financiar basicamente empresas dos EUA.

Transcrição

1 PETROBRAS DIVULGA RESULTADO DO EXERCÍCIO DE 2003 (Rio de Janeiro 12 de abril de 2004) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. PETROBRAS divulga hoje seus resultados consolidados expressos em dólares norte-americanos, de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América - U.S. GAAP. A PETROBRAS obteve um lucro líquido consolidado de U.S.$ milhões e receita operacional líquida consolidada de U.S.$ milhões para o exercício findo em 31 de dezembro de 2003 ( 2003 ), quando comparados com o lucro líquido consolidado de U.S.$ milhões e receita operacional líquida consolidada de U.S.$ milhões para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002 ( 2002 ).. COMENTÁRIOS DO PRESIDENTE, SR. JOSÉ EDUARDO DE BARROS DUTRA 15 anos emitidos em 10 de dezembro de 2003, são os de prazo mais longo já emitidos pela Companhia), como pelo fato de que estas emissões possibilitaram a ampliação da base de investidores, pois uma significante parcela destes títulos foi adquirida por investidores dos mercados de high grade e high yield, formado por investidores norteamericanos mais interessados em financiar basicamente empresas dos EUA. Estamos encerrando o primeiro ano de gestão à frente da Companhia. Foi um ano de muitas conquistas mas também de grandes desafios, tendo em vista a nossa grande quantidade de objetivos, incluindo a transparência de nossas ações e inovações na esfera administrativa da empresa. O ano de 2003, também marcou as comemorações dos 50 anos da Companhia, onde buscamos resgatar a memória e a história daqueles que ajudaram a construir esta que é hoje uma das maiores empresas de petróleo do mundo. A avaliação positiva da Companhia, possibilitou a contratação de recursos na ordem de U.S.$ 5,4 bilhões no mercado internacional de capitais durante o ano. Vale destacar as emissões de nossas global notes, onde, em diversas ocasiões, a procura por nossos títulos por parte dos investidores fez com que os papéis se esgotassem em tempo recorde com uma demanda superior à colocação. Não obstante ao fato de que estas emissões não possuíam nenhuma garantia adicional ou seguro contra risco político, estas emissões constituem um marco para a Companhia, não só pela redução de custos e extensão de prazo (os títulos de Dentre as principais frentes, em 2003, gostaríamos de destacar: (1) a revisão de nosso plano estratégico, (2) a implantação de uma nova diretriz em relação à política de recursos humanos, (3) o aprimoramento dos processos licitatórios, com destaque para as plataformas P-51 e P-52, e (4) a busca incessante no aperfeiçoamento de nossa participação no mercado de gás natural e energia. Tudo isso, objetivando o aumento da eficiência operacional e não apenas obter um maior retorno para os nossos acionistas mas também contribuir significativamente para a sociedade brasileira em geral. Em 2003, recebemos diversos prêmios, onde destacamos o prêmio de Bond of the Year da Revista Euromoney, pela nossa emissão de U.S.$ 500 milhões em 1

2 junho e o prêmio de melhor website de Relações com Investidores, da MZ Consultoria. Chegamos assim ao final deste primeiro ano determinados a superar novos desafios e com a preocupação concreta de manter a Companhia em sua trajetória de resultados positivos, sem perder de vista a consciência da responsabilidade social e ambiental. DESTAQUES FINANCEIROS U.S.$ milhões (exceto lucro por ação e onde for identificado) Exercício findo em 31 de dezembro de 3T T T-2002 Informações do resultado Vendas brutas de produtos e serviços Receita operacional líquida (199) (253) (578) Receitas (Despesas) financeiras, líquidas (136) (1.700) Lucro líquido Lucro básico e diluído por ação ordinária e preferencial 1,73 0,82 0,07 Antes do efeito da mudança de prática contábil 5,35 2,13 1,73 0,82 0,07 Após efeito da mudança de prática contábil 5,98 2,13 Outros dados 50,3 46,5 43,1 Margem bruta (%) (1) 49,9 49,1 23,1 11,0 1,2 Margem líquida (%) (2) 21,3 10, Estrutura de capital (%) (3) Indicadores financeiros e econômicos 28,41 29,41 25,91 Brent Petróleo bruto (U.S.$/bbl) 28,84 24,76 2,9324 2,9000 3,6714 Taxa Média de U.S. Dólar Comercial para Venda (R$/U.S.$) 3,0745 2,9236 2,9234 2,8892 3,5333 Taxa Final de U.S. Dólar Comercial para Venda (R$/U.S.$) 2,8892 3,5333 (1) Margem bruta, é a receita operacional líquida menos os custos das vendas divididos pela receita operacional líquida. (2) Margem líquida, é o lucro líquido dividido pela receita operacional líquida. (3) Estrutura de capital é o passivo total divididos pelo passivo total somado ao patrimônio líquido. U.S.$ milhões Informações do balanço Percentual de variação ( versus ) Ativo total ,7 Caixa e equivalentes a caixa ,1 Financiamento a curto prazo ,1 Financiamento a longo prazo total ,9 Financiamento de projetos total ,3 Arrendamento mercantil total (28.2) Endividamento líquido (1) ,7 Patrimônio líquido (2) ,4 Capitalização total (2) (3) ,8 Reconciliação do Endividamento líquido Financiamento a longo prazo total Mais Financiamento a curto prazo Mais Financiamento de projetos total Mais Arrendamento mercantil total Menos Caixa e equivalentes a caixa Menos Junior Notes Endividamento líquido (1) (1) Endividamento líquido é o valor dos financiamentos de curto prazo, mais os financiamentos de longo prazo, financiamentos de projetos e obrigações de arrendamento mercantil, menos caixa, equivalentes a caixa e Junior Notes, no montante de U.S.$ 300 milhões em 2003 e U.S.$ 150 milhões em O nosso endividamento líquido não foi calculado segundo os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América - U.S. GAAP e não deve ser considerado isoladamente ou em substituição do endividamento total de longo prazo calculado de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América - U.S. GAAP. Nosso cálculo do endividamento líquido não deve ser base de comparação com o endividamento líquido de outras empresas. A administração acredita que o endividamento líquido é um indicador adequado para auxiliar os investidores em avaliar nossa liquidez, bem como serve para a administração analisar os objetivos a serem atingidos. Veja a reconciliação do endividamento líquido com o endividamento total de longo prazo no quadro acima. (2) Patrimônio líquido inclui uma perda não reconhecida no montante de U.S.$ milhões em 31 de dezembro de 2003 e U.S.$ milhões em 31 de dezembro de 2002, em ambos os caso relativas a Valores a reconhecer como custo periódico de fundo de pensão. (3) Capitalização total significa patrimônio líquido mais os financiamentos curto prazo, os financiamentos de longo prazo, financiamentos de projetos e obrigações de arrendamento mercantil. 2

3 DESTAQUES OPERACIONAIS Exercício findo em 31 de dezembro, 3T T T Média diária da produção de óleo e gás natural Óleo bruto e LGN (Mbpd) (1) Brasil Internacional Gás Natural (Mmcfpd) (2) Brasil Internacional Preço médio de venda de petróleo bruto e LGN (dólar norte-americanos por bbl) 26,16 26,79 22,81 Brasil (3) 27,01 22,29 22,19 23,76 23,62 Internacional 23,77 23,00 Preço médio de venda de gás natural (dólar norteamericanos por Mcf) 1,87 1,89 1,02 Brasil 1,79 1,22 1,07 1,15 1,55 Internacional 1,26 1,34 Custo de extração (dólar norte-americano por boe) Óleo bruto e gás natural Brasil 8,69 9,18 7,50 Incluindo participação governamental (4) 8,62 7,04 3,61 4,04 3,06 Excluindo participação governamental (4) 3,48 3,04 2,43 2,74 2,48 Óleo bruto e gás natural Internacional 2,46 2,08 Custo de refino (dólar norte-americano por boe) 1,07 1,53 0,81 Brasil 1,17 0,91 1,17 1,29 0,92 Internacional 1,17 0,94 Operações de refino e comercialização (Mbpd) Capacidade instalada de processamento primário Brasil Capacidade instalada Carga processada % 81% 82% Utilização 82% 84% Internacional Capacidade instalada Carga processada % 73% 71% Utilização 73% 69% Participação do óleo nacional na carga processada % Importação (Mbpd) Importação de petróleo Importação de derivados Importação de gás, álcool e outros Exportação (Mbpd) Exportação de petróleo Exportação de derivados Exportação de fertilizantes e outros Importação líquida Volume de Vendas (Mbpd) Derivados de Petróleo Álcool e outros Gás Natural Total Distribuição (385 ) (424 ) (443 ) Vendas entre companhias (393 ) (425 ) Total mercado nacional Exportação Vendas internacionais Outras operações (5) Total mercado internacional Total (1) Inclui produção de óleo de xisto. (2) Não inclui gás liquefeito e inclui gás reinjetado. (3) Preço médio de venda de petróleo bruto e LGN, no Brasil, incluem preços de transferência entre segmentos e preços de produtos vendidos a terceiros. (4) Participação governamental é representada por royalties, participação especial e taxa de retenção de áreas. (5) Inclui vendas a terceiros pela nossa subsidiária internacional, Petrobras International Finance Company (PIFCo). 3

4 Exploração e Produção ANÁLISE DO DESEMPENHO OPERACIONAL relação entre as nossas reservas provadas e a produção alcançou 16,9 anos. A produção de petróleo nacional e LGN aumentou 2,7% para mil barris por dia em 2003, comparada à produção de mil barris por dia em 2002, devido, principalmente, à entrada em produção de novos poços nos campos de Marlim, Espadarte (ESPF) e Albacora e a instalação do sistema de produção no campo de Marlim Sul. As entradas em produção do FPSO Brasil no campo Roncador, em dezembro de 2002, do campo de Jubarte, em outubro de 2002 e do campo de Coral, em fevereiro de 2003, também contribuíram para o aumento de produção em A produção internacional de petróleo bruto e LGN aumentou para 161 mil barris por dia em 2003 quando comparada a 35 mil barris por dia em 2002, devido, principalmente, à inclusão da produção das empresas Petrolera Santa Fe, Petrobras Energia Participaciones S.A.-PEPSA (ex Perez Companc S.A.) e da Petrolera Entre Lomas S.A.-PELSA (ex Petrolera Perez Companc S.A.) na Argentina, Equador, Venezuela e Bolívia em nosso resultado de produção. Parte deste acréscimo foi compensada pela redução na produção dos campos maduros nas unidades de Angola, Colômbia e Estados Unidos. Reservas Nossas reservas provadas no Brasil estimadas de acordo com as normas e regulamentações da SEC (U.S. Securities and Exchange Commission), totalizaram 10,40 e 10,05 bilhões de barris de óleo equivalente em 2003 e 2002, respectivamente. A produção total alcançou 615 milhões de barris de óleo equivalente, em 2003, quando comparado com 604 milhões de barris de óleo equivalente, em Em 31 de dezembro de 2003, a 4

5 Custos de extração O nosso custo de extração no Brasil, excluindo as participações governamentais, cresceu 14,5% para U.S.$ 3,48 por barril de óleo equivalente em 2003 comparado a U.S.$ 3,04 por barril de óleo equivalente em Este aumento foi devido, basicamente, aos aumentos nos gastos com transporte marítimo e aéreo no apoio operacional da produção. O custo de extração também aumentou devido a: (1) maiores gastos com consumo de materiais e serviços de manutenção em terminais oceânicos, (2) maiores despesas com equipamentos e instalações associadas ao suporte operacional da produção, (3) salários, benefícios e encargos, devido ao reajuste salarial e o acréscimo da força de trabalho e (4) a atualização nos cálculos atuariais dos benefícios de saúde e pósaposentadoria. maiores custos unitários de extração. Este aumento foi parcialmente compensado pela redução dos gastos de manutenção no campo Arauca, e ao menor consumo de gás natural e óleo diesel no campo de Upia, ambos na Colômbia. O custo de extração no Brasil, incluindo as participações governamentais,(que compreende os royalties, participação especial e taxa de retenção de áreas), aumentou 22,4% para U.S.$ 8,62 por barril de óleo equivalente, em 2003, comparado a U.S.$ 7,04 por barril de óleo equivalente, em 2002, devido à nova alíquota de participação especial do campo de Marlim Sul, em função dos maiores volumes produzidos. O aumento também foi resultado da inclusão dos campos de Canto do Amaro e Roncador na faixa tributável para pagamento de participação especial, e ao crescimento dos preços de referência para o petróleo bruto nacional. Nosso custo de extração internacional aumentou 18,3% para U.S.$ 2,46 por barril de óleo equivalente, em 2003, comparado a U.S.$ 2,08 por barril de óleo equivalente em Este aumento ocorreu principalmente pela inclusão de maiores custos unitários de extração da Petrolera Santa Fé, PELSA e PEPSA, e o início da produção na unidade San Antonio, na Bolívia, que possui 5

6 Custos de refino O custo unitário nacional do refino aumentou 28,6% para U.S.$ 1,17 por barril de óleo equivalente em 2003, comparado a U.S.$ 0,91 por barril de óleo equivalente em 2002, devido, principalmente, aos altos gastos com produtos químicos e catalisadores, a maiores gastos com pessoal e a maiores gastos com serviços técnicos relativos a melhoria de nossos processos operacionais bem como paradas programadas em nossas refinarias. O custo unitário do refino internacional aumentou 24,5% para U.S.$ 1,17 por barril de óleo equivalente, em 2003, comparado a U.S.$ 0,94 por barril de óleo equivalente em Este aumento foi principalmente devido à inclusão de maiores custos unitários de refino da PELSA e PEPSA, na Argentina, bem como ao aumento nos gastos com manutenção nas unidades de craqueamento catalítico e caldeiras da Eg3, nossa subsidiária Argentina ligada à atividade de distribuição. Volume de vendas Nosso volume de vendas, composto principalmente de vendas de óleo diesel, gasolina, combustível de aviação, nafta, óleo combustível e gás liquefeito de petróleo, apresentou uma redução de 4,3% para barris por dia, em 2003, quando comparado a barris por dia em A redução no nosso volume de vendas foi principalmente devida à redução das atividades econômicas no Brasil e a conseqüente perda do poder aquisitivo da população.. 6

7 ANÁLISE DA CONDIÇÃO FINANCEIRA E RESULTADOS DAS OPERAÇÕES Flutuações em nossa situação financeira e Visão geral resultados de operações, são resultantes de uma combinação de fatores, incluindo: Nós geramos receita através de: vendas no mercado interno, que consistem em vendas de petróleo bruto e derivados de petróleo (tais como óleo diesel, gasolina, combustível de aviação, nafta, óleo combustível e gás liquefeito de petróleo), gás natural e produtos petroquímicos; exportações, que consistem principalmente nas vendas de petróleo bruto e derivados de petróleo; vendas no mercado internacional (excluindo exportações), que consistem em vendas de petróleo bruto, gás natural e derivados do petróleo que são adquiridos, produzidos e/ou refinados no exterior; e outras fontes, incluindo serviços, receitas sobre investimentos e ganhos resultantes de operações cambiais. Nossas despesas incluem: custo das vendas (que compreendem despesas trabalhistas, custos na operação e com compras de petróleo bruto e derivados de petróleo e outros); manutenção e reparo, depreciação e amortização de imobilizado e custos de exploração; o volume de petróleo bruto, derivados de petróleo e gás natural que nós produzimos e vendemos; variações nos preços internacionais de petróleo bruto e derivados de petróleo, que são expressos em dólares norteamericanos; variações relativas aos preços no mercado interno de petróleo bruto e derivados de petróleo, que são expressos em Reais; condições políticas e econômicas no Brasil; flutuações na taxa de câmbio do Real em relação ao dólar norte-americano; e o montante de impostos e taxas que somos obrigados a pagar devido a nossas operações, em virtude de sermos companhia brasileira e nosso envolvimento na indústria de óleo e gás. despesas de vendas, gerais e administrativas; e despesas de juros e despesas de variação monetária e cambial. 7

8 RESULTADOS DAS OPERAÇÕES EM 2003 COMPARADOS COM OS DE 2002 A comparação entre nossos resultados das operações em 2003 e 2002, foi afetada pelo aumento de 5,2% na taxa de câmbio média do Real em relação ao dólar norteamericano para 2003, comparada à taxa de câmbio média de Para facilitar, nós faremos referência à mudança na taxa de câmbio média como 5,2% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano em 2003, quando comparada com Receitas A receita operacional líquida aumentou 36,2% para U.S.$ milhões em 2003, comparada a U.S.$ milhões em Este aumento é principalmente atribuível ao alinhamento dos preços de certos derivados do petróleo no mercado nacional, em 2003, para alcançar maior paridade com os aumentos de preço destes derivados do petróleo no mercado internacional no final de O aumento da receita operacional líquida foi também atribuível, em menor grau, a um aumento no volume de vendas no mercado externo (vendas internacionais), incluindo as vendas efetuadas pela PEPSA e PELSA. Estes aumentos foram parcialmente compensados pela redução de 4,3% no volume de vendas no mercado interno, devido principalmente à redução da demanda no mercado brasileiro. As vendas consolidadas de produtos e serviços aumentaram 29,4% para.s.$ milhões em 2003, comparadas com U.S.$ milhões em 2002, principalmente como resultado de um aumento no preço de certos derivados de petróleo no mercado internacional e do aumento do volume vendido fora do Brasil (vendas internacionais). Estão incluídos nas vendas de produtos e serviços, os valores apresentados a seguir, cobrados por nós por conta dos Governos Federal ou Estaduais: ICMS e outros impostos e taxas sobre vendas de produtos e serviços e contribuições sociais. Estes impostos aumentaram 21,1% para U.S.$ milhões, em 2003, comparados com U.S.$ milhões, em 2002, principalmente, devido ao crescimento das vendas de produtos e serviços; e CIDE, imposto por transação pago ao Governo Federal, que aumentou 8,0% para U.S.$ milhões, em 2003, comparados com U.S.$ milhões em Este aumento foi principalmente atribuído ao aumento nas vendas de produtos e a um aumento na taxa da CIDE cobrada sobre certos derivados de petróleo. Este aumento foi parcialmente compensado pelos 5,2% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano, em 2003, quando comparada a Custo das vendas O custo das vendas, em 2003, aumentou 34,0% para U.S.$ milhões, comparado a U.S.$ milhões em Este aumento foi devido, principalmente: a um aumento dos impostos e taxas cobrados pelo Governo Federal que totalizaram U.S.$ milhões, em 2003, comparados a U.S.$ milhões em Estes impostos incluem a participação especial (custo adicional de produção em nossos campos com alto volume de produção e/ou rentabilidade) que aumentou para U.S.$ milhões, em 2003, comparado com U.S.$ 917 milhões, em 2002, principalmente devido ao crescimento na produção de petróleo durante 2003, a 8

9 inclusão dos campos de Canto do Amaro e Roncador, como campos sujeitos à participação especial e ao aumento dos preços de referência para o petróleo no mercado interno; ao crescimento líquido do custo das vendas no mercado externo, excluindo a PEPSA e a PELSA, de aproximadamente U.S.$ 800 milhões, atribuível ao aumento do nosso volume de vendas, custos de extração e preços no mercado internacional; ao crescimento de U.S.$ 634 milhões atribuível ao maior consumo de materiais e serviços de manutenção em terminais oceânicos, maiores despesas associadas com linhas de escoamento de petróleo, incluindo equipamentos e instalações associadas ao suporte operacional da produção, e salários, benefícios e encargos, devido ao reajuste salarial e o acréscimo da força de trabalho; ao aumento de U.S.$ 561 milhões nos custos de importação, principalmente, atribuível ao aumento dos preços de petróleo e seus derivados no mercado internacional; e ao crescimento no custo de aproximadamente U.S.$ 431 milhões relacionado à consolidação da PEPSA e PELSA. Estes aumentos foram parcialmente compensados pelos seguintes fatores: pelo decréscimo de aproximadamente U.S.$ 379 milhões no custo das vendas referente à redução de 4,3% no volume de nossas vendas no mercado interno; e uma redução de U.S.$ 39 milhões no custo das vendas quando expresso em dólares norte-americanos, causada pelos 5,2% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano, em 2003, quando comparado com Depreciação, exaustão e amortização Nós calculamos as despesas de depreciação, exaustão e amortização relativas a ativos de exploração e produção com base no método das unidades produzidas. As despesas de depreciação, exaustão e amortização diminuíram 7,5% para U.S.$ milhões, em 2003, comparadas com U.S.$ milhões em Esta redução é principalmente atribuível a 5,2% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano, em 2003, quando comparado com 2002 e ao efeito da adoção do SFAS 143 em Em 2002, U.S.$ 284 milhões de custo de abandono foram contabilizados como depreciação, exaustão e amortização de acordo com SFAS 19. Em 2003, como resultado da adoção do SFAS 143, a depreciação de ativos relacionados à obrigação de abandono, no montante de U.S.$ 21 milhões, foi registrada como despesa de depreciação, exaustão e amortização e a atualização a valor presente foi registrada como despesas com exploração incluindo poços exploratórios secos. Este decréscimo em depreciação, exaustão e amortização foi parcialmente compensado pelo aumento de aproximadamente U.S.$ 182 milhões nas despesas de depreciação, exaustão e amortização referentes às atividades da PEPSA e PELSA. Exploração, incluindo poços exploratórios secos Os custos de exploração, inclusive de poços exploratórios secos, aumentaram 17,7% para U.S.$ 512 milhões, em 2003, comparados com U.S.$ 435 milhões em Este crescimento é, principalmente, atribuível ao aumento de aproximadamente U.S.$ 49 milhões em despesas de exploração, incluindo poços secos devido à consolidação da PEPSA e da PELSA e o reconhecimento de U.S.$ 43 milhões em atualização a valor presente associados aos custos de abandono. O aumento do custo com exploração, incluindo poços secos, foi parcialmente compensado pelo efeito de 5,2% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano, em 2003, quando comparado com

10 Perda de valor na recuperação de ativos de produção de petróleo e gás Em 2003, nós registramos um ajuste ao valor de recuperação sobre ativos vinculados a produção de óleo e gás no montante de U.S.$ 70 milhões comparados a um ajuste de U.S.$ 75 milhões em O valor registrado, em 2003, foi para ajustar ao valor de recuperação certos ativos vinculados a produção de petróleo e gás, no Brasil, na Colômbia e em Angola. Em 2002 o valor foi para ajustar ao valor de recuperação certos ativos vinculados a produção de petróleo e gás no Brasil e em Angola. Estes ajustes foram registrados com base na avaliação anual dos nossos campos, usando preços consistentes com aqueles utilizados no nosso plano estratégico, descontados à taxa de 13%, utilizada nas avaliações de projetos internos. Despesas com vendas, gerais e administrativas As despesas com vendas, gerais e administrativas aumentaram 20,1% para U.S.$ milhões, em 2003, comparadas com U.S.$ milhões em As despesas com vendas aumentaram 5,6% para U.S.$ milhões, em 2003, comparadas com U.S.$ 966 milhões em Este aumento foi, principalmente, atribuível à consolidação da PEPSA e da PELSA, que resultou em um aumento de U.S.$ 37 milhões em nossas despesas de vendas em As despesas gerais e administrativas aumentaram 38,2% para U.S.$ milhões, em 2003, comparadas com U.S.$ 775 milhões em Este crescimento foi parcialmente atribuído ao aumento de U.S.$ 65 milhões nas despesas relacionadas com serviços de consultoria técnica decorrente do crescimento dos serviços de terceiros em nossas atividades não-fim e administrativas, ao aumento de U.S.$ 41 milhões de provisão para participação nos lucros, ao aumento de U.S.$ 43 milhões relacionados com treinamento para empregados, ao aumento de U.S.$ 57 milhões em despesas gerais e administrativas reconhecidas pela consolidação da PEPSA e PELSA e ao aumento de U.S.$ 40 milhões devido a consolidação de três termoelétricas de acordo com o FIN 46. Este aumento em despesas gerais e administrativas foi parcialmente compensado pelo efeito de 5,2% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano em 2003, quando comparado com Despesas de pesquisa e desenvolvimento As despesas de pesquisa e desenvolvimento aumentaram 36,7% para U.S.$ 201 milhões, em 2003, comparadas a U.S.$ 147 milhões em Este crescimento está relacionado ao aumento em investimentos em programas de segurança ambiental de tecnologias de exploração de petróleo em águas profundas e de refino de aproximadamente U.S.$ 62 milhões e foi parcialmente compensado pelo efeito de 5,2% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano, em 2003, quando comparado com Participações nos resultados de empresas não consolidadas As participações nos resultados de empresas não consolidadas registraram um ganho de U.S.$ 141 milhões, em 2003, comparada a uma perda de U.S.$ 178 milhões em Este aumento foi principalmente atribuível a: um ganho de U.S.$ 62 milhões, em 2003, resultado dos nossos investimentos em empresas de distribuição de gás natural e petroquímicas, quando comparado com o ganho de U.S.$ 14 milhões em 2002; um ganho de U.S.$59 milhões, em 2003, quando comparado com uma perda de U.S.$ 95 milhões, em 2002, referente à nossa participação nos resultados da Compañia Mega, uma empresa Argentina que exerce atividades ligadas ao gás natural, cujo resultado foi afetado negativamente pela desvalorização do peso argentino frente ao dólar norteamericano em 2002; e 10

11 um ganho de U.S.$ 21 milhões em 2003, quando comparado a uma perda de U.S.$ 98 milhões em 2002, resultado dos nossos investimentos em usinas termelétricas. A participações nos resultados de empresas não consolidadas, em 2003, não inclui nossos investimentos em três usinas termelétricas consolidadas conforme o FIN-46. Receita financeira Nossas receitas financeiras derivam de diversas fontes, incluindo: juros sobre caixa e equivalentes a caixa. A maior parte de nossos equivalentes a caixa são títulos do Governo a curto prazo, incluindo títulos indexados ao dólar norteamericano. Nós detemos também saldos substanciais em depósitos, em dólares norte-americanos; títulos de longo prazo do Governo que adquirimos como resultado da privatização de nossos ativos do setor petroquímico; e valores a receber do Governo, principalmente a Conta Petróleo e Álcool. A receita financeira diminuiu 47,3% para U.S.$ 602 milhões, em 2003, comparada com U.S.$ milhões em Esta redução foi principalmente atribuível à redução da receita com juros em aplicações financeiras de curto prazo, que caiu 79,5% para U.S.$ 163 milhões em 2003, comparada com U.S.$ 793 milhões em A redução na receita financeira é também atribuída ao efeito de 5,2% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano, em 2003, quando comparado com Esta redução foi parcialmente compensada pelo aumento na receita financeira de aproximadamente U.S.$ 80 milhões referentes à consolidação da PEPSA e PELSA em nossos resultados contábeis apurados em Despesas financeiras As despesas financeiras aumentaram 61,1% para U.S.$ milhões, em 2003, quando comparadas com U.S.$ 774 milhões em Este aumento foi resultado dos financiamentos adicionais e do aumento de aproximadamente U.S.$ 194 milhões em despesas financeiras referentes à consolidação da PEPSA e PELSA em nossos resultados contábeis apurados em Variação monetária e cambial dos ativos e passivos monetários, líquidos A variação monetária e cambial dos ativos e passivos monetários, líquidos, gerou uma receita de U.S.$ 509 milhões, em 2003, comparada com uma despesa de U.S.$ milhões em Aproximadamente 90% dos nossos financiamentos a longo prazo eram expressos em moedas estrangeiras em 2003 e A flutuação da variação monetária e cambial dos ativos e passivos monetários, líquidos é resultado da apreciação de 18,2% do Real frente ao dólar norte-americano, em 2003, quando comparadas com a depreciação de 52,3% do Real frente ao dólar norte-americano em Despesas com benefícios a empregados As despesas com benefícios a empregados consistem em custos financeiros esperados relacionados com plano de pensão e plano de saúde. As despesas com benefícios a empregados aumentaram 31,9% para U.S.$ 595 milhões, em 2003, comparados com U.S.$ 451 milhões em Este crescimento foi atribuído a um aumento de U.S.$ 166 milhões relacionados com o cálculo atuarial do passivo com plano de pensão e de saúde, que foi parcialmente compensado pelo efeito de 5,2% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano, em 2003, quando comparado com

12 Outros impostos Outros impostos consistem em diversos impostos sobre valores adicionados, transações e vendas, que diminuíram 7,5% totalizando U.S.$ 333 milhões, em 2003, comparados com U.S.$ 360 milhões em Este decréscimo foi principalmente atribuível ao efeito de 5,2% de desvalorização do Real frente ao dólar norteamericano, em 2003, quando comparado com 2002 e a uma redução de U.S.$ 61 milhões dos impostos PASEP / COFINS a pagar referente a ganhos cambiais sobre ativos no exterior, resultante de operações com subsidiárias com ativos em moeda estrangeira. Outras despesas, líquidas Outras despesas, líquidas, consistem principalmente em ganhos e perdas sobre alienação de ativo imobilizado, despesas com propaganda e marketing e outras despesas não recorrentes. Outras despesas, líquidas, em 2003, aumentaram para U.S.$ milhões, quando comparadas com uma despesa de U.S.$ 857 milhões em Os principais componentes de outras despesas, líquidas, em 2003, foram: despesas de U.S.$ 183 milhões, relacionadas aos nossos investimentos em certas usinas termelétricas devido às obrigações contratuais para cobrir perdas quando a demanda por energia e os preços pela eletricidade estiverem baixos; despesas de U.S.$ 198 milhões com propaganda e marketing não relacionadas diretamente com as receitas; despesa de U.S.$ 173 milhões relativa a paradas não programadas de instalações e equipamentos industriais; despesa de U.S.$ 130 milhões relativa a contingências e perdas com processos judiciais. Favor observar a Nota 22 nas nossas demonstrações contábeis consolidadas; despesa de U.S.$ 114 milhões relativa ao ajuste a valor de mercado das turbinas, as quais nós originalmente esperávamos usar em nossos projetos em termoelétricas, o que não se confirmou; provisão no montante de U.S.$ 97 milhões, para perdas esperadas na venda de equipamentos relacionados à produção off-shore; aumento de U.S.$ 56 milhões em perdas contratuais relacionadas a obrigações com serviços de transportes ship or pay em relação a nossos investimentos em dutos OCP no Equador; e provisão de U.S.$ 55 milhões referente a notificações fiscais recebidas do Instituto Nacional de Seguridade Social, ou INSS. Favor observar a nota 22 nas nossas demonstrações contábeis consolidadas. Os principais componentes de outras despesas, líquidas, em 2002, foram: provisão no valor de U.S.$ 459 milhões para perdas relacionadas aos nossos investimentos em certas usinas termelétricas; despesa de U.S.$ 111 milhões relativa a paradas não programadas de instalações e equipamentos industriais; provisão de U.S.$ 105 milhões referentes a notificações fiscais recebidas do INSS; despesa de U.S.$ 96 milhões com propaganda e marketing não relacionadas diretamente com as receitas; e despesa de U.S.$ 29 milhões relacionada à regularização da Conta Petróleo e Álcool. 12

13 Despesa de imposto de renda O lucro antes do imposto de renda, da participação minoritária e da mudança de prática contábil aumentou para U.S.$ milhões, em 2003, comparado a U.S.$ milhões em Conseqüentemente registramos uma despesa de imposto de renda de U.S.$ milhões, em 2003, quando comparada a uma despesa de U.S.$ milhões em A reconciliação entre o imposto calculado pelas alíquotas legais e a despesa de imposto de renda é apresentada na Nota 4 das nossas demonstrações contábeis consolidadas, em 31 de dezembro de De acordo com o SFAS 19 nós tínhamos provisões para custos com restauração de áreas de exploração de acordo com a vida produtiva dos ativos. Conforme o SFAS 143 nós registramos o valor justo das obrigações com baixa de ativos como um passivo em bases descontadas, quando eles incorrem, que é tipicamente no momento da instalação dos ativos. O ajuste no resultado descrito acima resulta da reversão da provisão a maior solicitada pelo SFAS 19 a fim de adequá-la a um menor montante de valor presente resultante da transição para o SFAS 143. Favor observar a Nota 3 nas nossas demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de Efeito acumulado de mudança de prática contábil No primeiro trimestre de 2003, registramos um ganho de U.S.$ 697 milhões (líquido de U.S.$ 359 milhões de imposto de renda) resultante da aplicação do SFAS 143 Contabilização de Obrigações com Baixa de Ativos. O ajuste foi devido à diferença no método de provisionamento dos custos com restauração de áreas de acordo com o SFAS 143, quando comparado com o método requerido pelo SFAS 19 Contabilidade Financeira e Relatórios de Companhias Petrolíferas. AUMENTO DO CAPITAL AUTORIZADO Em 10 de junho de 2002, nossos acionistas aprovaram alteração estatutária, autorizando o aumento do capital social até R$ 30 bilhões (U.S.$ 10,4 bilhões) por deliberação do Conselho de Administração mediante a emissão de ações até o limite quantitativo de 200 milhões. Desta forma, a Assembléia Geral Extraordinária de Acionistas, realizada em conjunto com a Assembléia Geral Ordinária, em 29 de março de 2004, aprovou um novo limite de capital autorizado, alterando o seu valor de R$ 30 bilhões (U.S.$ 10,4 bilhões) para R$ 60 bilhões (U.S.$ 20,8 bilhões). 13

14 Como resultado da adoção da FIN 46 em 31 de dezembro de 2003, consolidamos seis usinas termelétricas. Anteriormente, três destas usinas eram registradas como arrendamento mercantil e, por essa razão, o fato de passarmos a consolidá-las não teve um impacto material em nossa condição financeira. Para as outras três termoelétricas, fomos considerados os principais beneficiários devido a obrigações contratuais com terceiros, que determina que assumamos o risco do mercado de energia. A consolidação das três termelétricas previamente consideradas como arrendamento mercantil resultou na reclassificação de U.S.$ 375 milhões de obrigações de arrendamento mercantil para obrigações de dívidas de longo prazo. O impacto da mudança das obrigações relativas a essas três usinas do valor de arrendamento mercantil para dívidas com terceiros não foi significativo. Em 31 de dezembro de 2003, a consolidação das três termelétricas previamente consideradas como garantias contratuais, resultou em um acréscimo de U.S.$ milhões no ativo e no exigível a longo prazo. Em 31 de dezembro de 2002, nós possuíamos compromissos com usinas termelétricas referentes: (a) ao Obrigações relativas a usinas termelétricas fornecimento de gás natural para produção de energia e a compra de parte ou de toda energia gerada por estas termelétricas e (b) compromisso de reembolso de determinados gastos estabelecidos nos contratos de consórcio. Em 31 de dezembro de 2002 a provisão registrada para perdas futuras relativas à atividades do nosso segmento de energia montava a U.S.$ 205 milhões. Em 7 de maio de 2003, a Diretoria Executiva autorizou um aumento da referida provisão contábil no montante e U.S.$ 205 milhões, principalmente devido à retração da demanda após o programa de racionamento de energia e à ausência de definição de um modelo normativo para o setor elétrico. As provisões para perdas futuras feitas em 2002 e no começo de 2003, totalizando U.S.$ 410 milhões, foram substancialmente utilizadas durante o decorrer de Em 31 de dezembro de 2003, como resultado da adoção da FIN 46 e à consolidação das seis usinas termelétricas, não é mais necessário reconhecer nenhuma obrigação adicional para pagamento futuro a ser feito conforme acordos com os investidores dessas seis plantas termelétricas. Nós iremos reconhecer qualquer perda em relação às operações com essas seis termelétricas se e quando ocorrerem. As informações a seguir, resumem os valores reconhecidos, em 2003 e 2002, relacionadas com a nossa participação no Programa Prioritário de Termeletricidade do Governo Brasileiro: U.S.$ million Saldo inicial em primeiro de janeiro, 205 Provisão, em 2002, de perdas estimadas em Complemento, em março de 2003, de perdas estimadas em Ajustes acumulados de conversão 57 4 Realização das perdas em 2003 (445 ) Excedente de valores estimados para 2003 (22 ) 14

15 Saldo final em 31 de dezembro, 205 Montantes reconhecidos em nossos resultados: Perdas durante o ano Provisão, em 2002, para perdas estimadas em 2003 (1) 201 Excedente de valores estimados para 2003 (22 ) Efeito total em nossos resultados (1) Como resultado da adoção do FIN 46 nas nossas demonstrações contábeis consolidadas de 31 de dezembro de 2003, não foi registrada nenhuma provisão para perdas relacionadas a usinas termelétricas a ser incorrida em AQUISIÇÃO DE PARTICIPAÇÃO ACIONÁRIA NA PETROBRAS ENERGIA PARTICIPACIONES S.A. PEPSA (ANTERIORMENTE CONHECIDA COMO PÉREZ COMPANC S.A.) E DA PETROLERA ENTRE LOMAS- PELSA (ANTERIORMENTE CONHECIDA COMO PETROLERA PÉREZ COMPANC S.A.) Em 17 de outubro de 2002, através de uma empresa controlada indireta, assinamos um acordo de compra do controle de 58,62% do capital social da PEPSA e de 39,67% do capital social da PELSA, que juntamente com a participação da PEPSA, aumentou nossa participação na PELSA para 50,73%. Em 13 de maio de 2003, o Comitê de Controle de Concorrência da Argentina aprovou essa aquisição. A aquisição da PEPSA e PELSA foi registrada pelo método de aquisição contábil. Como os resultados contábeis para o período de 13 de maio de 2003 a 31 de maio de 2003 não estavam disponíveis, os resultados da PEPSA e PELSA foram consolidados nas nossas demonstrações contábeis consolidadas a partir de 1 de junho de Acreditamos que a inclusão dos resultados da PEPSA e PELSA para o período de 13 de maio de 2003 a 31 de maio de 2003 não afetaria materialmente nosso lucro líquido em As informações não auditadas a seguir (pró-forma), apresentam o resultado consolidado das operações da PEPSA e da PELSA caso tivessem sido adquiridas no início dos períodos reportados: Demonstração do resultado consolidado Reportado U.S.$ Exercício findo em 31 de dezembro, Pró Forma (Não auditado) Reportado Pró Forma (Não auditado) Receita operacional líquida

16 Custos e despesas ( ) ( ) ( ) (16.675) Despesas financeiras, líquidas (136 ) (344 ) (1.700 ) (2.442) Outros (1.813 ) (1.797 ) (1.846 ) (1.832) Despesa de imposto de renda (2.663 ) (2.665 ) (1.153 ) (1.108) Participação minoritária (248 ) (260 ) Efeito acumulado da mudança de prática contábil, líquido de impostos Lucro líquido do período Lucro básico e diluído por ação 5,98 5,97 2,13 1,90 16

17 RESULTADO SEGMENTADO POR ÁREA DE NEGÓCIOS. LUCRO LÍQUIDO POR SEGMENTO DE NEGÓCIO U.S. $ milhões Exercício findo em 31 de dezembro, Exploração e Produção Abastecimento Gás e Energia (196 ) (190) Internacional (1) 101 (114) Distribuição Corporativo (496 ) (1.280) Eliminações (230 ) (320) Lucro líquido (1) Em 31 de dezembro 2003, o resultado do segmento de negócios internacional inclui as operações na Argentina da Petrolera Santa Fe (adquirida em outubro de 2002), PEPSA e PELSA (ambas adquiridas em maio de 2003). Exploração e Produção Nosso segmento de exploração e produção inclui nossas atividades de exploração, desenvolvimento e produção no Brasil, assim como vendas de petróleo bruto e gás natural no mercado doméstico e internacional. O lucro líquido consolidado da nossa área de exploração e produção aumentou 61,3% para U.S.$ milhões, em 2003, quando comparado a U.S.$ milhões em 2002, principalmente como decorrência de: acréscimo de U.S.$ milhões nas receitas operacionais líquidas, como resultado do aumento no preço do petróleo bruto no mercado internacional e do acréscimo de 2,7% na produção de petróleo bruto, LGN e gás natural; efeito acumulado na mudança de prática contábil, relacionada a custos com compromissos futuros de baixas de ativos, que conduziram a um aumento no resultado de U.S.$ 697 milhões, líquido de imposto de renda; um decréscimo de U.S.$ 626 milhões das despesas financeiras líquidas principalmente atribuído ao efeito de 18,2% de apreciação do Real frente ao dólar norte-americano, em 2003, quando comparado com uma depreciação de 52,3% do Real frente ao dólar norte-americano em 2002; e um decréscimo de U.S.$ 423 milhões da depreciação, exaustão e amortização principalmente atribuído ao efeito de 5,2% de depreciação do Real frente ao dólar norte-americano em 2003, quando comparado com 2002, bem como o efeito benéfico da adoção do SFAS 143, como descrito na Nota 3 das nossas demonstrações contábeis consolidadas. Esses efeitos foram parcialmente compensados pelo aumento de U.S.$ milhões no custo de vendas, principalmente em razão do: aumento de aproximadamente U.S.$ 152 milhões no custo relacionado ao volume do petróleo bruto, gás natural e LGN vendido ou transferido para outros segmentos ; e aumento de aproximadamente U.S.$ milhões em impostos e taxas cobrados pelo governo brasileiro. 17

18 Abastecimento Nosso segmento de abastecimento inclui refino, logística, transporte e compra de petróleo, bem como a compra e venda de derivados do petróleo e álcool combustível. Adicionalmente, este segmento inclui divisão petroquímica e de fertilizantes, que incluem os investimentos em companhias petroquímicas nacionais e em nossas duas usinas nacionais de fertilizantes. O lucro líquido consolidado da nossa área de abastecimento aumentou para U.S.$ milhões, em 2003, quando comparado a U.S.$ 711 milhões em Este aumento é principalmente atribuível a um acréscimo de U.S.$ milhões nas receitas operacionais líquidas, ocasionado principalmente pelo alinhamento, em 2003, dos preços de certos derivados do petróleo, no mercado nacional para atingir maior paridade com o aumento dos preços destes derivados do petróleo no mercado internacional no final do exercício de 2002 e do aumento da carga processada em nossas refinarias. Este crescimento foi parcialmente compensado pelo aumento de U.S.$ milhões nos custos das vendas, principalmente, devido, aos acréscimos no preço de importação do petróleo e de seus derivados e no preço dos produtos transferidos de outros segmentos, a pesar dos seguintes fatos: um decréscimo de 6,2% no volume de vendas no mercado brasileiro como resulto do decréscimo na demanda de consumo no Brasil; a maior participação do petróleo bruto doméstico no total da carga processada (80% em 2003 e 79% em 2002); e alta racionalização das despesas com logística, principalmente com custo de frete. Gás e Energia Nosso segmento de gás e energia inclui principalmente a compra, venda e transporte de gás natural produzido no Brasil ou importado. Inclui também nossas atividades domésticas de compra e venda de energia elétrica, assim como investimentos em companhias de transporte de gás natural doméstico, pertencentes aos distribuidores de gás natural do governo e em companhias termelétricas. Nosso segmento de gás e energia registrou um prejuízo líquido de U.S.$ 196 milhões, em 2003 quando comparado ao prejuízo de U.S.$ 190 milhões em Este aumento do prejuízo líquido é devido aos seguintes fatores: aumento de U.S.$ 467 milhões em perdas com participação minoritária, principalmente devido aos efeitos no prejuízo líquido da TBG - Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A, em virtude da apreciação de 18,2% do valor do Real frente ao dólar norteamericano, em 2003, quando comparada à depreciação de 52,3% do valor do Real frente ao dólar norte- americano em 2002; aumento de U.S.$ 451 milhões no custo das vendas resultante principalmente do aumento de 13,5% no volume de gás natural vendido e entrada em operação de algumas usinas termelétricas no final do exercício de 2003; despesa de U.S.$ 114 milhões relativa a ajuste a valor de mercado de turbinas de gás; acréscimo de U.S.$ 562 milhões em receitas operacionais líquidas, resultante, principalmente, do 18

19 aumento no preço do gás natural e pela elevação de 13,5% no volume vendido; decréscimo de U.S.$ 183 milhões em perdas relacionadas a nossos investimentos em termelétricas; e 19

20 aumento de U.S.$ 150 milhões no resultado de empresas não consolidadas, atribuído principalmente aos ganhos originados de nossos investimentos em companhias de distribuição de gás natural, e a adoção do FIN-46 que resultou na consolidação de três usinas termelétricas, cujas perdas foram registradas nos resultados de equivalência em Internacional O segmento internacional representa nossas atividades internacionais conduzidas em 13 países, que incluem Exploração e Produção, Abastecimento, Distribuição e Gás e Energia. O lucro líquido consolidado do nosso segmento internacional aumentou para um ganho líquido de U.S.$ 101 milhões, em 2003, quando comparado com um prejuízo líquido de U.S.$ 114 milhões em Este aumento é devido principalmente a : aumento de U.S.$ milhões nas receitas operacionais líquidas, resultante principalmente do aumento dos preços dos derivados do petróleo no mercado internacional e aumento no volume das vendas geradas pela PEPSA e PELSA; e aumento de U.S.$ 157 milhões nos resultados das empresas não consolidadas, devido, principalmente, a um ganho de U.S.$ 59 milhões no resultado do investimento na Compañia Mega, em 2003, comparado com uma perda de U.S.$ 95 milhões em Este aumento foi parcialmente compensado pelos seguintes fatores, principalmente atribuídos às operações da PEPSA e PELSA: aumento de U.S.$ 586 milhões no custo de vendas; aumento de U.S.$ 182 milhões em depreciação, exaustão e amortização; aumento de U.S.$ 160 milhões em despesas financeiras, líquidas; aumento de U.S.$ 118 milhões nas despesas de vendas, gerais e administrativas; aumento de U.S.$ 69 milhões nas despesas com exploração, incluindo poços exploratórios secos e perda de valor na recuperação de ativos de produção de petróleo e gás; e aumento de U.S.$ 56 milhões com perdas contratuais relacionadas a obrigações com serviços de transporte ship or pay referente a nossos investimentos em dutos OCP no Equador. Distribuição Nosso segmento de distribuição representa as atividades de distribuição de derivados de petróleo e álcool combustível conduzidas pela nossa subsidiária controlada, Petrobras Distribuidora S.A. BR, no Brasil. O lucro líquido consolidado do nosso segmento de distribuição aumentou 51,6% para U.S.$138 milhões, em 2003, quando comparado a U.S.$ 91 milhões em Este aumento é principalmente atribuível ao aumento da receita operacional líquida no valor de U.S.$ milhões, refletindo o aumento no preço de vendas dos derivados do petróleo nas refinarias (nós aumentamos esses preços com intenção de manter nossa margem bruta). Este efeito foi parcialmente compensado com a redução de 6,0% no volume vendido de derivados do petróleo, em 2003, comparado com o volume vendido, em 2002; a redução da nossa participação no mercado brasileiro de derivados do petróleo para 20

21 31,5%, em 2003, quando comparada à de 32,9% em 2002; e ao aumento de U.S.$ milhões em nossos custos das vendas, em 2003, refletindo o aumento nos preços de derivados de petróleo comprados das refinarias. 21

22 Corporativo Nosso segmento corporativo inclui aquelas atividades que não são atribuíveis a outros segmentos, incluindo a gestão financeira corporativa, o overhead relativo à Administração Central e outras despesas, inclusive as atuariais referentes aos planos de pensão e de saúde. O prejuízo consolidado das unidades que formam o segmento corporativo decresceu 61,3%, para um prejuízo líquido de U.S.$ 496 milhões, em 2003, quando comparado ao prejuízo líquido de U.S.$ milhões em Esta diminuição é devida principalmente a um decréscimo de U.S.$ milhões nas despesas financeiras, líquidas, principalmente, atribuível à apreciação de 18,2% do valor do Real frente ao dólar norte-americano em 2003, quando comparada à depreciação de 52,3% do valor do Real frente ao dólar norteamericano em Esta redução foi parcialmente compensada pelo: aumento de U.S.$ 160 milhões nas despesas gerais e administrativas, principalmente devido a um aumento das despesas com serviços de consultoria técnica decorrente do crescimento dos serviços de terceiros em nossas atividades não essenciais e a despesas com treinamento de empregados; aumento de U.S.$ 160 milhões nas despesas relacionadas a benefícios a empregados; e aumento de U.S.$ 73 milhões em Relações Institucionais e Projetos Culturais. 22