PETROBRAS DIVULGA RESULTADO DO TERCEIRO TRIMESTRE DE ) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. PETROBRAS - U.S. GAAP

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1 PETROBRAS DIVULGA RESULTADO DO TERCEIRO TRIMESTRE DE (Rio de Janeiro 25 de novembro de 2003) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. PETROBRAS divulga hoje seus resultados consolidados expressos em milhões de dólares norte-americanos, segundo os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América - U.S. GAAP. A PETROBRAS obteve um lucro líquido consolidado de U.S.$ milhões para o setembro de 2003, (um aumento de 153% em relação ao mesmo período de 2002). A receita operacional líquida consolidada foi de US$ milhões para o setembro de As vendas brutas consolidadas de produtos e serviços para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 totalizaram U.S.$ milhões, um aumento de 26,8% quando comparadas a U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de A receita operacional líquida consolidada totalizou U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, um aumento de 35,8% em relação à receita operacional líquida de U.S.$ milhões durante o período de nove meses findo em 30 de setembro de O aumento nas vendas brutas consolidadas de produtos e serviços e na receita operacional líquida foi principalmente atribuível ao aumento dos preços de certos derivados do petróleo, no mercado nacional, para alcançar maior paridade com o aumento dos preços destes derivados de petróleo no mercado internacional. As vendas consolidadas de produtos e serviços totalizaram U.S.$ milhões para o terceiro trimestre de 2003, um aumento de 34,9% comparadas com U.S.$ milhões para o terceiro trimestre de A receita operacional líquida totalizou U.S.$ milhões para o terceiro trimestre de 2003, um aumento de 38,4% comparada com a receita operacional líquida de U.S.$ milhões para o terceiro trimestre de O lucro líquido consolidado para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2002 totalizou U.S.$ milhões, comparado com o lucro líquido consolidado de U.S.$ milhões para o setembro de Este aumento deve-se principalmente ao aumento de 35,8% na receita operacional líquida e em menor grau ao efeito acumulado da mudança de prática contábil, adotada no primeiro trimestre de 2003, relativa a custos com compromissos futuros de restauração de áreas, que gerou um ganho líquido de imposto de renda, de U.S.$ 697 milhões. O lucro líquido consolidado aumentou para U.S.$ milhões no terceiro trimestre de 2003 comparado a U.S.$ 752 milhões no terceiro trimestre de 2002, principalmente devido ao crescimento na receita operacional líquida. O lucro por ação para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 aumentou para U.S.$ 5,17 comparado a U.S.$ 2,06 no período de nove meses findo em 30 de setembro de O endividamento líquido, em 30 de setembro de 2003, aumentou 9,0% quando comparado ao de 31 de dezembro de 2002, principalmente devido à inclusão de U.S.$ milhões do endividamento líquido da PEPSA em nosso balanço contábil consolidado e da emissão de U.S.$ milhões de financiamentos de longo prazo no mercado de capitais internacional no setembro de

2 Nossa produção nacional de petróleo e LGN atingiu uma média de mil barris de óleo equivalente por dia para o setembro de 2003, um aumento de aproximadamente 2.2% quando comparado com a média de mil barris de óleo equivalente por dia para o setembro de Em 13 de novembro de 2003, nosso Conselho de Administração autorizou a distribuição de remuneração aos acionistas, no montante de U.S.$ milhões (U.S.$ 1,03 por ação), sob a forma de juros sobre o capital próprio. Esta remuneração será paga, até 13 de fevereiro de 2004, e será deduzida dos dividendos calculados com base no lucro líquido ajustado para o exercício fiscal de A distribuição de juros sobre capital próprio gerou uma economia fiscal no montante de U.S.$ 357 milhões, por ser dedutível para o cálculo do I.R. de acordo com a legislação brasileira. Nossas demonstrações contábeis consolidadas em 30 de setembro de 2003, incluem as demonstrações contábeis da Petrobras Energia Partipaciones S.A. - PEPSA (anteriormente conhecida como Pérez Companc S.A. (PECOM)) e a Petrolera Entre Lomas PELSA (anteriormente conhecida como Petrolera Pérez Companc S.A.) a partir de 13 de maio de 2003, data em que o órgão de controle da concorrência na Argentina, a Comisión Nacional de Defensa de la Competencia (Comitê de Controle de Concorrência da Argentina ou CNDC) aprovou a aquisição de 58,62% das ações da PEPSA e 39,67% das ações da PELSA. Como as demonstrações dos resultados da PEPSA e PELSA para o período entre 13 de maio de 2003 a 31 de maio de 2003 não estavam disponíveis, nós as consolidamos a partir de 1 de junho de Nós acreditamos que a inclusão das demonstrações dos resultados da PEPSA e PELSA para o período entre 13 de maio de 2003 a 31 de maio de 2003 não afetariam materialmente nosso lucro líquido para o período de nove meses findo em 30 de setembro de

3 Comentários do Presidente, Sr. José Eduardo de Barros Dutra Este ano estamos comemorando 50 anos como Companhia e temos motivos de sobra para comemorar este jubileu. Nós completamos meio século de existência posicionando-nos como a 15ª maior companhia mundial de petróleo, a maior empresa no Brasil e líder na América Latina. Fomos, pela segundo ano consecutivo (2001 e 2002), classificada entre as 10 primeiras colocadas ao prestigioso troféu transparência, onde concorremos com as 500 maiores e melhores empresas privadas do Brasil e com as 50 maiores estatais brasileiras. Nossos investimos aumentaram para U.S.$ 4,1 bilhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, principalmente na área de exploração e produção de petróleo e gás natural. Como resultado, não só a produção cresceu como também obtivemos importantes descobertas de petróleo, particularmente no Espírito Santo. Consolidando, nos últimos 12 meses, nossas descobertas no Brasil aproximaram-se de 4 bilhões de barris de óleo e 419 bilhões de metros cúbicos de gás natural, totalizando 6,6 bilhões de barris de óleo equivalente potencialmente recuperáveis. A avaliação positiva da Companhia por parte do mercado de capitais, ficou mais evidenciada com o sucesso da captação de U.S.$ 750 milhões em títulos no mercado internacional, no terceiro trimestre de A forte procura por parte dos investidores internacionais fez com que os papéis se esgotassem em tempo recorde com uma demanda bastante superior à colocação. Nós assinamos também contratos no valor de US$ 1 bilhão que viabilizarão o financiamento para a implantação do Projeto Malhas. Este projeto envolve a extensão das malhas de gasodutos das Regiões Sudeste e Nordeste do Brasil, que ampliará a capacidade de transporte de gás natural no Nordeste em 9 milhões de metros cúbicos/dia, e em 13 milhões de metros cúbicos/dia na região Sudeste. Nós somos uma Companhia de energia, com atuação internacional, que busca rentabilidade em seus negócios com suas atividades fortemente associadas à responsabilidade ambiental e social, motivo pelo qual muito nos orgulha ter recebido o Prêmio de Balanço Social - categoria Destaque Nacional Nossa importante contribuição ao país medida pelas taxas e impostos pagos, já excede o montante de U.S.$ 12 bilhões nos primeiros nove meses do ano. É neste cenário positivo que nós chegamos aos 50 anos com energia renovada e o desafio de continuar crescendo nos próximos 50 anos. 3

4 DESTAQUES FINANCEIROS U.S.$ milhões (exceto lucro por ação e onde for identificado) Período de nove meses findo em 30 de setembro de 2T T T-2002 Informações do resultado Vendas brutas de produtos e serviços Receita operacional líquida (199) (733) Receitas (Despesas) financeiras, líquidas 117 (1.122) Lucro líquido Lucro líquido por ação preferenciais e ordinárias 1,33 1,73 0,69 Antes do efeito da mudança de prática contábil 4,53 2,06 1,33 1,73 0,69 Após efeito da mudança de prática contábil 5,17 2,06 Outros dados 47,5 50,3 55,0 Margem bruta (%) (1) 51,2 51,3 19,8 23,1 12,7 Margem líquida (%) (2) 25,0 13, Endividamento líquido/(endividamento líquido + Patrimônio líquido) (%) (3) Estrutura de capital (%) (4) Indicadores Financeiros e econômico 26,03 28,41 26,95 Brent Petróleo bruto (U.S.$/bbl) 28,65 24,38 2,9814 2,9324 3,1233 Taxa Média de U.S. Dólar Comercial para Venda (R$/U.S.$) 3,1334 2,6712 2,8720 2,9234 3,8949 Taxa Final de U.S. Dólar Comercial para Venda (R$/U.S.$) 2,9234 3,8949 (1) Margem bruta, é a receita operacional líquida menos os custos das vendas divididos pela receita operacional líquida. (2) Margem líquida, é o lucro líquido dividido pela receita operacional líquida. (3) Endividamento líquido é o valor dos financiamentos de curto prazo, mais os financiamentos de longo prazo, obrigações de arrendamento mercantil e financiamentos de projetos, menos caixa, equivalentes a caixa e Junior Notes, no montante de U.S.$ 298 milhões. (4) Estrutura de capital é o passivo circulante mais o passivo exigível a longo prazo divididos pelo passivo total somado ao patrimônio líquido. U.S.$ milhões Informações do balanço Variação percentual ( X ) Ativo total , Endividamento total (1) , Endividamento de curto prazo , Endividamento de longo prazo , Endividamento líquido (2) , Patrimônio líquido (3) , Capitalização total (3) (4) , (1) Endividamento total, é o valor dos financiamentos de curto prazo, mais os financiamentos de longo prazo, obrigações de arrendamento mercantil e financiamentos de projetos. (2) Endividamento líquido é o endividamento total menos caixa e equivalentes a caixa e Junior Notes no montante de U.S.$ 298 milhões. (3) Patrimônio líquido inclui perdas não reconhecidas no montante de U.S.$ milhões, para o setembro de 2003, U.S.$ milhões, no exercício findo em 31 de dezembro de 2002 e U.S.$ milhões para o setembro de (4) Capitalização total significa patrimônio líquido mais endividamento total. 4

5 DESEMPENHO OPERACIONAL Período de nove meses findo em 30 de setembro de 2T 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 (U.S. dólares por bbl) 25,21 26,16 25,40 Brasil 27,09 22,13 23,39 22,19 25,65 Internacional 23,77 22,81 Preço médio de venda de gás natural (U.S.dólares por Mcf) 1,81 1,87 1,10 Brasil 1,75 1,28 1,03 1,07 1,17 Internacional 1,31 1,27 Custo de extração (U.S. dólares por boe) Óleo bruto e gás natural Brasil 8,17 8,69 6,99 Incluindo participação governamental (3) 8,44 6,89 3,45 3,61 2,78 Excluindo participação governamental (3) 3,30 3,04 1,90 2,43 1,81 Óleo bruto e gás natural Internacional 2,36 1,92 Custo de refino (U.S.dólares por boe) 1,11 1,07 0,84 Brasil 1,05 0,95 1,10 1,12 0,87 Internacional 1,09 0,95 Operações de refino e comercialização (Mbpd) Capacidade instalada de processamento primário Brasil Capacidade instalada Carga processada % 84% 85% Utilização 83% 84% Internacional Capacidade instalada % 75% 79% Carga processada 73% 68% Utilização 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 Importação líquida Volume de Vendas (Mbpd) Derivados do Petróleo Álcool e outros Gás Natural Total Distribuição (380 ) (385 ) (410 ) Entre segmentos (382 ) (418) Total Mercado Nacional Exportação Vendas Internacionais Total Mercado Internacional Total (1) Inclui produção de óleo de xisto. (2) Não inclui gás liquefeito e inclui gás reinjetado. (3) Participação governamental é representada por royalties, participação especial e taxa de retenção de áreas. 5

6 ANÁLISE DO DESEMPENHO OPERACIONAL Exploração e Produção A produção de petróleo nacional e gás natural aumentou 2,2% para Mbpd no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 comparada à produção de Mbpd para o setembro de 2002, devido, principalmente, à entrada em produção de novos poços no campo de Marlim e em Espadarte (ESPF) e 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 no período de nove meses findo em 30 de setembro de A produção internacional de petróleo e LGN aumentou para 159 mil barris por dia para o setembro de 2003 quando comparada a 35 mil barris por dia para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2002, devido, principalmente, à inclusão da produção das empresas Petrolera Santa Fe, PELSA e da PEPSA na Argentina, Equador e Venezuela em nosso resultado de produção, bem como ao aumento da produção na Bolívia, reflexo da demanda contratada de gás natural naquele país. Parte deste acréscimo foi compensada pela redução na produção dos campos maduros nas unidades de Angola, Colômbia e Estados Unidos. O custo de extração no Brasil, incluindo as participações governamentais, aumentou 22,5% para U.S.$ 8,44 por boe para os nove meses findos em 30 de setembro de 2003 comparado a U.S.$ 6,89 por boe para o setembro de 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 nacional. Nosso custo de extração internacional aumentou 22,9% para U.S.$ 2,36 por boe, para o setembro de 2003 comparado a U.S.$ 1,92 por boe para o período de nove meses findo em 30 de setembro de Este aumento ocorreu principalmente pela inclusão dos altos custos unitários de extração da Petrolera Santa Fé, PELSA e PEPSA na Argentina, e o aumento dos gastos com o início da produção na unidade San Antonio, na Bolívia. Este aumento foi compensado com a 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. Custos de extração U.S.$/barril O custo de extração no Brasil, excluindo as participações governamentais cresceu 8,6% para U.S.$ 3,30 por barril no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 comparado a U.S.$ 3,04 por barril no período de nove meses findo em 30 de setembro de Este aumento foi devido, basicamente, aos maiores gastos com serviços técnicos associados às atividades de manutenção em linhas de escoamento de petróleo, equipamentos e instalações associadas ao suporte operacional da produção, além do incremento nos gastos com transporte, principalmente nos campos de Marlim, Albacora, Enchova, Namorado, Garoupa, Corvina e Cherne.. 6

7 Custos de refino O custo unitário nacional do refino aumentou 10,5% para U.S.$ 1,05 por boe para os nove meses findo em 30 de setembro de 2003 comparado a U.S.$ 0,95 por boe para o setembro de 2002, devido, principalmente, ao altos gastos com produtos químicos e catalisadores. O custo unitário do refino internacional aumentou 14,7% para U.S.$ 1,09 por boe para o setembro de 2003 comparado a U.S.$ 0,95 por boe para o período de nove meses findo em 30 de setembro de Este aumento foi devido à inclusão dos elevados custos unitários de refino da PELSA e PEPSA, na Argentina e dos maiores gastos com manutenção e operação da EG3, nossa subsidiária Argentina ligada à atividade de downstream. 7

8 ANÁLISE DA CONDIÇÃO FINANCEIRA E RESULTADO DAS OPERAÇÕES RESULTADOS DAS OPERAÇÕES DO PERÍODO DE NOVE MESES FINDO EM 30 DE SETEMBRO DE 2003 COMPARADOS COM OS DO PERÍODO DE NOVE MESES FINDO EM 30 DE SETEMBRO DE 2002 A comparação entre nossos resultados das operações para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 e os do setembro de 2002, foi significativamente afetada pelo aumento de 17,3% na taxa de câmbio média do Real em relação ao dólar norte-americano para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 comparada à taxa de câmbio média do Real em relação ao dólar norte-americano para o setembro de Para facilitar, nós faremos referência à mudança na taxa de câmbio média como 17,3% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano no setembro de 2003, quando comparada ao setembro de Receitas A receita operacional líquida aumentou 35,8% para U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparada à U.S.$ milhões para o setembro de Este aumento é principalmente atribuível ao aumento dos preços de certos derivados do petróleo no mercado nacional para alcançar maior paridade com os aumentos de preço destes derivados do petróleo no mercado internacional (o preço médio do Brent de petróleo, um indicativo internacional de petróleo, aumentou 17,5% de U.S.$ 24,38 durante o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2002 para U.S.$ 28,65 durante o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003). O aumento da receita operacional líquida foi também atribuível em menor grau, a um aumento no volume de vendas no mercado internacional, incluindo as vendas administradas pela PEPSA e PELSA. Estes aumentos foram parcialmente compensados pela redução de 3,9% no volume de vendas no mercado interno, devido principalmente à redução da demanda no mercado brasileiro. As vendas consolidadas de produtos e serviços aumentaram 26,8% para.s.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparadas com U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 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 país (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: Impostos sobre valores adicionados e outros impostos e taxas sobre vendas de produtos e serviços e contribuições sociais. Estes impostos aumentaram 19,8% para U.S.$ milhões para o setembro de 2003, comparados com U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2002, principalmente devido ao crescimento das vendas de produtos e serviços; e CIDE, imposto por transação pago ao Governo Federal, que reduziu 3,1% para U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparados com U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de Esta redução foi principalmente atribuída a 17,3% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano e a redução de 3,9% no volume de vendas no mercado interno para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 comparado ao período de nove meses findo em 30 de setembro de

9 Esta redução foi parcialmente compensada por um aumento na taxa da CIDE cobrada sobre certos derivados de petróleo. Custo das vendas O custo das vendas para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 aumentou 36,0% para U.S.$ milhões, comparado a U.S.$ milhões para o setembro de Este aumento foi devido, principalmente: ao aumento nos custos de importação no valor de U.S.$ 635 milhões foi principalmente atribuível ao aumento dos preços de petróleo e seus derivados no mercado internacional; ao crescimento no custo de aproximadamente U.S.$ 240 milhões relacionado à consolidação da PEPSA e PELSA; ao crescimento líquido do custo das vendas no mercado externo de aproximadamente U.S.$ 126 milhões, atribuível ao aumento do nosso volume de vendas no mercado internacional; e um aumento dos impostos e taxas cobrados pelo Governo Federal que totalizaram U.S.$ milhões para o setembro de 2003, comparados a U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 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 para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparado com U.S.$ 638 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2002, principalmente devido ao crescimento na produção de petróleo durante o período de nove meses findo em 30 de setembro de pelo decréscimo de aproximadamente U.S.$ 230 milhões no custo das vendas referente à redução de 3,9% no volume de nossas vendas no mercado interno; e pelo efeito no nosso custo das vendas quando expresso em dólares norteamericanos de 17,3% de desvalorização do Real em relação ao dólar norteamericano para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, quando comparado ao período de nove meses findo em 30 de setembro de 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 13,5% para U.S.$ milhões para o setembro de 2003, comparadas com U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de Esta redução é principalmente atribuível a 17,3% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 quando comparado ao período de nove meses findo em 30 de setembro de 2002 e a inclusão nas nossas demonstrações contábeis de aproximadamente U.S.$ 132 milhões de custos com abandono, na linha de custos com exploração incluindo poços exploratórios secos. Este decréscimo em depreciação, exaustão e amortização foi, parcialmente, compensado com um aumento em despesas de depreciação, exaustão e amortização de aproximadamente U.S.$ 88 milhões referentes à PEPSA e PELSA, novas subsidiárias. Estes aumentos foram parcialmente compensados pelos seguintes fatores: 9

10 Exploração, incluindo poços exploratórios secos Os custos de exploração, inclusive de poços exploratórios secos, aumentaram 3,3% para U.S.$ 311 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparados com U.S.$ 301 milhões no setembro de Este crescimento é principalmente, atribuível ao aumento de aproximadamente U.S.$ 35 milhões em despesas com poços secos e U.S.$ 24 milhões com custo de abandono para o setembro de 2003, que vinham sendo classificado como depreciação, exaustão e amortização em Este aumento em custo com exploração, incluindo exploração de poços secos, foi parcialmente compensado pelo efeito de 17,3% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano para o setembro de 2003, quando comparado ao setembro de Despesas com vendas, gerais e administrativas As despesas com vendas, gerais e administrativas aumentaram 3,3% para U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparadas com U.S.$ milhões para o setembro de 2002, As despesas com vendas reduziram 10,1% para U.S.$ 715 milhões para o setembro de 2003, comparadas com U.S.$ 795 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de Esta redução foi, principalmente, atribuível ao efeito de 17,3% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, quando comparado ao período de nove meses findo em 30 de setembro de 2002 e foi, parcialmente, compensada pelo crescimento de aproximadamente U.S.$ 20 milhões em despesas de vendas relacionadas com a consolidação da PEPSA e PELSA. As despesas gerais e administrativas aumentaram 21,7% para U.S.$ 707 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparadas com U.S.$ 581 milhões para o setembro de Este crescimento foi parcialmente atribuído ao aumento de U.S.$ 68 milhões nas despesas relacionadas com serviços de consultoria técnica decorrente do crescimento dos serviços de terceiros em nossas atividades não-principais e administrativas, ao aumento de U.S.$ 29 milhões de provisão para participação nos lucros e ao aumento de U.S.$ 36 milhões relacionados com treinamento para empregados e ao aumento de U.S.$ 31 milhões em despesas gerais e administrativas reconhecidas na consolidação da PEPSA e PELSA. Este aumento em despesas com vendas, gerais e administrativas foi parcialmente compensado pelo efeito de 17,3% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, quando comparado ao período de nove meses findo em 30 de setembro de Despesas com pesquisa e desenvolvimento As despesas com pesquisa e desenvolvimento aumentaram 33,0% para U.S.$ 137 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparadas a U.S.$ 103 milhões para o setembro de 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.$ 49 milhões, que foram parcialmente compensados pelo efeito de 17,3% de desvalorização do Real em relação ao dólar norte-americano para o setembro de 2003, quando comparado ao 10

11 setembro de 2002, Participações nos resultados de empresas não consolidadas As participações nos resultados de empresas não consolidadas aumentaram para um ganho de U.S.$ 103 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparada a uma perda de U.S.$ 9 milhões para o setembro de Este aumento foi principalmente atribuível a um ganho de U.S.$ 46 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparado a uma perda de U.S.$ 25 milhões para o setembro de 2002, referente ao resultado financeiro dos nossos investimentos na Compañia Mega uma Companhia Argentina que exerce atividades ligadas ao gás natural, cujo resultado foi afetado negativamente pela desvalorização do peso argentino frente ao dólar norte-americano no período de nove meses findo em 30 de setembro de O aumento das participações nos resultados de empresa não consolidadas foi atribuído também a um ganho de U.S.$ 51 milhões durante o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, resultado dos nossos investimentos em empresas de distribuição de gás natural e petroquímicas, quando comparado com ganho de U.S.$ 15 milhões para o setembro de Receita financeira Nossas receitas financeiras derivam de diversas fontes, incluindo: juros sobre caixa e equivalentes de caixa. A maior parte de nossos equivalentes a caixa são títulos do Governo de curto prazo, incluindo títulos indexados ao dólar norte-americano. Nós detemos também saldos substanciais em depósitos, em dólar 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 33,7% para U.S.$ 606 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparada com U.S.$ 914 milhões para o setembro de Esta redução foi principalmente atribuível à redução da receita com juros em aplicações financeiras de curto prazo, que caiu 74,1% para U.S.$ 180 milhões para o setembro de 2003, comparada com US$ 695 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de A redução na receita financeira é principalmente atribuída à depreciação do valor do Real em relação ao dólar norte-americano para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, quando comparado com a depreciação incorrida no período de nove meses findo em 30 de setembro de Esta redução foi parcialmente compensada pelo aumento na receita financeira de aproximadamente U.S.$ 20 milhões referentes à consolidação da PEPSA e PELSA. Despesas financeiras As despesas financeiras aumentaram 97,3% para U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparadas com U.S.$ 522 milhões para o setembro de Este aumento foi resultado dos financiamentos adicionais e um aumento de aproximadamente U.S.$ 90 milhões em despesas financeiras referentes à consolidação da PEPSA e PELSA. 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.$ 541 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparada com uma despesa de U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de Aproximadamente 90% dos nossos financiamentos estavam expressos em moedas estrangeiras durante o período de 11

12 nove meses findo em 30 de setembro de 2003 e durante o período de nove meses findo em 30 de setembro de O aumento da variação monetária e cambial dos ativos e passivos monetários, líquidos é resultado da apreciação de 17,3% do Real frente ao dólar norte-americano para o setembro de 2003, comparadas com a depreciação de 67,9% do Real frente ao dólar norte-americano durante o período de nove meses findo em 30 de setembro de Despesas com benefícios a empregados As despesas com benefícios a empregados consistem em custos financeiros relacionados com pensão e outros benefícios pósaposentadoria. As despesas com benefícios a empregados aumentaram 13,3% para U.S.$ 391 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparados com U.S.$ 345 milhões para o setembro de Este crescimento nas despesas é atribuído ao aumento de U.S.$ 98 milhões no cálculo atuarial anual do passivo do plano de pensão, compensado parcialmente pelo efeito de 17,3% de desvalorização do Real frente ao dólar norteamericano para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, quando comparado ao período de nove meses findo em 30 de setembro de Outros impostos Outros impostos consistem em diversos impostos sobre valores adicionados, transações e vendas, diminuíram 29,3% para U.S.$ 224 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, comparados com U.S.$ 317 milhões para o setembro de Este decréscimo foi, principalmente, atribuível ao efeito de 17,3% de desvalorização do Real frente ao dólar norte-americano para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, quando comparado ao período de nove meses findo em 30 de setembro de 2002 e a uma redução de U.S.$ 90 milhões dos impostos PASEP / COFINS a pagar referente à ganhos cambiais sobre ativos no exterior, resultante de operações com subsidiárias referentes à 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, para o setembro de 2003, aumentaram para U.S.$ 756 milhões, comparadas com uma despesa de U.S.$ 236 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de Os principais componentes de outras despesas, líquidas para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 foram: provisão no valor de U.S.$ 205 milhões, para perdas 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; despesa de U.S.$ 114 milhões relativa ao ajuste a valor de mercado das turbinas, os quais nós originalmente esperávamos usar em nossos projetos em termoelétricas, mas o que não se confirmou; despesa de U.S.$ 153 milhões relativa a paradas não programadas de instalações e equipamentos industriais; despesas de U.S.$ 75 milhões com propaganda e marketing não relacionadas diretamente com as receitas; e Os principais componentes de outras despesas para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2002, foram: despesa de U.S.$ 151 milhões relativa às contingências contratuais das usinas termelétricas; e despesa de U.S.$ 72 milhões com propaganda e marketing não relacionadas diretamente com as receitas 12

13 Despesa de imposto de renda O lucro antes do imposto de renda, da participação minoritária e da mudança de prática contábil aumentou de U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2002, para U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de Conseqüentemente registramos uma despesa de imposto de renda de U.S.$ milhões para o setembro de 2003, um aumento de 49,2% comparada a uma despesa de U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de O aumento da despesa de imposto de renda não foi proporcional ao aumento do lucro antes do imposto de renda devido à economia fiscal proporcionada pelos juros sobre capital próprio no montante de U.S.$ 357 milhões e a alteração na provisão para valor de realização para o período de noves meses findo em 30 de setembro de 2003, que foi aproximadamente U.S.$ 510 milhões maior do que a do mesmo período de 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 financeiras consolidadas não auditadas em 30 de setembro de A reconciliação entre o imposto calculado pelas alíquotas legais e a despesa de imposto de renda apresentada nas demonstrações contábeis consolidadas é apresentada na Nota 5 nas nossas demonstrações financeiras consolidadas não auditadas, em 30 de setembro 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) resultantes 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. 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 13

14 CONTA PETRÓLEO E ÁLCOOL A Conta Petróleo e Álcool um recebível junto ao Governo Brasileiro tem sido usada para acumular o impacto na Petrobras das políticas de regulamentação do Governo Brasileiro para a indústria de petróleo e gás. Conforme legislação aplicável à Conta Petróleo e Álcool até 31 de dezembro de 2001, tínhamos o direito de compensar os valores devidos ao Governo Brasileiro relativos às políticas de regulamentação da indústria brasileira de petróleo e gás contra os valores a receber o que aumentava e diminuía o saldo da Conta Petróleo e Álcool. Em 30 de junho de 1998, o Governo Federal emitiu, em nosso nome, Notas do Tesouro Nacional Série H, que eram mantidas por um depositário federal, para garantir o pagamento do saldo dessa conta. Em 27 de junho de 2003, a Secretaria do Tesouro Nacional emitiu a Portaria nº 348, autorizando, concomitantemente, o cancelamento de NTNs-H, dadas em garantia do pagamento do eventual saldo devedor da conta, que venceram em 30 de junho de 2003, e a emissão de novas NTNs-H, com as mesmas condições dos títulos anteriores, porém com vencimento para 30 de junho de O valor das NTN em setembro de 2003 era de U.S.$ 58 milhões. O Governo Federal certificou o saldo da Conta Petróleo e Álcool até 30 de junho de As movimentações da Conta Petróleo e Álcool ocorridas no período entre 1º de julho de 1998 e 20 de dezembro de 2002 estão também sujeitas a auditorias a serem realizadas pela Agência Nacional do Petróleo - ANP e o resultado de tais auditorias constituirão a base para o processo de liquidação da Conta Petróleo e Álcool junto ao Governo Federal. Este encontro de contas com a União, deveria ter ocorrido até 31 de dezembro de 2002, conforme disposto na Lei nº , de 13 de maio de 2002, alterada pelo Decreto nº 4.491, de 29 de novembro de Em 26 de junho de 2003, a Medida Provisória 123, artigo 11, convertida na Lei nº de 6 de outubro de 2003, estendeu o prazo para o encontro de contas envolvendo débitos e créditos recíprocos, entre o Governo Federal e nós para 30 de junho de 2004 e automaticamente estendeu o prazo para certificação dos saldos em aberto da Conta Petróleo e Álcool. Como resultado da desregulamentação do mercado brasileiro de petróleo e gás e a legislação em vigor, a partir de 2 de janeiro de 2002, a Conta Petróleo e Álcool não é mais utilizada para ressarcir despesas relacionadas ao abastecimento de derivados de petróleo e álcool para nós e nem para terceiros, O saldo da Conta Petróleo e Álcool, em 30 de setembro de 2003 representava um crédito nosso contra o Governo Federal em U.S.$ 234 milhões, representando um aumento de 28,6% ou U.S.$ 52 milhões quando comparado com o saldo de U.S.$ 182 milhões em 31 de dezembro de O quadro abaixo resume a mutação da Conta Petróleo e Álcool no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003: U.S.$ milhões 30 de setembro de 2003 Saldo Inicial 182 Ressarcimentos a terceiros 5 Ganho na conversão 47 Saldo Final

15 Autos de Infração Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro A Secretaria da Receita Federal, com base na Lei nº 9.537/97, artigo 2º, considera que as plataformas de perfuração e produção não se enquadram no conceito de embarcação e, portanto, não poderiam ser afretadas e, sim alugadas. Com este entendimento, as remessas ao exterior para esta finalidade estariam sujeitas à alíquota de 15% ou 25% de imposto de renda. A Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro lavrou dois Autos de Infração contra nós, referentes a Imposto de Renda Retido na Fonte (IRRF), sobre remessas de pagamento de afretamento de embarcações do tipo plataformas móveis ao exterior, relativos aos exercícios de 1998 e 1999 até Em 17 de fevereiro de 2003, a Receita Federal lavrou auto de infração no montante de R$ 93 milhões (U.S.$ 32 milhões), relativo ao ano de Em 20 de março de 2003 nós apelamos, mas recebemos uma decisão desfavorável da Receita Federal. Recentemente apelamos desta decisão a uma corte administrativa superior competente para julgar este caso. Em 27 de junho de 2003, a Receita Federal lavrou outro Auto de Infração no montante de R$ milhões (U.S.$ milhões), relativos aos anos de 1999 a Nós discordamos dessa interpretação da Receita Federal acerca dos contratos de afretamento, tendo em vista que o próprio Supremo Tribunal Federal já se pronunciou, em acórdão relativo ao IPI, afirmando que plataformas são embarcações, além dos Regulamentos do Imposto de Renda de 1994 e de 1999 suportarem a não tributação (RIR/1994) e alíquota zero (RIR/1999) para as remessas em questão. Em 28 de julho de 2003, nós apelamos o Auto de Infração do dia 27 de junho e estamos aguardando resposta da Secretaria da Receita Federal. 15

16 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, nós assinamos o contrato de Acordo de Aquisição Acionária entre a família Perez Companc e a Fundación Perez Companc, referente à aquisição do controle acionário da Perez Companc S.A. (atual Petrobras Energia Participaciones S.A. PEPSA) e da Petrolera Perez Companc S.A.(atual Petrolera Entre Lomas S.A. - PELSA). Durante o mês de outubro de 2002, em conformidade com a legislação Argentina, os documentos requeridos foram submetidos ao órgão de controle da concorrência do país (CNDC - Comisión Nacional de Defensa de la Competencia) para receber aprovação legal para a transação. Em 13 de maio de 2003, o Comitê de Controle de Concorrência da Argentina (Comisión Nacional de Defensa de la Competencia), agência responsável em reportar a Secretária Argentina de Competições, Regulamentação e Proteção ao Consumidor (Secretaría de la Competencia, la Deregulación y la Defensa del Consumidor), aprovou a aquisição de 58,62% das ações em circulação da PEPSA. e 39,67% das ações em circulação da PELSA através da PETROBRAS Participações S.L, companhia controlada pela PETROBRAS. Como conseqüência da aquisição dos 39,67% das ações em circulação da PELSA e dos 58,62% das ações em circulação da PEPSA que tem participação no capital da PELSA, nós temos o controle acionário da PELSA, correspondente a 50,73% e, em conseqüência, consolidamos a empresa. A aquisição foi consumada principalmente para expandir as nossas operações no mercados internacionais onde tínhamos poucas atividades. Com a aquisição da PEPSA e PELSA, nós tivemos acesso imediato ao mercado da Argentina e ao reconhecimento da marca. O goodwill de US$ 183 milhões gerado na transação é atribuído principalmente às atividades de downstream. O valor de mercado da PEPSA. e da PELSA foi baseado nas expectativas de ganhos futuros nessas companhias, o que equivale à avaliação econômica, considerando os potenciais efeitos da situação econômica na Argentina. Nós pagamos US $689 milhões em dinheiro e US$ 338 milhões em títulos para a família Perez-Companc pela PEPSA e PELSA. A aquisição da PEPSA e PELSA foi registrada pelo método de aquisição contábil e os balanços patrimoniais da PEPSA. e da PELSA foram incluídos na nossa consolidação em 13 de maio de Os resultados da PEPSA e PELSA foram incluídos em nossas demonstrações contábeis consolidadas a partir de 1 de junho de O preço de compra da PEPSA e da PELSA foi alocado baseado no valor justo de mercado dos ativos adquiridos e dos passivos contraídos na data da aquisição, como determinado pelos avaliadores independentes. O valor justo dos ativos líquidos da PEPSA e da PELSA foi baseado no modelo de fluxo de caixa futuro. A PEPSA opera principalmente nas áreas de exploração e produção de petróleo, refino, transporte e comercialização, geração, transmissão e distribuição de energia elétrica e petroquímica. Suas operações são concentradas, principalmente, na Argentina, Bolívia, Brasil, Equador, Peru e Venezuela. A PELSA atua nas atividades de exploração e produção de petróleo e gás na Argentina. 16

17 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: (i) Demonstração do resultado consolidado para o período de noves meses findos em 30 de setembro, Reportado Pró Forma Reportado Pró Forma (Não auditado) (Não auditado) Receita operacional líquida Custos e despesas ( ) ( ) ( ) (12.026) Despesa financeira líquida 117 (64 ) (1.122 ) (1.743) Outros (1.268 ) (1.237 ) (907 ) (892) Despesa de imposto de renda (2.014 ) (2.023 ) (1.350 ) (1.288) Participação minoritária (238 ) (250 ) Efeito acumulado da mudança de prática contábil, líquido de impostos Lucro líquido do período Lucro básico e diluído por ação 5,17 5,17 2,06 1,88 (ii) Reservas nacionais e internacionais de petróleo bruto e gás natural em 31 de dezembro de 2002: Petróleo bruto (milhões de barris) Gás natural(bilhões de pés cúbicos) Reportado Pró-forma Reportado Pró-forma Reservas líquidas provadas e desenvolvidas em 31 de dezembro de , , , ,4 Reservas líquidas não desenvolvidas em 31 de dezembro de , , , ,6 Total 8.954, , , ,0 17

18 RESULTADO SEGMENTADO POR ÁREA DE NEGÓCIOS U.S.$ milhões Período de nove meses findo em 30 de setembro de Lucro líquido por Segmento de Negócio Exploração e Produção Abastecimento Distribuição Gás e Energia (214 ) (213) Internacional (1) 162 (7) Corporativo (228 ) (917) Eliminações (200 ) (271) Lucro Líquido (1) Em 30 de setembro de 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). Informação segmentada A comparação entre nossos resultados das operações para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 e os do setembro de 2002, foi significativamente afetada pelo aumento de 17,3% na taxa de câmbio média do Real em relação ao dólar norte-americano para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 comparada à taxa de câmbio média do Real em relação ao dólar norte-americano para o período de nove meses findo em 30 de setembro de Exploração e Produção O lucro líquido consolidado da nossa área de exploração e produção aumentou 54,7% para U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, quando comparado a U.S.$ milhões apurado para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 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 2,2% na produção de petróleo bruto, LGN e gás natural; e efeito acumulado na mudança de prática contábil, relacionada a custos com compromissos futuros de restauração de áreas, que conduziram a um aumento no resultado de U.S.$ 697 milhões, líquido de imposto de renda. Esses efeitos foram parcialmente compensados pelo aumento de U.S.$ 995 milhões no custo de vendas, principalmente em razão do: aumento de aproximadamente U.S.$ 77 milhões relacionado ao acréscimo do volume do petróleo bruto, gás natural e LGN vendido ou transferido para outros segmentos ; e aumento de aproximadamente U.S.$ 790 milhões em taxas e impostos cobrados pelo governo brasileiro. Abastecimento O lucro líquido consolidado da nossa área de abastecimento aumentou para U.S.$ milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, quando comparado a U.S.$ 542 milhões apurado para o período de nove meses findo em 30 de setembro de

19 Este aumento é atribuído a um acréscimo de U.S.$ milhões nas receitas operacionais líquidas. Este aumento nas receitas operacionais líquidas é função do aumento 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. Este aumento 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 apesar de uma redução de 3,9% no volume de vendas de derivados no mercado nacional, refletindo a redução da demanda do mercado interno. Gás e Energia Nosso segmento de gás e energia registrou um prejuízo líquido de U.S.$ 214 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 quando comparado ao prejuízo de U.S.$ 213 milhões apurado para o período de nove meses findo em 30 de setembro de Este aumento do prejuízo líquido é devido aos seguintes aspectos: aumento de U.S.$ 583 milhões na participação minoritária, principalmente devido aos efeitos da apreciação de 17,3% do valor do real frente ao dólar norte-americano para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, quando comparado à depreciação de 67,9% do valor do real frente ao dólar norteamericano para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2002, no prejuízo líquido da TBG - Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A.; aumento de U.S.$ 302 milhões no custo das vendas resultante principalmente do aumento de 16,2% no volume de gás natural vendido; provisão para pagamento de contingências contratuais não reembolsáveis no montante de U.S.$ 205 milhões, relacionados aos nossos investimentos em termelétricas; e U.S.$ 114 milhões de despesa para ajuste a valor de mercado de equipamento de termoelétricas. Este aumento no prejuízo líquido foi parcialmente compensado pelos seguintes fatores: acréscimo de U.S.$ 371 milhões em receitas operacionais líquidas, resultante do aumento no preço de gás natural e pela elevação de 16,2% no volume vendido; e um decréscimo de U.S.$ 360 milhões das despesas financeiras líquidas principalmente atribuído ao efeito de 17,3% de apreciação do real frente ao dólar norteamericano durante o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 quando comparado com uma depreciação de 67,9% do real frente ao dólar norte-americano durante o período de nove meses findo em 30 de setembro de Distribuição O lucro líquido consolidado do nosso segmento de distribuição aumentou 55,4% para U.S.$ 87 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003, quando comparado a U.S.$ 56 milhões para o período de nove meses findo em 30 de setembro de Este aumento é devido principalmente 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), apesar de uma redução de 6,4% no volume de derivados do petróleo vendido para o setembro de 2002 comparada com o volume vendido no período de nove meses findo em 30 de setembro de 2003 e a uma redução na nossa participação no mercado de derivados do petróleo brasileiro de 32,6% para o período de nove meses findo em 30 de setembro de 2002 para 31,3% para o período de nove meses findo em 30 de setembro de