Nossas reservas provadas no Brasil, estimadas pela administração de acordo com os regulamentos e normas estabelecidos pela U.S.

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1 PETROBRAS DIVULGA RESULTADO DO EXERCÍCIO DE (Rio de Janeiro 19 de março de 2003.) PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. PETROBRAS divulga hoje seus resultados consolidados expressos em dólares norte-americanos, segundo os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América - U.S. GAAP. As vendas brutas de produtos e serviços consolidadas totalizaram U.S.$ milhões, para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, uma redução de 3,4%, comparadas às vendas brutas de produtos e serviços consolidadas para o exercício findo em 31 de dezembro de 2001, que totalizaram U.S.$ milhões. A receita operacional líquida consolidada totalizou U.S.$ milhões, para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, uma redução de 7,9% receita operacional líquida para o exercício findo em 31 de dezembro de 2001, que totalizou U.S.$ milhões. Estas reduções nas vendas brutas de produtos e serviços consolidadas e receita operacional líquida consolidada, foram principalmente devido à desvalorização de 52,3% do Real frente ao dólar norte-americano para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparada a uma desvalorização de 18,7% durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2001, já que os preços dos derivados de petróleo no mercado interno não aumentaram o suficiente para absorver o efeito da desvalorização. As diminuições nas vendas brutas de produtos e serviços e receita operacional líquida consolidadas foram parcialmente reduzidas por um aumento de 104% nos volumes de vendas externas para o exercício findo em 31 de dezembro de O lucro líquido consolidado para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002 diminuiu 33,8% para U.S.$2.311 milhões, comparado com o lucro líquido consolidado de U.S.$ milhões para o exercício findo em 31 de dezembro de 2001, principalmente devido a redução de 7,9% nas receitas operacionais líquidas. O lucro líquido diminuiu de US$ 752 milhões, no terceiro trimestre de 2002, para US$ 73 milhões no quarto trimestre de 2002, principalmente devido a: um aumento nos custos de venda de 37,6%, de US$ milhões no terceiro trimestre de 2002 para US$ milhões no quarto trimestre de 2002, principalmente em função do aumento das despesas imposto pelo governo (participações governamentais), como resultado do aumento na produção de óleo. No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, nós registramos uma despesa líquida relativa a variação cambial e correção monetária de ativos e passivos monetários no valor de U.S.$2.068 milhões devido à desvalorização do Real frente ao dólar norte-americano. No exercício findo em 31 de dezembro de 2001 nós registramos uma despesa líquida com relação a variação monetária e cambial sobre ativos e passivos monetários de U.S.$915 milhões. O lucro por ação para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002 diminuiu para U.S.$ 2,13 por ação, comparado a U.S.$ 3,21 por ação no exercício findo em 31 de dezembro de No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, a produção nacional de petróleo e LGN aumentou aproximadamente 12%, quando comparada ao exercício findo em 31 de dezembro de 2001, alcançando a média de mil barris de óleo por dia. Em agosto de 2002, nós registramos um novo recorde de produção mensal de petróleo e LGN no Brasil, com uma média de mil barris por dia, sendo 77% desta produção proveniente da Bacia de Campos. Nossas reservas provadas no Brasil, estimadas pela administração de acordo com os regulamentos e normas estabelecidos pela U.S. Securities and 1

2 Exchange Commission (the SEC), aumentaram cerca de 14%, representando to bilhões de barris de óleo equivalente para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparado com 8.80 bilhões de barris de óleo equivalente para o exercício findo em 31 de dezembro de O total da produção alcançou 604 milhões de barris de óleo equivalente para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparado com 542 milhões para o exercício findo em 31 de dezembro de No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, a relação entre as nossas reservas provadas e a produção alcançou 16,6 anos. De acordo com o planejamento estratégico de expansão nas nossas operações internacionais através de aquisições, em 17 de outubro de 2002, nós adquirimos 58,6% do capital da Perez Companc S.A., a segunda maior empresa de energia Argentina por um total de aproximadamente U.S.$1.03 bilhão, dos quais U.S.$689 milhões em dinheiro e U.S.$338 milhões em títulos emitidos pela nossa subsidiária Petrobras International Finance Company (PIFCo), aos quais serão pagos 4,75% de coupon anualmente com vencimento em 4 de Outubro de Baseado nos resultados financeiros e no caixa disponível, o Conselho de Administração propôs uma distribuição de dividendos de aproximadamente U.S.$ 781 milhões (U.S.$ 0,72 por ação). Esta distribuição deverá ser submetida à aprovação da Assembléia de Acionistas que será realizada no dia 27 de março de Os U.S.$ 307 milhões já distribuídos aos acionistas em 13 de janeiro de 2003 na forma de juros sobre capital próprio, serão deduzidos do total a ser aprovado. Os dividendos propostos incluem U.S.$310 milhões de juros sobre o capital próprio. Dividendos e juros sobre capital próprio estão sujeitos a retenção de imposto de renda retido na fonte de 15%, exceto para os acionistas imunes e isentos. Nós também adquirimos 39,7% do capital da Petrolera Perez Companc S.A., produtora de hidrocarbonetos na Bacia de Neuquén na Argentina, pela quantia de U.S.$ 50 milhões em dinheiro. As aquisições da Perez Companc e da Petrolera Perez Companc ainda estão sujeitas a aprovação dos órgãos argentinos de regulamentação. Estas Companhias não estão incluídas nas nossas Demonstrações Financeiras Consolidadas de 31 de dezembro de Em 24 de Outubro de 2002, nossa área de exploração e produção internacional também foi expandida através da aquisição da Petrolera Santa Fé, uma empresa argentina de petróleo subsidiária da Devon Energy Corporation, por U.S.$ 90 milhões. 2

3 Comentários do Presidente, Sr. José Eduardo de Barros Dutra Esta é a primeira vez que estou me dirigindo aos senhores acionistas e investidores com o intuito de transmitir os nossos resultados financeiros e operacionais consolidados. Antes de discutir estes resultados, gostaria de compartilhar com os senhores a satisfação e o orgulho pela missão confiada a mim pelo nosso Conselho de Administração de comandar a Petrobras. Em 2002, implementamos certas metas estabelecidas em nosso Planejamento Estratégico, incluindo: a expansão das internacional de nossas atividades internacionais, através da aquisição do controle acionário da Perez Companc S.A.; aumentos na produção de petróleo; e novas descobertas no Brasil. Destaques Operacionais A produção nacional média de petróleo e LGN, no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, aumentou 12% em relação a 2001, atingindo 1,5 milhão de barris por dia (bpd), 0,7% acima da meta estabelecida de 1,49 milhão de bpd em nosso Planejamento Estratégico. Este aumento da produção está relacionado, principalmente, com a interligação de novos poços às plataformas localizadas nos campos de Marlim Sul, Marlim, Albacora e Espadarte, e à entrada em produção da unidade Seillean no Campo de Jubarte, no litoral do estado do Espírito Santo. Também contribuiu para o crescimento da produção a retomada da produção do Campo de Roncador, resultado da operação da FPSO Brasil. Durante o ano, foram perfurados e concluídos 79 poços exploratórios, dos quais 18 foram considerados produtores, resultando num índice de sucesso exploratório de 23%. Nós, também, fizemos 12 novas descobertas de reservas, 2 em terra e 10 no mar. Estas novas descobertas contribuíram para um aumento de 14% nas reservas provadas em relação ao ano anterior. Assim, no Brasil as nossas reservas provadas de óleo, condensado e gás natural atingiram 8,8 bilhões de boe, que representam 16,6 anos levando em consideração a relação reserva por produção. A média diária da produção de derivados nas refinarias instaladas no Brasil e no exterior atingiu mil barris por dia (bpd), valor similar ao desempenho de A participação do petróleo nacional no total do volume de petróleo processado nas refinarias no Brasil aumentou de 76% para 79%,. como resultado dos investimentos e da melhoria contínua de desempenho das nossas refinarias. No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, o nosso lifting cost no Brasil, sem as participações governamentais, foi U.S.$ 3,04 por barril, uma redução de 5,6% comparado ao nosso lifting cost de US$3,22 no exercício findo em 31 de dezembro de Para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, o nosso custo médio do refino no País (incluindo os custos variáveis e excluindo a depreciação e amortização), foi US$ 0,91 por barril, uma redução de 4,2% em relação ao exercício findo em 31 de dezembro de Esta redução é parcialmente explicada pelo fato de que uma parcela significativa dos nossos custos é em Reais, e diminuem quando convertidos para Dólares por uma taxa maior. Como resultado principalmente do nosso aumento da produção nacional de petróleo, as importações líquidas de petróleo e derivados foram de apenas 103 mil barris/dia, representando um decréscimo de 71% em relação ao exercício findo de 31 de dezembro de Destaques Financeiros e corporativos No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, nossos investimentos totais alcançaram US$ milhões, representando um acréscimo de 15,4% em relação ao exercício findo em 31 de dezembro de Este crescimento é principalmente devido ao aumento nos investimentos incorridos, para alcançar o nível de produção estabelecido no nosso Planejamento Estratégico. 3

4 Em fevereiro de 2002, a Petrobras, através de sua subsidiária Petrobras International Finance Company (PIFCo), dando prosseguimento na estratégia de alongar o perfil da dívida e captar recursos a custos menores, realizou a terceira captação no mercado de capitais (as duas primeiras foram em 2001), emitindo senior notes no valor total de US$ 500 milhões. Durante o ano de 2002, nós também realizamos duas emissões de debêntures simples nãoconversíveis no mercado nacional. A primeira foi concluída em 29 de agosto de Foram emitidas 750 mil debêntures simples não-conversíveis com prazo de 10 anos, totalizando US$ 240 milhões. Em 23 de outubro de 2002, emitimos 775 mil debêntures, com prazo de oito anos, totalizando US$ 200 milhões. Em abril de 2002, a PIFCo, renovou seu programa de US Commercial Paper, no valor de US$ 335 milhões. Dando suporte às nossas operações, foram emitidas, ao longo de 2002, garantias bancárias que alcançaram valores em torno de US$ 507 milhões. Em 2002, nós (direta e indiretamente), através das nossas subsidiárias PIFCo e Brasoil, contratamos linhas de crédito no valor total de US$ 619 milhões, sendo US$ 197 milhões de longo prazo (máximo de dez anos) e o restante em até 360 dias. Em novembro de 2002, concluímos a operação de financiamento envolvendo as plataformas de produção de petróleo P-8, P-15 e P-32. A operação, estruturada na modalidade sale-leaseback, atingiu o valor total de US$ 485 milhões, dos quais já foram desembolsados US$ 300 milhões. O prazo do financiamento foi de 8,5 anos. Em 5 de julho de 2002, a Petrobras e a PIFCo obtiveram junto a Securities and Exchange Commission (SEC) um pré-registro de potenciais emissões para os próximos dois anos, o chamado Shelf Registration, que foi efetivamente declarado pela SEC em 16 de Agosto de Durante esse período, a Petrobras e a PIFCo poderão emitir títulos e valores mobiliários, de renda fixa ou variável, no valor de até US$ 8 bilhões. Em julho de 2002, foi iniciado o Programa Recibo de Depósitos DR na Espanha, referente às ações ordinárias e preferenciais emitidas pela Petrobras e teve início a listagem de "Recibos de Depósitos DR" pela Latibex (o mercado da Comercialização da Espanha para títulos da América Latina). Em dezembro de 2002, foi aprovada pelo Conselho de Administração a listagem de ações ordinárias e preferenciais na Bolsa de Valores de Buenos Aires. Eventos subseqüentes ao fechamento do exercício Em 13 de janeiro de 2003, distribuímos remuneração aos acionistas no valor de US$ 307 milhões, sob a forma de juros sobre o capital próprio, correspondendo a US$ 0,28 por ação ordinária e preferencial. Esses dividendos serão descontados dos dividendos propostos para o exercício social de Em 7 de novembro de 2002, o Conselho de Administração da PETROBRAS, para consolidar as operações da Companhia, aprovou a realização, de oferta pública de aquisição das ações da Petrobras Distribuidora S.A.- BR, para cancelamento de registro de companhia aberta, mediante permuta por ações preferenciais a serem emitidas pela PETROBRAS. Em 29 de janeiro de 2003, foi realizado o leilão da oferta pública, no qual se verificou o implemento da condição para cancelamento do registro de companhia aberta da BR Distribuidora. Em 5 de fevereiro de 2003, a Comissão de Valores Mobiliários cancelou o registro de companhia aberta da BR. Em 11 de fevereiro de 2003 comunicamos o adiamento das licitações para a construção das plataformas P-51 e P-52 e a reavaliação das condições de participação de companhias nacionais na construção dessas duas plataformas. De acordo com essa reavaliação, estabeleceremos os novos critérios. 4

5 DESTAQUES FINANCEIROS U.S.$ milhões (exceto lucro por ação e onde for identificado) Quarto Trimestre Para o exercício findo em 31 de dezembro 3T Informações do resultado Vendas brutas Receita operacional líquida Resultado das operações (1) (733 ) (578 ) 529 Despesas financeiras, líquidas (1.700 ) (348) Lucro líquido ,69 0,07 0,13 Lucro líquido por ação preferenciais e ordinárias 2,13 3,21 Outros dados 55,0 43,1 43,0 Margem bruta (%) (2) 49,1 47,8 43,3 34,3 37,1 Margem operacional (%) (3) 40,7 39,4 12,7 1,2 2,5 Margem líquida (%) (4) 10,2 14, EBITDA (5) Endividamento líquido (6) /(Endividamento líquido + Patrimônio líquido) (%) Estrutura de capital (%) (7) (1) Lucro das operações, é a receita operacional líquida (antes da eliminação das receitas entre segmentos), menos: custo das vendas; depreciação, exaustão e amortização; exploração, incluindo poços secos, e perda de valor na recuperação de ativos de produção de petróleo e gás. (2) Margem bruta, é a receita operacional líquida menos o custo de vendas divididos pela receita operacional líquida. (3) Margem operacional, é o resultado das operações dividido pela receita operacional líquida. (4) Margem líquida, é o lucro líquido dividido pela receita operacional líquida. (5) EBITDA ajustado, é o lucro antes do imposto de renda e participação minoritária, menos: receitas financeiras e participação em resultados de empresas não consolidadas, variações monetárias e cambiais sobre ativos e passivos monetários, líquidas, mais despesas financeiras e depreciação, exaustão e amortização. (6) Endividamento líquido, é o endividamento total menos caixa e equivalentes a caixa. Em 31 de dezembro de 2001 e 31 de dezembro de 2002, este item exclui Junior Notes emitidas em conexão com o nosso contas a receber relativo ao programa de securitização, no montante de U.S. $ 150 milhões. (7) 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 (exceto lucro por ação e onde for identificado) Informações do balanço % 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, as obrigações de arrendamento mercantil e financiamentos de projetos. (2) Endividamento líquido, é o endividamento total menos caixa e equivalentes a caixa. Em 31 de dezembro de 2001 e 31 de dezembro de 2002, este item exclui Junior Notes, no montante de U.S. $ 150 milhões. (3) Patrimônio líquido inclui uma perda relativa a Valores a reconhecer como custo periódico de fundo de pensão que totalizou U.S.$ milhões e U.S.$ milhões, nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2002e 2001, respectivamente. (4) Capitalização total significa patrimônio líquido mais endividamento total. Em 31 de dezembro de 2002 o endividamento líquido totalizou U.S.$11.228, um crescimento de 72,7% comparado com 31 de dezembro de 2001, principalmente devido à redução na posição de caixa em função da desvalorização do Real frente ao Dólar bem como a aquisição da Perez Companc, Petrolera Perez Companc e Petrolera Santa Fé pelo valor total de US$ 829 milhões. Estamos realizando esforços para alongar nosso perfil de endividamento, contratando operações de longo prazo e, simultaneamente, liquidando operações de curto prazo. A relação dívida pelo patrimônio alcançou 71% em 31 de dezembro de 2002, quando comparada a 64% em 31 de dezembro de

6 RESUMO DE DADOS OPERACIONAIS Para o exercício Quarto Trimestre findo em 31 de dezembro 3T Média diária da produção de óleo e gás natural Total Óleo bruto e LGN (Mbpd) (1) Brasil Internacional Gás Natural (Mmcfpd) Brasil Internacional Preço médio de venda de petróleo bruto e LGN (dólar norte-americanos por bbl) 24,78 22,79 14,58 Brasil 22,30 19,89 25,65 23,62 19,30 Internacional 23,00 22,32 Preço médio de venda de gás natural (dólar norteamericanos por Mcf) 1,14 1,06 1,34 Brasil 1,22 1,39 1,17 1,55 1,83 Internacional 1,34 2,35 Custo de extração (dólar norte-americano por boe) Óleo bruto e gás natural Brasil 6,99 7,50 5,77 Incluindo participação governamental (2) 7,04 6,51 2,78 3,06 2,91 Excluindo participação governamental (2) 3,04 3,22 1,81 2,48 3,60 Óleo bruto e gás natural Internacional 2,08 2,58 Custo de refino (dólar norte-americano por boe) 0,84 0,81 0,73 Brasil 0,91 0,95 0,87 0,92 1,07 Internacional 0,98 1,15 Operações de refino e comercialização (Mbpd) Brasil Capacidade instalada Carga processada % 82% 83% Utilização 84% 85% Internacional Capacidade instalada Carga processada % 65% 65% Utilização 62% 63% Participação do óleo nacional na carga processada % Importação (Mbpd) Importação de petróleo Importação de derivados Exportação de petróleo Exportação de derivados Importação líquida (1) Inclui produção de óleo de xisto. (2) Participação governamental é representada por royalties, participação especial e taxa de retenção de áreas. 6

7 ANÁLISE DA SITUAÇÃO FINANCEIRA E RESULTADOS DAS OPERAÇÕES Regulamentação de preços e outras políticas governamentais Nossa situação financeira e o resultados das nossas operações foram e muito provavelmente continuarão a ser, impactados de forma substancial pelas condições políticas e econômicas internacionais e do Brasil. - Até 2 de janeiro de 2002 Até 2 de janeiro de 2002, quando a desregulamentação de preços foi totalmente implementada, nossa situação financeira e resultados das nossas operações refletiram, os efeitos das políticas governamentais que foram mantidas, alteradas ou implementadas para lidar com as condições existentes na economia brasileira, incluindo o nível de inflação e o nível do produto interno bruto. Tendo em vista que a regulamentação dos preços do petróleo e derivados era uma das ferramentas que o Governo Federal dispunha para controlar a inflação, o Governo Federal alterava periodicamente os preços pelos quais podíamos vender nossos produtos, com base nas condições políticas e econômicas do Brasil. Regulamentação após 2 de janeiro de 2002 De acordo com a Lei do Petróleo e legislação subseqüente, o mercado de petróleo e seus derivados, no Brasil, foi totalmente desregulamentado a partir de 2 de janeiro de Como parte dessa legislação: O Governo Federal desregulamentou os preços de venda e de realização dos combustíveis e, como conseqüência, a PPE Parcela de Preços Específica, foi extinta; e Foi estabelecido um encargo especial chamado Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico CIDE, incidente sobre importação e venda de combustíveis, através da Lei de 19 de dezembro de A CIDE é um pagamento por transação ao Governo Federal, que deverá ser efetuado pelos produtores, misturadores e importadores, sobre as vendas e as compras de petróleo e derivados por um valor determinado por unidade de medida de comercialização utilizada por cada tipo de produto. Como parte da desregulamentação de preços nos setores de petróleo e gás no Brasil, a partir de 29 de julho de 1998 o Governo Federal alterou a política de regulamentação de preços. De acordo com a política daquele período, o Governo Federal continuava a controlar os preços pelos quais podíamos vender nossos derivados de petróleo, até 2 de janeiro de 2002, quando o controle de preços foi eliminado, de acordo com a Lei

8 Fundo de Pensão significativos no valor das obrigações de fundo de pensão e das despesas correlatas. A determinação das despesas e dos passivos relacionados a fundo de pensão e outras obrigações de aposentadoria requer da PETROBRAS a definição de certas premissas com relação a taxa de desconto, taxa real de aumento salarial e a expectativa de taxa de longo prazo do retorno dos ativos. Cada uma dessas premissas é afetada por estimativas e incertezas, incluindo as relacionadas às condições da economia brasileira a longo prazo. Entretanto, mudanças nas taxas de inflação, taxa de juros e outras variáveis econômicas, não provocaram mudanças nas premissas por parte da PETROBRAS, uma vez que as incertezas de longo prazo da economia brasileira dificultam a aplicação e validação dos princípios definidos pelo USGAAP's. Desta forma, as premissas poderão sofrer alterações no futuro e tais modificações deverão causar efeitos materiais nas demonstrações financeiras. Em particular, a PETROBRAS acredita que a taxa média ponderada de desconto aplicada para determinar o valor presente de futuras obrigações para fundo de pensão e outras obrigações de aposentadoria poderão ser objeto de revisão com intuito de refletir mudanças do mercado financeiro brasileiro. De acordo com os USGAAP's, a taxa de desconto deve refletir o valor justo no qual os benefícios de fundo de pensão poderão ser liquidados, estimulando o uso de taxas de retorno de investimentos de renda fixa de alta qualidade disponíveis no mercado. Nos últimos anos, o governo brasileiro vem emitindo títulos de longo prazo indexados pela inflação que são negociados em um mercado secundário de alta liquidez. Neste contexto, a PETROBRAS acredita que as altas taxas de retorno praticadas no mercado doméstico seriam apropriadas para aumentar as premissas de taxa de desconto, porém existem divergências na interpretação dos USGAAP's com relação a este assunto e, ainda, com o aumento da diferença entre as premissas de taxa de desconto e a taxa real de aumento salarial assumidas. Atualmente, a PETROBRAS vem discutindo este assunto com os auditores, podendo resultar em mudanças no futuro próximo. Estas mudanças poderão resultar em efeitos 8

9 RESULTADO DAS OPERAÇÕES DO EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2002 COMPARADOS COM O DO EXERCÍCIO FINDO EM 31 DE DEZEMBRO DE 2001 A comparação entre os resultados das nossas operações foi impactada, pela desvalorização do Real frente ao dólar norteamericano, devido ao fato da taxa de câmbio média do exercício findo em 31 de dezembro de 2002 ter sido 24,2% superior à registrada no exercício findo em 31 de dezembro de Receitas A receita operacional líquida diminuiu 7,9% para U.S.$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparada à receita operacional líquida de U.S.$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Este decréscimo é principalmente atribuível ao efeito da desvalorização do Real frente ao dólar norte-americano, já que o preço de derivados de petróleo no mercado interno não aumentou o suficiente para absorver o efeito de desvalorização, e à diminuição de 3,0% no volume de vendas no mercado interno, e foi parcialmente compensado por um aumento de 104% no volume de exportações e vendas no mercado internacional para o exercício findo em 31 de dezembro de Estão incluídos nas vendas de produtos e serviços, os valores apresentados a seguir, arrecadados por conta do Governo Federal ou Governos Estaduais: Impostos e taxas sobre vendas de produtos e serviços e contribuições sociais. Estes impostos diminuíram para U.S.$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparados com U.S.$ no exercício findo em 31 de dezembro de 2001, principalmente devido à queda das vendas de produtos e serviços e à redução dos encargos de PASEP/COFINS cobrados durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, porque os valores pagos como CIDE passaram a ser deduzidos do valor adotado como base nos cálculos do PASEP e da COFINS; CIDE, pagamento por transação ao Governo Federal, instituído recentemente, que alcançou a cifra de U.S.$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002; e PPE, Parcela de Preços Específica ou diferença entre o preço mandatado pelo Governo para os derivados de petróleo e o preço de realização permitido pelo Governo, que representou uma despesa de U.S.$ 969 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2001 e que foi eliminada no final de Custo das vendas O custo das vendas no exercício findo em 31 de dezembro de 2002 diminuiu 10,2% para U.S.$ milhões, comparado a U.S.$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Este decréscimo foi devido, principalmente: à redução de importação no valor de, aproximadamente, U.S.$ milhões decorrente principalmente, da eliminação da nossa obrigação legal de importar nafta, o que resultou numa diminuição do custo das vendas; ao efeito da desvalorização do Real frente ao dólar norte-americano sobre o nosso custo de vendas quando expresso em dólares, que resultou em uma redução de aproximadamente U.S.$ 604 milhões (pois 37,1% do nosso custo de vendas é realizada em Reais); e ao decréscimo de aproximadamente U.S.$ 297 milhões referente à redução de 3% no volume de vendas no mercado interno. Essas reduções foram parcialmente compensadas por: um aumento líquido no custo das vendas no exterior de, aproximadamente, U.S.$ 635 milhões, atribuído ao 9

10 crescimento do volume de nossas vendas no mercado internacional e nossas exportações; e um aumento nos impostos e taxas cobrados pelo Governo Federal, que totalizaram US$ milhões para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, quando comparado com US$ milhões do ano de Esses impostos e taxas resultaram em um aumento de aproximadamente US$ 205 milhões e incluíam a taxa de participação especial, (encargo extraordinário cobrado no caso de campos com grandes volumes de produção e/ou rentabilidade) que aumentou para US$ 917 milhões para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, quando comparado com US$ 753 milhões do exercício findo em 31 de dezembro de 2001, devido principalmente ao crescimento da produção de petróleo e derivados e aumentos nas alíquotas dos impostos. Depreciação, exaustão e amortização As despesas de depreciação, exaustão e amortização relativa aos ativos de exploração e produção são calculadas com base no método das unidades produzidas. As despesas de depreciação, exaustão e amortização aumentaram 11,6% para U.S.$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparadas com U.S.$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Esse aumento é principalmente atribuível ao aumento de 12% na produção de petróleo, LGN e gás natural, principalmente na Bacia de Campos, bem como um crescimento nos custos com abandono de área, como resultado do aumento na produção e uma revisão das nossas estimativas de custo e abandono. Tais crescimentos foram parcialmente compensados pelo efeito da desvalorização do Real frente ao dólar norte-americano. Exploração, incluindo poços exploratórios secos Os custos de exploração, incluindo poços exploratórios secos, aumentaram 7,7% para US$ 435 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparados com U.S.$ 404 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Esse aumento é atribuível principalmente, ao crescimento de, aproximadamente, US$ 38 milhões nas despesas com poços secos e US$ 58 milhões em despesas com geologia e geofísica, e foi parcialmente compensado pelo efeito da desvalorização do Real frente ao dólar norteamericano. Perda de valor na recuperação de ativos de produção de petróleo e gás No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, a Companhia registrou um ajuste ao valor de recuperação sobre ativos vinculados a produção de óleo e gás no montante de US$ 75 milhões comparados a um ajuste de US$ 145 milhões para o exercício findo em 31 de dezembro de O valor registrado em 2002 foi para ajustar ao valor de recuperação de certos ativos vinculados a produção de petróleo e gás no Brasil e em Angola. Em 2001 foi para ajustar ao valor de recuperação de certos ativos vinculados a produção de petróleo e gás no Brasil, na Colômbia e nos Estados Unidos. Estes ajustes foram registrados com base na avaliação anual dos nossos campos, usando preços consistentes com aqueles utilizados no nosso plano estratégico da Companhia, descontados à taxa de 10%. Resultado das operações Nosso lucro das operações diminuiu 5,1% para U.S.$9.193 milhões para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, de U.S.$ milhões para o exercício findo em 31 de dezembro de Esta redução foi decorrente, principalmente, da redução na nossa receita operacional líquida, que apresentou redução, principalmente, devido ao efeito da desvalorização do Real frente ao dólar norte-americano e à diminuição de 3,0% no volume de vendas no mercado interno. 10

11 Despesas com vendas, gerais e administrativas As despesas com vendas, gerais e administrativas diminuíram 0.6% para US$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparadas com US$ milhões no exercício findo em 30 de dezembro de As despesas com vendas aumentaram 0.5% para US$ 966 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparadas com U.S.$ 961 milhões no exercício de findo em 31 de dezembro de Apesar de parcialmente compensado pelo efeito da desvalorização do Real nessas despesas quando expressas em dólares norteamericanos, este aumento foi atribuído, principalmente, ao seguinte: US$ 74 milhões na provisão para devedores duvidosos e melhorias em postos de gasolina; US$ 11 milhões em 2002, relativos a despesas da EG3, uma nova subsidiária que opera na Argentina comercializando derivados de petróleo; e aumento no montante de U.S.$ 76 milhões nas nossas despesas relacionadas com serviços de consultoria técnica decorrente do crescimento dos serviços de terceiros em atividades não essenciais. Despesas gerais e administrativas diminuíram 1,9% para U.S.$ 775 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparadas com U.S.$ 790 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Esta redução foi parcialmente atribuída ao efeito da desvalorização do Real nessas despesas quando expressas em dólares norte-americanos, e foi parcialmente compensado pelo aumento de U.S.$ 62 milhões nas nossas despesas relacionadas com serviços de consultoria técnica decorrente do crescimento dos serviços de terceiros em atividades não essenciais. Despesas com pesquisa e desenvolvimento As despesas com pesquisa e desenvolvimento aumentaram 11,4% para U.S.$ 147 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparadas a U.S.$ 132 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Este crescimento está principalmente relacionado ao aumento em investimentos em programas de segurança ambiental e de tecnologias de exploração de petróleo em águas profundas e de refino de, aproximadamente, U.S.$ 41 milhões, que foram parcialmente compensados pelo efeito da desvalorização do Real frente ao dólar norte-americano. Participações nos resultados de empresas não consolidadas As participações nos resultados de empresas não consolidadas foram reduzidas, totalizando uma perda de U.S.$ 178 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparada com um ganho de U.S.$ 8 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Essa redução é atribuível, principalmente a: uma perda de U.S.$ 95 milhões em 2002, referente ao efeito da desvalorização do Peso Argentino frente ao dólar norteamericano, comparada a uma perda de US$ 44 milhões em 2001, que impactou o resultado dos investimentos na Companhia Mega, uma Companhia Argentina que exerce atividades ligadas ao gás natural; uma perda de U.S.$ 94 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, referente aos nossos investimentos em termoelétricas; e uma redução de US$ 17 milhões na receita originada pelos nossos investimentos em empresas petroquímicas no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, quando comparado com o exercício findo em 31 de dezembro de

12 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. Valores a receber do Governo, principalmente a Conta Petróleo e Álcool. A receita financeira diminuiu 16,9% para US$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparada com US$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Esta redução é principalmente atribuível: à redução da receita com juros em aplicações financeiras de curto prazo, que caiu 10,5% para U.S.$ 793 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparada a U.S.$ 886 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2001, principalmente devido ao fato da taxa média de câmbio do exercício findo em 31 de dezembro de 2002 ter sido 24,2% superior à do exercício findo em 31 de dezembro de 2001; bem como a redução na posição de caixa em função da aquisição da Perez Companc, Petrolera Perez Companc e da Petrolera Santa Fé, e da desvalorização do Real frente ao dólar norte-americano; à redução da receita com juros em títulos do Governo (Notas do Tesouro Nacional), que foram transferidos ano passado para a PETROS, nosso plano de pensão para os empregados, para reduzir o nosso passivo atuarial, que diminuiu 83,5% para U.S.$ 40 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparada a U.S.$ 243 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Despesas financeiras As despesas financeiras diminuíram 4,2% para US$ 774 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparadas com US$ 808 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Esta redução foi principalmente atribuída à substituição de uma porção de nossa dívida de curto prazo, contratando novas operações de longo prazo com menores taxas de juros. Variação monetária e cambial dos ativos e passivos monetários, líquidas A variação monetária e cambial dos ativos e passivos monetários, líquidas aumentou 126% para uma despesa de US$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparada com uma despesa de US$ 915 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Aproximadamente 87% dos nossos financiamentos estavam expressos em moedas estrangeiras durante o exercício em 31 de dezembro de 2002 e O crescimento da despesa foi principalmente atribuído ao efeito de 52,3% referente à desvalorização do Real frente ao dólar norteamericano no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, quando comparado com os 18,7% de desvalorização no exercício findo em 31 de dezembro de Despesas com benefícios a empregados As despesas com benefícios a empregados consistem em custos financeiros relacionados com pensão e outros benefícios pósaposentadoria. No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, as despesas com benefícios a empregados diminuíram 24,2%, para US$ 451 milhões, quando comparadas aos US$ 594 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Este decréscimo é principalmente atribuível à redução de US$ 78 milhões na provisão resultante do cálculo atuarial anual do passivo do plano de pensão bem como pela desvalorização do Real frente ao dólar norteamericano. Essas reduções foram parcialmente compensadas por uma despesa de US$ 34 milhões relacionada à migração para o nosso 12

13 novo plano de pensão, bem como taxas administrativas da PETROS no valor de US$ 16 milhões relacionadas com a transferência das NTN-B para a PETROS. Outros impostos Outros impostos consistem em diversos impostos sobre valores adicionados, transações e vendas, que aumentaram 22% totalizando US$ 360 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparados com US$ 295 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Este aumento foi principalmente atribuível a um acréscimo de US$ 79 milhões no PASEP e COFINS que incidem sobre a variação cambial de ativos, resultante de transações com afiliadas com ativos denominados em moeda estrangeira. Esse aumento foi parcialmente compensado pelo efeito da desvalorização do Real frente ao dólar norteamericano. 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. No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, tais despesas aumentaram 92,6% totalizando US$ 857 milhões, comparados a uma despesa de US$ 445 milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Os principais componentes de outras despesas, líquidas, no exercício findo em 31 de dezembro de 2002 foram: pagamentos no valor de US$ 258 milhões, relativos a contingências contratuais não ressarcíveis, incorridas durante o ano, relacionados aos nossos investimentos em usinas termelétricas, resultado da redução da demanda e dos preços baixos de energia; provisão no valor de US$ 201 milhões, para perdas relacionadas aos nossos contratos de fornecimento de gás natural para certas usinas termelétricas para a produção de energia (apesar da redução na demanda e baixos preços de energia, nós temos obrigações contratuais com certas usinas termelétricas para cobrir perdas quando a demanda por energia e os preços pela eletricidade estiverem baixos); despesa de US$ 96 milhões relativa a propaganda e marketing não relacionadas a receitas diretas; provisão de US$ 105 milhões referente a notificações fiscais recebidas do Instituto Nacional de Seguridade Social, ou INSS, conforme descrito abaixo em Notificações do INSS responsabilidade solidária ; despesa de US$ 111 milhões relativa a paradas não programadas de instalações e equipamentos industriais; despesa de U.S.$ 29 milhões relativa à regularização do saldo da Conta Petróleo e Álcool. No exercício findo em 31 de dezembro de 2001, os principais componentes de outras despesas foram: perda de U.S.$ 155 milhões, líquida da indenização de seguro, registrada com relação ao afundamento da P-36; despesa de U.S.$ 405 milhões relativa à redução do saldo das Contas Petróleo e Álcool, decorrente da auditoria do Governo Federal realizada pelo Grupo de Trabalho Interministerial relativa ao período compreendido entre 1 de abril de 1992 a 30 de junho de 1998; provisão de U.S.$ 394 milhões relacionada a créditos incobráveis em relação à construção/conversão das plataformas P-36, P-37, P-38 e P-40; e despesa de US$ 137 milhões relativa a propaganda e marketing não relacionadas a receitas diretas. As perdas no exercício findo em 31 de dezembro de 2001, foram parcialmente compensadas: 13

14 pelo ganho de US$ 89 milhões relativos à venda da PETROBRAS U.K, e pelo ganho de U.S.$ 500 milhões relativo à troca de ativos com a REPSOL-YPF. Despesa de imposto de renda O lucro antes do imposto de renda e da participação minoritária diminuiu 32,6%, para US$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, comparado a U.S.$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Conseqüentemente registramos uma despesa de imposto de renda de US$ milhões para o exercício findo em 31 de dezembro de 2002, uma redução de 17,0%, comparada a uma despesa de U.S.$ milhões para o exercício findo em 31 de dezembro de Os principais fatores que influenciaram esta redução foram: um ganho de U.S.$111 milhões relativo à reversão de provisão de imposto de renda, constituída em anos anteriores, relacionado à privatização da PETROQUISA, registrado em 2001; e US$ 204 milhões de imposto sobre mudanças em provisão para valor de realização registrada em 31 de dezembro de 2002, comparada a U.S.$ 38 milhões em 31 de dezembro 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 3 às Demonstrações Financeiras Consolidadas da PETROBRAS em 31 de dezembro de

15 CONTA PETRÓLEO E ÁLCOOL A Conta Petróleo e Álcool - Recebíveis do Governo Federal tem sido usada para acumular o impacto 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 2002, a PETROBRAS tinha o direito de compensar os valores devidos ao Governo Federal 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. O valor das NTN Série H em 31 de dezembro de 2002 era US$ 46 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 sujeitas a auditorias a serem realizadas pela ANP, e durante novembro de 2002, a ANP recomendou e nós concordamos com a redução do saldo da Conta Petróleo e Álcool em US$ 29 milhões para o período de 1 de julho de 1998 a 20 de dezembro de O resultado de tais auditorias constituirão a base para o processo de liquidação da Conta Petróleo e Álcool junto ao Governo Federal. Após o término da auditoria, a quantia de títulos em garantia do saldo devedor no balanço em 30 de junho de 2003, ou dos créditos securitizados, serão ajustados com o novo saldo calculado, conforme estabelecido na medida provisória nº de 24 de agosto de Levando em consideração que todas as recomendações com relação à Conta Petróleo e Álcool estabelecidas pelo grupo interministerial de trabalho foram implementadas, objetivando a validação do saldo da conta no período de 1 de abril de 1992 a 30 de junho de 1998, não esperamos ajustes significativos por parte da auditoria da ANP para o referido período. Como resultado da desregulamentação do mercado e a legislação em vigor, a partir de 2 de janeiro de 2002, a PPE foi eliminada e a Conta Petróleo e Álcool não será mais utilizada para ressarcir despesas relacionadas ao abastecimento de derivados de petróleo e álcool à nos e a terceiros. O saldo da Conta Petróleo e Álcool, em 31 de dezembro de 2002, nos situava como credora da União em US$ 182 milhões, representando um aumento de 125% ou US$ 101 milhões em relação a 31 de dezembro de Este aumento é principalmente atribuível aos recebimentos de créditos e liquidação de débitos, autorizados pela ANP, no valor de US$ 259 milhões referente aos gastos previstos no Artigo 7º da Lei nº , de 13 de maio de 2002, ( o Programa de Equalização de Custos de Produção de Canade-açúcar para a Região Nordeste). O quadro abaixo resume a mutação da Conta Petróleo e Álcool no exercício findo em 31 de dezembro de 2002: U.S. milhões 31 de dezembro de 2002 Saldo Inicial 81 Adiantamentos (Arrecadação) de PPE (6 ) Ressarcimentos a terceiros 259 Ressarcimentos à PETROBRAS (6 ) Receita Financeira 2 Resultado da auditoria conduzida pelo Governo Federal (29 ) Perda na conversão (119 ) Saldo Final

16 SEGMENTAÇÃO DOS NEGÓCIOS As informações por segmentos foram preparadas com base no SFAS 131 Informações sobre Segmentos Operacionais de uma Empresa e Informações Correlatas ( SFAS 131 ). Nós passamos a operar com os segmentos descritos a seguir: Exploração e Produção - Este segmento engloba as nossas atividades de exploração, desenvolvimento e produção realizadas no Brasil, além das vendas de petróleo bruto e gás natural nos mercados interno e externo. Abastecimento - Este segmento reúne as atividades de refino, logística, transporte e comercialização de petróleo, seus derivados e álcool combustível. Além disso, este segmento abrange nossos investimentos em várias companhias petroquímicas nacionais e em duas usinas de fertilizantes. Distribuição - Este segmento compreende as atividades de distribuição de derivados de petróleo e de álcool combustível realizadas no Brasil pela Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Gás e Energia - Este segmento abrange a comercialização e o transporte de gás natural importado ou produzido no Brasil. Adicionalmente, este segmento compreende as nossas atividades relativas à comercialização de energia elétrica local, assim como os investimentos em companhias locais de transporte de gás natural, em distribuidoras estatais de gás natural, em termelétricas e em companhias de fibra óptica. Internacional - Este segmento envolve as nossas atividades internacionais realizadas em 10 países, incluindo: exploração e produção, abastecimento, distribuição e gás e energia. As funções que não podem ser atribuídas a estes segmentos de negócios estão alocadas ao segmento corporativo da Companhia, notadamente aqueles vinculados à gestão financeira corporativa, o overhead relativo à Administração Central e outras despesas, inclusive as atuariais referentes aos planos de pensão e de saúde. As informações contábeis por áreas de negócio foram elaboradas com base na premissa da contabilidade, objetivando atribuir às áreas de negócio somente os itens sobre os quais estas áreas tenham efetivo controle. Destacamos, abaixo, os principais critérios utilizados na apuração de resultados e ativos por áreas de negócio: a) Receita operacional líquida: foram consideradas as receitas relativas às vendas realizadas a clientes externos, acrescidas dos faturamentos entre as áreas de negócio, tendo como referência os preços internos de transferência definidos entre as áreas; b) No lucro operacional estão computados à receita operacional líquida, os custos dos produtos e serviços vendidos, que são apurados por área de negócio considerando o preço interno de transferência e os demais custos operacionais de cada segmento, bem como as despesas operacionais, nas quais são consideradas as despesas efetivamente incorridas em cada área; e c) Ativos: contemplam os ativos identificados a cada área Receita e lucro líquido do segmento de Gás e Energia encontram-se adicionados à receita e ao lucro líquido do segmento de Exploração e Produção, antes de 1 de janeiro de 2001, pois as mudanças nos sistemas contábeis requeridas para demonstrar essa nova apresentação dos segmentos não permite a segregação da receita e do custo para esses segmentos no períodos anteriores. A 16

17 companhia acredita que essa classificação para a receita e lucro líquido para Gás e Energia não afetará significativamente a apresentação segmentada como um todo. A tabela a seguir apresenta por segmento o resultado consolidado das operações (receitas operacionais líquidas antes da eliminação das receitas entre segmentos, menos: custo das vendas; depreciação, exaustão e amortização; despesas de exploração, incluindo poços secos), refletindo as atividades da PETROBRAS no Brasil e no Exterior nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2002 e 31 de dezembro de Lucro das operações. U.S. $ milhões Exercício findo em 31 de dezembro de Exploração e Produção Abastecimento Distribuição Gás e Energia Internacional

18 O resultado das operações da PETROBRAS diminuiu 5,1% para U.S.$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, quando comparado com U.S.$ milhões no exercício findo em 31 de dezembro de Esse decréscimo foi devido, principalmente, à redução nos preços de venda de petróleo e derivados, conforme mencionado.. 18

19 RESULTADO POR SEGMENTOS DE NEGÓCIOS (em U.S.$milhões) Para o exercício findo em 31 de dezembro de Exploração e produção Abastecimento Gás e energia (190 ) (54 ) Distribuição Internacional (114 ) 24 Corporativo (1.280 ) (1.410 ) Eliminações (320 ) (124 ) Lucro Líquido A comparação entre os resultados das operações tem sido impactada pela desvalorização do Real frente ao dólar norte-americano, devido ao fato da taxa de câmbio média do exercício findo em 31 de dezembro de 2002 ter sido 24,2% superior à registrada no exercício findo em 31 de dezembro de Exploração e Produção No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, o lucro líquido consolidado para o segmento de exploração e produção foi de US$ milhões, 39,9% superior ao exercício findo em 31 de dezembro de 2001 que montou US$ milhões. Este aumento foi principalmente atribuído a um aumento de US$ milhões na receita operacional líquida, como resultado do aumento do preço do petróleo no mercado internacional, e um aumento de 12% na produção de óleo, gás natural e LGN, e foi parcialmente absorvido por: Aumento de US$ milhões no custo de vendas, principalmente, em função de: - acréscimo do volume vendido ou transferido de óleo, LGN e gás natural, no valor de US$468 milhões para outros segmentos de negócios; - maiores gastos com participações governamentais no valor de US$ 206 milhões; - um crescimento nas despesas com materiais e serviços no valor de US$ 75 milhões; Aumento de US$ 150 milhões nas despesas com depreciação, principalmente devido ao aumento de 12% na produção de óleo, LGN e gás natural (principalmente na bacia de Campos), bem como um aumento de 241% na provisão para gastos com abandono de áreas; Aumento de US$ 571 milhões nas despesas financeiras líquidas, principalmente devido ao efeito de 52,3% referente à desvalorização do Real frente ao dólar norte-americano no exercício findo em 31 de dezembro de 2002, quando comparado com os 18,7% de desvalorização em Cabe ressaltar que o resultado líquido consolidado de 2001 foi impactado, de forma extraordinária, pelas perdas decorrentes do acidente com a P-36 no valor de US$ 155 milhões, pela provisão para perda no montante de U.S.$ 394 milhões, sobre contas a receber vinculados a consórcios contratados para construção de plataformas P-36, P-37, P- 38 e P-40, como também, pelo ganho no valor 19

20 de US$ 140 milhões relacionado com a alienação de ativos na troca de negócios com Repsol-YPF. Abastecimento No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, o lucro líquido consolidado do abastecimento foi de US$ 711 milhões, 72% inferior ao exercício findo em 31 de dezembro de 2001 que montou US$ milhões. Os principais itens que afetaram a receita foram: uma redução de US$ milhões na receita operacional líquida, em conseqüência da desvalorização do Real frente ao Dólar bem como uma redução de 3% no volume de vendas interno, e foi parcialmente absorvida por: - uma redução de US$ milhões no custo de vendas, tendo em vista a redução nas importações, face a eliminação da obrigação legal de importação de Nafta, o efeito da desvalorização do Real frente ao dólar no custo incorrido em reais, bem como a redução de 3% no volume de vendas interno. Em 2001, foi apurado um lucro líquido consolidado de US$ 305 milhões decorrente da troca de ativos entre a PETROBRAS e a Repsol-YPF. Gás e Energia No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, o prejuízo foi de US$ 190 milhões, 252% superior, quando comparado ao exercício findo em 31 de dezembro de 2001 que registrou um prejuízo de US$ 54 milhões. Os principais itens que afetaram este resultado foram: pagamentos contingentes para as termelétricas do tipo merchant para contingências contratuais não ressarcíveis incorridas em 2002, no valor de US$ 258 milhões; riscos de prejuízos futuros nos contratos de fornecimento de gás natural com termelétricas para os próximos exercícios, no valor de US$ 201 milhões;; Os acréscimos acima foram parcialmente reduzidos por: US$ 224 milhões atribuídos principalmente a um crescimento na receita financeira referente aos empréstimos para companhias controladas (termelétricas) e sobre adiantamentos a fornecedores de turbinas para as termelétricas. Distribuição No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, a receita líquida consolidada foi de US$ 91 milhões, registrando um aumento de 16,7% quando comparado ao exercício findo em 31 de dezembro de 2001 que registrou uma receita líquida de US$ 78 milhões. Os principais fatores que afetaram a receita foram: Decréscimo de US$ 449 milhões no custo das vendas atribuível à desvalorização do Real frente ao dólar, na parcela do custo que é realizada em Reais, e foi parcialmente reduzida por: Decréscimo de US$ 374 milhões na receita operacional líquida atribuível à desvalorização do Real frente ao Dólar. US$ 59 milhões na provisão para devedores duvidosos e melhorias em postos de gasolina. No exercício findo em 31 de dezembro de 2002, nossa controlada, BR Distribuidora vendeu 162 milhões de barris de derivados de petróleo e teve um market share de 33% no mercado brasileiro de distribuição, essencialmente o mesmo volume distribuído e market share atingido no exercício findo em 31 de dezembro de provisão para possíveis perdas que venham a ocorrer sobre a exposição a 20