS

Estados Contables

Estado del Valor Agregado - Controlante R$ millones 1º Trimestre 2009 2008 Ingresos Ingresos de productos y servicios Ingresos relativos a la construcción de activos para uso Insumos Adquiridos de Terceros Materiales consumidos Costo de los Productos para Reventa Energía, Servicios de terceros y Otros Creditos fiscales sobre insumos adquiridos de terceros Pérdida/Recuparación de valores activos Valor Agregado Bruto Retenciones Depreciación y amortización Valor Agregado Neto Producido por la Compañía Valor Agregado Recibido en Transferencia Resultado de Participaciones en Inversiones Relevantes Ingresos financieros - incluye variaciones monetaria y cambial Amortización de plusvalía y plusvalía negativas Alquileres, royalties y otros Valor agregado total a distribuir Distribuición del valor agregado Personal Remuneración Directa Sueldos Beneficios Ventajas Planes de Asistencia Medica, jubilación y pensión FGTS Tributos Federales Estaduales Municipales Remuneración de capitales de terceros Interés, variaciones cambiarias y monetarias Gastos com alquileres y fletes Remuneración de capitales proprios Ganancias Retenidas

Valor Agregado Distribuído

40.553 8.326 48.879

45.129 5.856 50.985

(5.041) (3.768) (12.019) (3.237) (99) 24.715

(5.420) (6.716) (6.637) (3.988) (3) 28.221

(2.147) 22.568

(1.774) 26.447

1.643 1.052 2 612 3.309 25.877

920 1.362 (57) 142 2.367 28.814

1.674

1.496

108 570 153 2.505

108 616 132 2.352

9.032 3.042 26 12.100

12.715 3.024 31 15.770

1.815 3.296 5.111

1.527 2.106 3.633

6.161 6.161

7.059 7.059

25.877

28.814

Algunos valores relativos a períodos anteriores fueron reclasificados para fines de adecuación a los estados contables del período actual, facilitando así la comparación

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PETROBRAS

www.petrobras.com.br/ri Para mayores informaciones, favor entrar en contacto con: PETRÓLEO BRASILEIRO S. A. – PETROBRAS Relaciones con Inversores I E-mail: [email protected] / [email protected] Av. República do Chile, 65 - 2202 - B - 20031-912 - Río de Janeiro, RJ I Tel.: 55 (21) 3224-1510 / 9947 I 0800-282-1540

Este documento puede contener previsiones que reflejan apenas expectativas de los administradores de la Compañía. Los términos “anticipa”, “cree”, “espera”, “prevé”, “pretende”, “planifica”, “proyecta”, “objetiva”, “deberá”, así como otros términos similares tienen como objetivo la identificación de tales previsiones, las cuales, evidentemente, envuelven riesgos e incertidumbres previstos por la Compañía. Por lo tanto, los resultados futuros de las operaciones de la Compañía pueden ser diferentes de las actuales expectativas y el lector no se debe basar exclusivamente en las informaciones aquí contenidas.

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