petrobras dio a conocer el resultado por el tercer

PETROBRAS DIO A CONOCER EL RESULTADO POR EL TERCER
TRIMESTRE DE 2003 (Río de Janeiro – 25 de noviembre de 2003) – PETRÓLEO
BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS dio a conocer hoy sus resultados consolidados
expresados en dólares estadounidenses, según las prácticas contables aceptadas
en EE.UU.
PETROBRAS arrojó una utilidad neta consolidada por U.S.$ 5.665 millones en el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre de 2003 (un aumento del 153% respecto a igual
período de 2002) e ingresos operativos consolidados netos por U.S.$ 22.648 millones.
• Las ventas consolidadas de productos y
servicios ascendieron a U.S.$ 31.300
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003, un
aumento del 26,8% respecto a los
U.S.$ 24.693 millones por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2002. Los ingresos operativos netos
ascendieron a U.S.$ 22.648 millones por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, un aumento del 35,8%
respecto a ingresos operativos netos por
U.S.$ 16.682 millones por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2002. Los aumentos en las ventas
consolidadas de productos y servicios e
ingresos operativos netos surgieron de
nuestra habilidad de aumentar los precios
de determinados productos derivados del
petroleo en el mercado brasileño para
alcanzar mayor paridad con el aumento de
precios de dichos derivados en los
mercados internacionales.
• Las ventas consolidadas de productos y
servicios ascendieron a U.S.$ 11.314
millones por el tercer trimestre de 2003, un
aumento del 34,9%, respecto a los
U.S.$ 8.388 millones por el tercer trimestre
de 2002. Los ingresos operativos netos
ascendieron a U.S.$ 8.218 millones por el
tercer trimestre de 2003, un aumento de
38,4% respecto a los ingresos operativos
netos por U.S.$ 5.939 millones por el tercer
trimestre de 2002.
• La utilidad consolidada neta ascendió a
U.S.$ 2.238 millones por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2002 respecto a la utilidad consolidada
neta por U.S. $ 5.665 millones por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003. Dicho aumento surgió
principalmente por el aumento del 35,8% en
los ingresos operativos netos y, en menor
medida, por el efecto acumulado del cambio
en los principios contables adoptados por el
primer trimestre de 2003 respecto a pasivos
futuros sobrevenidos por los costos de
restauración, los cuales generaron una
ganancia por U.S.$ 697 millones, neto de
impuestos.
• La utilidad consolidada neta aumentó hasta
U.S.$1.897 millones por el tercer trimestre
de 2003 respecto a U.S.$ 752 millones en el
tercer
trimestre
de
2002,
debido
principalmente al aumento en los ingresos
operativos netos.
• La utilidad por acción en el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2003 aumentó hasta U.S.$ 5,17 por
acción respecto a la utilidad por acción de
U.S.$ 2,06 por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002.
• La deuda neta al 30 de setiembre de 2003
aumentó un 9,0% respecto al 31 de
diciembre de 2002, debido principalmente a
la inclusión de U.S.$ 1.801 millones de la
deuda neta de PEPSA en nuestros balances
generales consolidados y emisión de deuda
de largo plazo por U.S.$ 1.900 millón en los
mercados de capitales internacionales por el
1
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003.
• Nuestra producción nacional de petróleo
crudo y liquidos de gas natural (NGL)
alcanzó un promedio de 1.549 mil barriles
de petróleo equivalente por día en el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, un aumento de 2,2%
respecto a un promedio de 1.515 mil barriles
de petróleo equivalente por día en el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002.
•
El 13 de noviembre de 2003, la dirección de
Petrobras aprobó que se remunerara a los
accionistas bajo la forma de intereses sobre
capital propio por U.S.$ 1.125 millones
(U.S.$ 1,03 por acción). Dicha remuneración
deberá pagarse el 13 de febrero de 2004 y
se deducirá del dividendo calculado sobre la
utilidad neta ajustada para el ejercicio social
de 2003. Esta distribución de intereses
sobre capital propio generó un beneficio de
impuesto a la renta por U.S.$ 357 millones,
ya que, según la ley brasileña, se pueden
deducir las remuneraciones al accionista en
concepto de interés sobre capital propio.
• Nuestros estados contables consolidados al
30 de setiembre de 2003 incluyen los
estados contables de Petrobras Energía
Participaciones S.A. - PEPSA (antes Pérez
Companc S.A. (PECOM)) y Petrolera Entre
Lomas – PELSA (antes Petrolera Pérez
Companc S.A.) al 13 de mayo de 2003,
fecha en que la Comisión Nacional de
Defensa de la Competencia, el ente
regulatorio antitrust de Argentina, aprobó
que adquiriéramos el 58,62% de las
acciones de PEPSA y el 39,67% de las
acciones de PELSA.
Una vez que los estados de resultados de
PEPSA y de PELSA por el período entre el
13 y el 31 de mayo de 2003 no están
disponibles, consolidamos los estados de
resultados de PEPSA y de PELSA al 1ro de
junio de 2003.
Creemos que la inclusión de los estados de
resultados de PEPSA y de PELSA por el
período entre el 13 y el 31 de mayo de 2003
no habría afectado significativamente
nuestra utilidad neta por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2003.
2
COMENTARIOS DEL PRESIDENTE, SR. JOSÉ EDUARDO DE BARROS DUTRA
Este año estamos celebrando los 50 años de
Petrobras y tenemos muchos motivos para
conmemorarlos. Petrobras cumple medio siglo
de existencia, posicionándose como la 15a.
compañía petrolífera más grande del mundo,
la compañía más grande de Brasil y líder en
América latina.
Somos una sociedad de energía que actúa
internacionalmente y busca rentabilidad en
sus negocios, llevando a cabo actividades
fuertemente asociadas a la responsabilidad
ambiental y social. Por lo tanto, es un orgullo
muy grande el premio Balance Social,
categoría Destaque Nacional 2002.
Por el segundo año consecutivo (2001 y
2002), Petrobras está clasificada entre las
diez primeras finalistas por un premio a la
Transparencia Financiera, compitiendo con las
500 mayores y mejores sociedades privadas y
con las 50 mayores estatales de Brasil.
Nuestra importante contribución a Brasil,
medida a través de la recaudación de
impuestos y tributos, ya supera US$ 12 mil
millones para los nueve primeros meses del
año.
Los gastos totales para adquisición de bienes
de uso ascendieron a US$ 4,1 mil millones en
el período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, principalmente en el área
de explotación y producción de petróleo y gas
natural. Como resultado, no sólo la produccíón
creció, sino también hicimos importantes
descubrimientos de petróleo, particularmente
en el estado de Espírito Santo. Sobre bases
consolidadas, en los últimos 12 meses los
descubrimientos
en
Brasil
fueron
aproximadamente 4 mil millones de barriles de
petróleo crudo y 419 mil millones de metros
cúbicos de gas natural, totalizando 6,6 mil
millones de barriles de petróleo equivalente,
potencialmente recuperables.
En este escenario positivo Petrobras cumple
50 años con energía renovada y el desafío de
seguir creciendo en los 50 años venideros.
.
La valuación positiva de Petrobras por parte
del mercado quedó evidenciada por la exitosa
captación de U.S.$ 750 millones en títulos en
el mercado internacional de capitales en el
tercer trimestre de 2003. El fuerte interés
demostrado por parte de los inversores
internacionales resultó en que los papeles se
agotaran en tiempo récord con una demanda
bastante superior a su colocación.
También firmamos contratos que posibilitarán
financiación por U.S.$ 1 mil millones para la
implementación del Proyecto Redes. Este
proyecto comprende la extensión de las redes
de gasoductos de las regiones sudeste y
nordeste de Brasil, que ampliaría la capacidad
de transporte de gas natural en el nordeste
por 9 millones de metros cúbicos por día a la
región nordeste y por 13 millones de metros
cúbicos/día en la región sudeste.
3
DATOS FINANCIEROS
Destacados Financieros
2T-2003
10.408
7.387
160
1.459
3T-2003
11.314
8.218
(199)
1.897
3T-2002
8.388
5.939
(733)
752
1,33
1,73
0,69
1,33
1,73
0,69
47,5
19,8
46
66
50,3
23,1
43
67
55,0
12.7
52
70
26,03
28,41
26,95
2,9814
2,9324
3,1233
2,8720
2,9234
3,8949
(1)
(2)
(3)
(4)
Datos del estado de resultados
Ventas de productos y servicios
Ingresos operativos netos
Ingresos (gastos) financieros netos
Utilidad neta
Ganancias básicas y diluidas por acción ordinaria y
preferida
Antes del efecto de cambios en principios
contables
Después del efecto de cambios en principios
contables
Millones de U.S. $
(excepto por la utilidad por
acción o cuando se indique lo
contrario)
Período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre
2003
2002
31.300
24.693
22.648
16.682
117
(1.122)
5.665
2.238
Otros datos
(1)
Margen bruto (%)
(2)
Margen neto (%)
(3)
Deuda neta/(Deuda neta + patrimonio neto) (%)
(4)
Índice de endeudamiento (%)
Indicadores financieros y económicos
Crudo Brent (US$/bbl)
Tipo de cambio comercial promedio para venta de
dólares estadounidenses (R$/U.S.$)
Tipo de cambio comercial para venta de dólares
estadounidenses al cierre del período (R$/U.S.$)
2,06
4,53
2,06
5,17
51,2
25,0
43
67
51,3
13,4
52
70
28,65
24,38
3,1334
2,6712
2,9234
3,8949
El margen bruto se calcula como ingresos operativos netos menos el costo de ventas, dividido por ingresos operativos netos.
El margen neto se calcula como la utilidad neta dividida por ingresos operativos netos.
La deuda neta incluye la deuda de corto plazo,la deuda de largo plazo, obligaciones por arrendamiento de capital y financiaciones de proyectos, menos
caja y equivalentes de caja y "Junior Notes" por U.S.$ 298 millones.
El índice de endeudamiento se calcula como pasivo corriente incrementado por pasivos no corrientes, dividido por la suma del total de pasivos y el total
del patrimonio neto.
Millones de U.S. $
Datos del balance general
Total del activo
(1)
Total de la deuda
Corriente
Largo Plazo
(2)
Deuda neta
(3)
Patrimonio neto
(3)
Total de capitalización
(1)
(2)
(3)
(4)
(4)
30.09.2003
48.360
19.659
3.284
16.375
12.237
16.077
35.736
31.12.2002
32.018
14.680
1.986
12.694
11.229
9.301
23.981
Porcentual
de cambio
(30.09.2003
respecto al
31.12.2002)
51,0
33,9
65,4
29,0
9,0
72,9
49,0
30.09.2002
28.787
13.311
2.114
11.197
9.549
8.708
22.019
La deuda total incluye deuda de corto plazo, deuda de largo plazo, obligaciones por arrendamiento de capital y financiaciones de proyectos.
La deuda neta incluye deuda de corto plazo, deuda de largo plazo, obligaciones por arrendamiento de capital y financiaciones de proyectos, menos
caja y equivalentes de caja y "Junior Notes" por U.S.$ 298 millones.
El patrimonio neto incluye pérdid as no reconocidas por U.S.$ 1.645 millones al 30 de setiembre de 2003, U.S.$ 1.361 millones por el ejercicio social
finalizado el 31 de diciembre de 2002 y por U.S.$ 1.112 millones al 30 de setiembre de 2002, en cada caso relacionado con “Montos no reconocidos
como costo de pensión periódico neto”.
El total de capitalización refleja el patrimonio neto incrementado por la deuda total.
4
DESTACADOS OPERATIVOS
Período de nueve
meses finalizado el 30 de
setiembre
2003
2002
2T-2003
3T-2003
3T-2002
1.775
1.512
263
2.226
1.452
774
1.727
1.562
165
2.046
1.524
522
1.560
1.526
34
1.638
1.494
144
25,21
23,39
26,16
22,19
25,40
25,65
1,81
1,03
1,87
1,07
1,10
1,17
Producción diaria promedio de petróleo crudo y gas
Petróleo crudo y NGLs (Mbpd) (1)
Brasil
Internacional
(2))
Gas natural (Mmcfpd)
Brasil
Internacional
Precio de venta promedio de petróleo crudo y NGL
(dólares estadounidenses por bbl)
Brasil
Internacional
Precio de venta promedio de gas natural (dólares
estadounidenses por M cf)
Brasil
Internacional
8,17
3,45
1,90
8,69
3,61
2,43
6,99
2,78
1,81
"Lifting costs" (dólares estadounidenses por boe)
Petróleo crudo y gas natural – Brasil
Incluyendo participación del
( )
Excluyendo participación del
( )
Petróleo crudo y gas natural – Internacional
1,11
1,07
0,84
Costos de refinación (dólares estadounidenses por
Brasil
1,10
1,12
0,87
2.085
2.085
2.022
1.956
1.605
82%
1.956
1.674
84%
1.931
1.650
85%
129
115
89%
129
96
75%
91
59
79%
80
80
82
269
127
95
360
125
91
364
225
56
203
231
57
242
214
120
273
218
154
1.478
27
174
1.679
413
(380 )
1.712
590
102
692
2.404
1.542
39
194
1.775
440
(385 )
1.830
591
219
810
2.640
1.615
41
157
1.813
446
(410 )
1.849
630
27
657
2.506
Internacional
Operaciones de refinación y marketing (Mbpd)
Capacidad instalada de procesamiento primario
Brasil
Capacidad instalada
Carga primaria
Utilización
Internacional
Capacidad instalada
Carga primaria
Utilización
Petróleo crudo doméstico como % de la carga
procesada
Importaciones (Mbpd)
Petróleo crudo
Productos derivados de petróleo
Gas, alcohol y otros
Exportaciones (Mbpd)
Petróleo crudo
Productos derivados de petróleo
Importaciones netas
Volumen de ventas (miles de bpd)
Productos derivados de petróleo
Alcohol y otros
Gas natural
Total
Distribución
Ventas entre empresas del grupo
Total de ventas en el mercado interno
Exportaciones
Ventas en el mercado internacional
Total del mercado internacional
Total
(1)
Incluye producción de reservas de aceite de esquisto bituminoso.
(2)
No incluye gas natural licuado. Incluye gas reinyectado.
(3)
La participación del gobierno incluye regalías, participación especial y alquiler de áreas.
1.708
1.549
159
1.992
1.488
504
1.550
1.515
35
1.668
1.542
126
27,09
23,77
22,13
22,81
1,75
1,31
1,28
1,27
8,44
3,30
2,36
6,89
3,04
1,92
1,05
0,95
1,09
0,95
2.085
2.022
1.956
1.651
83%
1.931
1.645
84%
129
92
73%
91
56
68%
81
80
322
121
86
335
213
62
223
224
82
240
214
156
1.500
32
172
1.704
427
(382 )
1.749
594
229
823
2.572
1.600
34
148
1.782
456
(418 )
1.820
600
45
645
2.465
5
ANALISIS DE LOS DEST ACADOS OPERATIVOS
Exploración y Producción
La producción nacional de petróleo bruto y gas
natural aumentó un 2,2% a 1.549 mil barriles
por día por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003, respecto
a 1.515 mil barriles por día por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre de
2002, principalmente a raíz de la entrada en
producción de nuevos pozos en los campos de
Marlim y Espadarte (ESPF) y de la instalación
del sistema de producción en el campo de
Marlim Sul. La entrada en producción de FPSO
Brasil en el campo de Roncador en diciembre
de 2002 y la entrada en producción del campo
de Jubarte en octubre de 2002 y del campo de
Coral en febrero de 2003 también coadyuvaron
al aumento de la producción por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre de
2003.
La producción de petróleo crudo y líquidos de
gas natural internacionales ascendieron a 159
mil barriles por día por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto a 35 mil barriles por día por el período
de nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2002, principalmente a raíz de la inclusión de
la producción de Petrolera Santa Fe, PELSA y
PEPSA en Argentina, Ecuador y Venezuela en
nuestros resultados de producción, así como
también al aumento de la producción en Bolivia
debido a la mayor demanda por gas natural gas
en aquel país. Parte de dicho aumento se
compensó por la menor producción en campos
maduros en Angola, Colombia y en los EE.UU.
"Lifting Costs"
Marlim,
Albacora,
Enchova,
Garoupa, Corvina y Cherne.
Namorado,
Nuestros "lifting costs" en Brasil, incluyendo la
participación del gobierno, aumentaron un
22,5%, ascendiendo a U.S.$ 8,44 por barril
equivalente de petróleo por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto a U.S.$ 6,89 por barril equivalente de
petróleo por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002, a raíz del
nuevo
cargo de
participación especial
determinada por el volumen más alto de
producción del campo de Marlim Sul, la
inclusión de Canto do Amaro y Roncador como
campos sujetos a impuesto de participación
especial y a raíz del aumento en los precios de
referencia domésticos para petróleo crudo
nacional.
Nuestros
"lifting
costs"
internacionales
aumentaron un 22,9%, ascendiendo a
U.S.$2,36 por barril equivalente de petróleo por
el período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, respecto a U.S.$ 1,92 por
barril equivalente de petróleo por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre de
2002. Dicho aumento surgió principalmente
debido a la incorporación de los "lifting costs"
unitarios más altos de Petrolera Santa Fe,
PELSA y PEPSA, así como también debido al
aumento de gastos por la entrada en producción
del bloque de San Antonio en Bolivia. Dicho
aumento fue parcialmente compensado por la
disminución de los gastos por manutención en
el campo de Arauca y por el menor consumo de
gas natural y diesel en el campo Upia, ambos
en Colombia.
Nuestros "lifting costs" en Brasil, excluyendo la
participación del gobierno, aumentaron un 8,6%,
ascendiendo a U.S.$ 3,30 por barril equivalente
de petróleo por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003, respecto
a U.S.$ 3,04 por barril equivalente de petróleo
por el período de nueve meses finalizado el 30
de setiembre de 2002. Dicho aumento surgió
principalmente por gastos más altos por
servicios
técnicos
para
actividades
de
manutención en líneas de flujo de petróleo,
equipos e instalaciones que apoyan la
producción, así como también gastos más altos
de transporte asociados con los campos de
6
Costos de refinación
Los costos de refinación unitarios domésticos
aumentaron un 10,5%, ascendiendo a
U.S.$1,05 por barril equivalente de petróleo por
el período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, respecto a U.S.$ 0,95 por
barril equivalente de petróleo por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre de
2002, principalmente debido a los costos más
altos de productos químicos y catalizadores.
Los
costos
internacionales
unitarios
de
refinación
aumentaron
un
14,7%,
ascendiendo a U.S.$ 1,09 por barril equivalente
de petróleo por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003, respecto
a U.S.$ 0,95 por barril equivalente de petróleo
por el período de nueve meses finalizado el 30
de setiembre de 2002. Dicho aumento surgió
principalmente a raíz de la incorporación de los
costos unitarios de refinación mas elevados de
PELSA y PEPSA en Argentina, así como
también del aumento de gastos relacionados
con manutención y operación de EG3, nuestra
subsidiaria
argentina que
focaliza
sus
operaciones sobre la distribución "downstream".
.
7
ANÁLISIS DE LA CONDICIÓN FINANCIERA Y RESULTADOS OPERATIVOS
RESULTADOS OPERATIVOS POR EL PERÍODO DE NUEVE MESES FINALIZADO EL 30 DE
SETIEMBRE DE 2003 RESPECTO AL PERÍODO DE NUEVE MESES FINALIZADO EL 30 DE
SETIEMBRE DE 2002
La comparación entre nuestros resultados
operativos por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003 y el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre
de
2002
fue
afectada
significativamente por el aumento de 17,3% en
el tipo de cambio promedio Real/Dólar
estadounidense por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003 respecto
al tipo de cambio promedio entre el Real y el
dólar estadounidense por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2002.
Para facilitar, nos referimos a dicha variación en
el tipo de cambio promedio como “la
disminución del 17,3% en el valor del Real
frente al dólar estadounidense por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre de
2003, respecto al período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002.”
raíz de la disminución de la demanda de
consumo en Brasil.
Las ventas consolidadas de productos y
servicios aumentaron un 26,8%, ascendiendo a
U.S.$ 31.300 millones por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto a U.S.$ 24.693 millones por el período
de nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2002, principalmente a raíz del aumento del
precio de determinados productos derivados en
los mercados internacionales y del aumento del
volumen de ventas fuera de Brasil (ventas
internacionales).
Las ventas de productos y servicios incluyen los
siguientes importes recaudados al gobierno
federal o a los gobiernos de los estados
brasileños:
•
Valor agregado y otros impuestos sobre
ventas de productos y servicios y
contribuciones a la seguridad social. Dichos
impuestos
aumentaron
un
19,8%,
ascendiendo a U.S.$ 4.655 millones por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, respecto a U.S.$ 3.887
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002,
principalmente a raíz del aumento en las
ventas de productos y servicios; y
•
CIDE, el impuesto por transacción debido al
gobierno federal, que disminuyó un 3,1%,
totalizando U.S.$ 3.997 millones por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, respecto a U. S.$ 4.124
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002. Dicha
disminución surgió principalmente de la
disminución de un 17,3% en el valor del
Real frente al dólar estadounidense y a la
disminución de un 3,9% en el volumen de
ventas domésticas por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de
2003, respecto al período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002. Dicha
disminución fue parcialmente compensada
con el aumento en la tasa de CIDE sobre
Ingresos
Los ingresos operativos netos aumentaron un
35,8%, ascendiendo a U.S.$ 22.648 millones
por el período de nueve meses finalizado el 30
de setiembre de 2003, respecto a U.S.$ 16.682
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002. Dicho
aumento surge principalmente de nuestra
habilidad de aumentar los precios de
determinados productos en el mercado
brasileño para alcanzar mayor paridad con el
aumento de precios de dichos productos
derivados en los mercados internacionales (el
precio promedio del petróleo crudo Brent, que
es un producto de referencia internacional,
aumentó un 17,5%, ascendiendo de U.S.$ 24,38
durante el período de nueve meses finalizado el
30 de setiembre de 2002 a U.S. $ 28,65 durante
el período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003). El aumento en los ingresos
operativos netos también surgió, en menor
medida, de un aumento en los volúmenes de
venta fuera de Brasil (ventas internacionales), lo
que incluye ventas por PEPSA y PELSA. Estos
aumentos fueron parcialmente compensados
con la disminución de un 3,9% en el volumen de
venta en el mercado interno principalmente a
8
determinados
petróleo.
productos
derivados
del
Costo de ventas
El costo de ventas por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003
aumentó un 36,0%, ascendiendo a U.S.$ 11.058
millones, respecto a U.S.$ 8.131 millones por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002. Dicho aumento se originó
principalmente por:
•
un aumento por U.S.$ 635 millones en el
costo
de
importación,
surgido
principalmente del aumento en los precios
de petróleo crudo y productos derivados de
petróleo en los mercados internacionales;
•
un aumento por U.S.$ 240 millones en los
costos asociados con la consolidación de
PEPSA y PELSA;
•
un aumento neto en el costo de ventas fuera
de Brasil por aproximadamente U.S.$ 126
millones, surgido del aumento en nuestro
volumen de ventas en los mercados
internacionales; y
•
un aumento en impuesto y tasas impuestas
por el gobierno brasileño, ascendiendo a
U.S.$ 2.201 millones respecto a U.S.$ 1.411
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002.
Dichos impuestos y tasas incluidas en el
cargo de participación especial (cargo
adicional a pagar en caso de alta
producción y/o rentabilidad de nuestros
campos) ascendieron a U.S.$ 1.171
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto a U.S.$ 638 millones por el período
de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002 a raíz del aumento en
nuestra producción de petróleo crudo por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003.
Estos
aumentos
compensados por:
•
fueron
parcialmente
un aumento por aproximadamente U.S.$230
millones en el costo de ventas respecto a la
reducción de un 3,9% en el volumen de
nuestras ventas domésticas; y
•
efecto sobre nuestro costo de ventas
expresadas en dólares estadounidenses de
la disminución de un 17,3% en el valor del
Real frente al dólar estadounidense por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, respecto por el período
de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002.
Depreciación, agotamiento y amortización
Calculamos la depreciación, el agotamiento y la
amortización respecto a los activos de
explotación y producción con base en el método
de unidades de producción. Gastos por
depreciación, agotamiento y amortización
disminuyeron un 13,5%, totalizando U.S.$ 1.322
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003, respecto
a U.S.$ 1.528 millones por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2002.
Dicha disminución surgió principalmente de la
disminución de 17,3% en el valor del Real frente
al dólar estadounidense por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002, así como
también a la inclusión, en nuestros estados
contables, de aproximadamente U.S.$132
millones por costos de abandono asentados en
el rubro “explotación, incluyendo pozos
exploratorios secos”. La disminución en
depreciación, agotamiento y amortización fue
parcialmente compensada por un aumento en
los gastos por depreciación, agotamiento y
amortización por aproximadamente U.S.$ 88
millones con relación a PEPSA y PELSA.
Explotación, incluyendo pozos exploratorios
secos
Los costos de explotación, incluyendo pozos
exploratorios secos, aumentaron un 3,3%,
ascendiendo a U.S.$ 311 millones por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, respecto a U.S.$ 301
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002. Dicho
aumento surgió principalmente del incremento
por aproximadamente U.S.$ 35 millones por
gastos de pozos secos y U.S.$ 24 millones por
costos de abandono por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003.
Estos costos y gastos fueron contabilizados en
el
rubro
“depreciación,
agotamiento
y
amortización” en 2002. El aumento en costos
exploratorios, incluyendo pozos exploratorios
9
secos, fue parcialmente compensado por el
efecto de la disminución de un 17,3% en el valor
del Real frente al dólar estadounidense por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, respecto al período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre de
2002.
Gastos por comercialización, generales y
administrativos
consolidación de PEPSA y PELSA. Dicho
aumento
en
gastos
generales
y
administrativos
fue
parcialmente
compensado por el efecto de la disminución
de un 17,3% en el valor del Real frente al
dólar estadounidense por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2003, respecto al período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2002.
Gastos por investigación y desarrollo
Los gastos por comercialización, generales y
administrativos
aumentaron
un
3,3%,
ascendiendo a U.S.$ 1.422 millones por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, respecto a U.S.$ 1.376
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002.
• Los
gastos
por
comercialización
disminuyeron
un
10,1%,
totalizando
U.S.$715 millones por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto a U.S.$ 795 millones por el período
de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002. Dicha disminución surgió
principalmente del efecto de la reducción de
un 17,3% en el valor del Real frente al dólar
estadounidense por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto al período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002, y fue
parcialmente compensado por el aumento de
aproximadamente U.S.$ 20 millones en
gastos por comercialización reconocidos por
la consolidación de PEPSA y PELSA.
• Los gastos generales y administrativos
aumentaron un 21,7%, ascendiendo a
U.S.$707 millones por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto a U.S.$ 581 millones por el período
de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002. Dicho aumento surgió
principalmente del aumento por U.S.$68
millones en gastos relacionados con
servicios de consultoria técnica por el
aumento en la tercerización de actividades
generales y administrativas seleccionadas y
de apoyo, un aumento por U.S.$ 29 millones
en los gastos relacionados con nuestro
programa de utilidades compartidas, un
aumento por U.S.$ 36 millones en los gastos
relacionados con el entrenamiento de
empleados y un aumento por U.S.$ 31
millones
en
gastos
generales
y
administrativos
reconocidos
por
la
Los gastos por investigación y desarrollo
aumentaron un 33,0%, ascendiendo a U.S.$137
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003, respecto
a U.S.$ 103 millones por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2002.
Dicho aumento surgió principalmente de
nuestras inversiones en programas de
seguridad ambiental y de aguas profundas y de
tecnologias de refinación por aproximadamente
U.S.$ 49 millones, habiendo sido parcialmente
compensada por el efecto de la disminución de
un 17,3% en el valor del Real frente al dólar
estadounidense por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003, respecto
al período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002.
Participación
en
los
resultados
sociedades no consolidadas
de
La participación en los resultados no
consolidados aumentó, resultando en una
ganancia por U.S.$ 103 millones por el período
de nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2003, respecto a una pérdida por U.S.$ 9
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002. Dicho
aumento surgió principalmente de una ganancia
por U.S.$ 46 millones por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto a una pérdida por U.S.$ 25 millones
por el período de nueve meses finalizado el 30
de setiembre de 2002 relacionada con los
resultados financieros de nuestra tenencia
societaria en Compañia Mega, sociedad
argentina dedicada a actividades con gas
natural y adversamente afectada por la
devaluación del peso argentino frente al dólar
estadounidense por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002. El
aumento en la tenencia societaria en
sociedades no consolidadas también surgió de
una ganancia por U.S.$ 51 millones por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
10
setiembre de 2003, originados de nuestras
inversiones en sociedades petroquímicas y de
distribución de gas natural, respecto a una
ganancia por U.S.$ 15 millones por el período
de nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2002.
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002. Dicho
aumento surgió principalmente de nuestra
deuda adicional y de un aumento por
aproximadamente U.S.$ 90 millones en gastos
financieros reconocidos
cuando
de la
consolidación de PEPSA y PELSA.
Utilidad financiera
La utilidad financiera se origina de varias
fuentes, incluyendo:
•
interés sobre caja y equivalentes de caja. La
mayoría de nuestros equivalentes de caja
son títulos de corto plazo del gobierno
brasileño, incluyendo títulos indexados por
el dólar estadounidense. También llevamos
saldos
en
depósitos
en
dólares
estadounidenses;
•
títulos del gobierno de largo plazo
adquiridos por la privatización de nuestros
activos petroquímicos; y
•
Cuentas
a
cobrar
del
gobierno,
principalmente la Cuenta Petróleo y Alcohol.
La utilidad financiera disminuyó un 33,7%,
totalizando U.S.$ 606 millones por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre de
2003, respecto a U.S.$ 914 millones por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002. Dicha disminución surgió
principalmente de la reducción en la utilidad
financiera de inversiones de corto plazo, que
cayó un 74,1%, totalizando U.S.$ 180 millones
por el período de nueve meses finalizado el 30
de setiembre de 2003, respecto a U.S.$ 695
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002. La
reducción en la utilidad financiera surgió
principalmente de la disminución en el valor del
Real frente al dólar estadounidense por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, respecto al por el período
de nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2002. Dicha disminución fue parcialmente
compensada por un aumento en la utilidad
financiera por aproximadamente U.S.$ 20
millones reconocidos por la consolidación de
PEPSA y PELSA.
Gastos financieros
Variación monetaria y cambiaria
activos y pasivos monetarios, netas
sobre
La variación monetaria y cambiaria neta sobre
activos y pasivos monetarios devengó ganancia
por U.S.$ 541 millones por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto a una pérdida por U.S.$ 1.514 millones
por el período de nueve meses finalizado el 30
de setiembre de 2002. Un 90% de nuestro
endeudamiento fue denominado en monedas
extranjeras durante cada uno de los períodos de
nueve meses finalizados el 30 de setiembre de
2003 y 2002. El aumento en la variación
monetaria y cambiaria neta sobre activos y
pasivos monetarios surgió principalmente del
efecto de un 17,3% de valuación del Real frente
al dólar estadounidense por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto a un 67,9% de devaluación del Real
frente al dólar estadounidense por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre de
2002.
Gastos por beneficios a empleados
Los gastos por beneficios a empleados
consisten en costos financieros de pensiones y
otros beneficios pagados luego de la jubilación
de los empleados.
Nuestros gastos por
beneficios a empleados aumentaron un 13,3%,
ascendiendo a U.S.$ 391 millones por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, respecto a U.S.$ 345
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002. Dicho
aumento de costos surgió del incremento por
U.S.$ 98 millones en el cálculo actuarial anual
del pasivo del plan de pensión. El aumento fue
parcialmente compensando por el efecto de un
17,3% de devaluación del Real frente al dólar
estadounidense por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003, respecto
al período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002.
Los gastos financieros aumentaron un 97,3%,
ascendiendo a U.S.$ 1.030 millones por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, respecto a U.S.$ 522
11
Otros impuestos
Otros impuestos, compuestos por varios
impuestos al valor agregado, transacciones y
ventas, disminuyeron un 29,3%, totalizando
U.S.$ 224 millones por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto a U.S.$ 317 millones por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre de
2002. Dicha disminución surgió principalmente
de la devaluación de un 17,3% del Real frente al
dólar estadounidense por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto al período de nueve meses finalizado
el 30 de setiembre de 2002, y disminución por
U.S.$
90 millones en los
impuestos
PASEP/COFINS a pagar por ganancias
monetarias
sobre
activos
a
raíz
de
transacciones con afiliadas cuyos activos estén
denominados en monedas extranjeras.
Otros gastos netos
Otros
gastos
netos
están compuestos
principalmente por ganancias y pérdidas
contabilizadas sobre ventas de activos fijos,
gastos generales de propaganda y marketing y
determinadas cargas no recurrentes. Otros
gastos netos por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003
ascendieron a U.S.$ 756 millones, respecto a
gastos por U.S.$ 236 millones por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre de
2002. Las cargas más significativas por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003 fueron las siguientes:
• provisión de U.S.$ 205 millones para
pérdidas
sobrevenidas
en
nuestras
inversiones en determinadas centrales
termoeléctricas
debido
a
nuestras
obligaciones contractuales con determinadas
centrales eléctricas para cubrir pérdidas
cuando los precios por la demanda de
energía y electricidad sean bajos;
• gastos por U.S.$ 114 millones por reducción
del costo o ajuste a mercado respecto a
turbinas que originalmente esperábamos
utilizar
en
nuestros
proyectos
termoeléctricos, que sin embargo no más
pretendemos utilizar en dichos proyectos;
• gastos por U.S.$ 75 millones por gastos
generales con propaganda y marketing no
relacionados con ingresos directos.
Las cargas no recurrentes más significativas por
el período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002 fueron las siguientes:
•
pérdida por U.S.$ 151 millones por
contingencias contractuales respecto a
centrales termoeléctricas; y
• gastos generales de propaganda y marketing
por U.S.$ 72 millones no rleacionaos con
ingresos directos.
Beneficio (gasto) de impuesto a la renta
La utilidad antes de los impuestos a la renta,
participación minoritaria y cambios en principios
contables, ascendió de U.S.$ 3.214 millones
por el período de nueve meses finalizado el 30
de setiembre de 2002 a U.S.$ 7.220 millones
por el período de nueve meses finalizado el 30
de setiembre de 2003. Como resultado,
contabilizamos gastos por impuesto a la renta
por U.S.$ 2.014 millones por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre de
2003, un aumento de 49,2% respecto a un
gasto por U.S.$ 1.350 millones por el período
de nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2002. El aumento en los gastos por
impuesto a la renta no fue proporcional al
aumento en la utilidades antes de impuestos a
raíz de los beneficios generados a partir del
interés sobre capital propio por U.S.$ 357
millones y el efecto del cambio en la provisión
para pérdidas por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003, el cual
fue aproximadamente U.S.$ 510 millones más
que en el mismo período de 2002.
La reconciliación entre el impuesto calculado
con base en las tasas estatutarias para gasto de
impuesto a la renta y tasas efectivas se describe
en la Nota 5 a los estados contables
consolidados no auditados al 30 de setiembre
de 2003.
• gastos por U.S.$153 millones por paradas no
programadas de fábrica y equipos; y
12
Efecto acumulado
principios contables
por
el
cambio
en
En el primer trimestre de 2003, devengamos
ganancia por U.S.$ 697 millones (neto de
U.S.$359 millones de impuestos), a raíz de la
adopción del SFAS No. 143 – Contabilización
de Obligaciones por Desmantelamiento de
Activos. El ajuste surgió de la diferencia en el
método de provisión de costos para
restauración de sitios según el SFAS 143,
respecto al método requerido por el SFAS 19 –
Contabilización Financiera y Emisión de
Informes por Sociedades Productoras de
Petróleo y Gas.
Según el SFAS 19,
aprovisionamos costos para renovación de
CUENTA DE PETRÓLEO Y ALCOHOL
La Cuenta de Petróleo y Alcohol – a Cobrar del
Gobierno Federal viene siendo utilizada para
acumular el impacto causado por las políticas
regulatorias del gobierno federal aplicadas al
sector de petróleo y gas en Brasil.
Según la legislación aplicable a la Cuenta de
Petróleo y Alcohol hasta el 31 de diciembre de
2001, teníamos el derecho a compensar los
importes debidos al gobierno federal respecto a
las políticas regulatorias aplicadas al sector de
petróleo y gas por la cuenta a cobrar que
aumentó y disminuyó la Cuenta de Petróleo y
Alcohol.
El 30 de junio de 1998, el gobierno federal
emitió Títulos del Tesoro Nacional - Serie H a
nuestro nombre, que fueron consignados a un
depositario federal para apoyar el saldo de
dicha cuenta. El 27 de junio de 2003, la
Secretaría del Departamento del Tesouro
Nacional emitió la Instrucción Administrativa No.
348, autorizando la cancelación de 138.791
NTN-H, con vencimiento el 30 de junio de 2003
y mantenidos como garantía del pago del
eventual saldo negativo en la Cuenta de
Petróleo y Alcohol, y la emisión de nuevos
138.791 NTN-H, sujetos a los mismos plazos
pero con vencimiento el 30 de junio de 2004. El
importe de los títulos en circulación al 30 de
setiembre de 2003 ascendió a U.S.$ 58
millones.
El gobierno federal certificó el saldo de la
Cuenta de Petróleo y Alcohol al 30 de junio de
1998. Los cambios en la Cuenta de Petróleo y
unidades “upstream” en forma proporcional a la
vida productiva de los activos. Según el SFAS
143, contabilizamos el valor de mercado de las
obligaciones por desmantelamiento de activos
como pasivos en una base descontada cuando
incurridos, lo que generalmente sucede cuando
se instalan los activos. El ajuste de la utilidad
antes descripto se originó de la reversión de los
pasivos más altos acumulados según el SFAS
19 a efectos de ajustarlos a un valor presente
más bajo a raíz de la transición al SFAS 143.
Véase la Nota 3 a los estados contables
consolidados no auditados al 30 de setiembre
de 2003.
Alcohol para el período entre el 1o. de julio y el
20 de diciembre de 2002 están siujetos a
auditorías por la Agencia Nacional de Petróleo ANP, y los resultados de la auditoría serán la
base para la cancelación de la cuenta con el
gobierno federal. La cancelación de las cuentas
con el gobierno federal debería haber finalizado
el 31 de diciembre de 2002, según la Ley No.
10453 del 13 de mayo de 2002, modificada por
el Decreto No. 4491 de 29 de noviembre de
2002. El 26 de junio de 2003, la Medida
Provisional No. 123, artículo 11, convertida en la
Ley Nº 10742 del 6 de octubre de 2003,
prorrogó el plazo para cancelación de las
cuentas que involucraban deudas y créditos
recíprocos entre nuestra Sociedad y el gobierno
federal hasta el 30 de junio de 2004, por lo tanto
extendiendo automáticamente el plazo para
certificación del saldo en abierto de la Cuenta
de Petróleo y Alcohol.
A raíz de la desregulación del mercado de
petróleo y gas en Brasil y de la correspondiente
legislación, vigente a partir del 2 de enero de
2002, la Cuenta de Petróleo y Gas no se utiliza
más para reintegrar gastos por suministro de
alcohol y produtos derivados del petróleo a
nuestra Sociedad y a terceros.
El saldo de la Cuenta de Petróleo y Alcohol al
30 de setiembre de 2003 representa un crédito
a favor de nuestra Sociedad con el gobierno
federal por U.S.$ 234 millones, es decir, un
aumento por 28,6% ó U.S.$ 52 millones
respecto al saldo de U.S.$182 millones al 31 de
diciembre de 2002.
A continuación se resumen los cambios en la Cuenta de Petróleo y Alcohol por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de 2003:
13
Saldo inicial
Reintegros a terceros
Ganancia de conversión
Saldo final
Millones de U.S. $
30 de setiembre de
2003
182
5
47
234
ACTUACIÓN IMPOSITIVA – DIRRECCIÓN GENERAL IMPOSITIVA EN RÍO DE JANEIRO
La Dirección General Impositiva en Río de
Janeiro, según la Ley No. 9537/97, artículo 2,
considera que las plataformas de explotación y
producción no pueden clasificarse como
embarcaciones marítimas y por lo tanto no
deberían ser fletadas sino alquiladas. Con base
en esta interpretación, remesas al exterior en el
marco de acuerdos para fletamento comercial
estarían sujetas a una tasa del 15% ó 25%.
La Dirección General Impositiva labró dos actas
de infracción a nuestra Sociedad por
el
impuesto a la renta retenido en la fuente (IRRF)
sobre fletamento de embarcaciones de
plataformes móviles respecto a los años 1998 y
del 1999 al 2002.
El 17 de febrero de 2003, la Dirección General
Impositiva labró un acta de infracción por R$ 93
millones (U.S.$ 32 millones) respecto a litigios
involucrando impuestos en el año 1998. El 20
de marzo de 2003, planteamos una apelación,
que fue denegada por la Dirección General
Impositiva. Recientemente planteamos una
apelación para que el tribunal de más alta
instancia juzgara la cuestión.
El 27 de junio de 2003, la Dirección General
Impositiva labró otra acta de infracción por
R$3.064 millones (U.S. $ 1.066 millones) por el
período entre los años 1999 y 2002.
No estamos de acuerdo con la interpretación de
la Dirección General Impositiva respecto a los
contratos de fletamento, una vez que la Corte
Suprema Federal, en cuanto al IPI (Impuesto al
Consumo), falló que las plataformas marítimas
deben ser clasificados como embarcaciones
marítimas. Además, las Regulaciones de
Impuesto a la Renta por el año 1994 y 1999
apoyan la “no tasación” (RIR/1994) y la
“alícuota cero” (RIR/1999) para las remesas en
tela de juicio.
El 28 de julio de 2003, planteamos una
apelación en contra del acta de infracción
labrada el 27 de junio, pero todavía no
recibimos respuesta de la Dirección General
Impositiva.
14
ADQUISICIÓN DE PARTICIPACIÓN EN PETROBRAS ENERGÍA PARTICIPACIONES S.A.– PEPSA
(ANTES PEREZ COMPANC S.A.) Y PETROLERA ENTRE LOMAS S.A. – PELSA (ANTES
PETROLERA PEREZ COMPANC S.A.)
El 17 de octubre de 2002, celebramos el
Acuerdo Final de Adquisición de Acciones con
la familia Perez Companc y la Fundación Perez
Companc, completando la adquisición del
control accionario de Perez Companc S.A.
(actualmente Petrobras Energia Participaciones
S.A – PEPSA) , y Petrolera Perez Companc
S.A. (actualmente Petrolera Entre Lomas S.A PELSA). En octubre de 2002, de acuerdo con la
legislación
argentina,
se
presentó
la
documentación necesaria a la agencia national
antitrust (CNDC - Comisión Nacional de
Defensa de la Competencia) a efectos de lograr
aprobación para la transacción.
El 13 de mayo de 2003, el Comité Argentino
Antitrust (Comisión Nacional de Defensa de la
Competencia), agencia subordinada a la
Secretaría de la Competencia, la Desregulación
y la Defensa del Consumidor, aprobó la compra
del 58,62% del capital accionario de PEPSA y
del 39,67% del capital accionario de PELSA por
PETROBRAS Participações S.L., sociedad
controlada por PETROBRAS. A raíz de la
compra del 39,67% de participación accionaria
de PELSA, juntamente con la adquisición del
58,62% de la participación de PEPSA en el
capital accionario de PELSA, tenemos el control
accionario
del 50,73% en PELSA y
consolidamos la entidad.
La adquisición se dio principalmente para
expandir nuestras operaciones en mercados
geográficos donde llevamos a cabo poca
actividades. A través de la adquisición de
PEPSA y PELSA, logramos acceso inmediato al
mercado argentino y aprovechamos el
reconocimiento favorable de la marca. La llave
por U.S.$183 millones generada por la
transacción surge principalmente de las
actividades “downstream”.
El precio de compra pagado a PEPSA y a
PELSA se basó en el modelo de valuación
económica de ganancias futuras que se espera
devenguen dichas empresas, tomando en
consideración factores significativos incluyendo
los efectos potenciales de la situación
económica de Argentina. Pagamos U.S.$ 689
millones al contado y U.S.$ 338 millones en
títulos a la familia Perez-Companc por nuestra
participación en PEPSA y PELSA.
Las adquisiciones de PEPSA y de PELSA
fueron contabilizados utilizándose el método
contable de compra (“Purchase Method”), y los
balances generales de PEPSA y de PELSA
fueron incluidos en nuestros estados contables
consolidados a partir del 13 de mayo de 2003.
Los estados de resultados de PEPSA y de
PELSA fueron incluidos en nuestros estados
o
contables consolidados a partir del 1 . de junio
de 2003. El precio de compra de PEPSA y de
PELSA fue asignado con base en el valor de
mercado de los activos adquiridos y en los
pasivos asumidos a la fecha de adquisición,
según determinado por los valuadores
independientes.
El valor de mercado del patrimonio neto de
PEPSA y PELSA se basó en los modelos del
flujo de caja futuro no descontado de PEPSA y
PELSA.
PEPSA opera principalmente en las áreas de
exploración y producción de campos de
petróleo,
refinación,
transporte
y
comercialización, generación de energía
eléctrica,
transmisión
y
distribución
y
petroquímicos. Sus actividades son conducidas
principalmente en Argentina, Bolivia, Brasil,
Ecuador, Perú y Venezuela. PELSA opera
principalmente en el sector de explotación y
producción de petróleo y gas en Argentina.
15
El resumen de las informaciones financieras pro forma no auditadas a continuación presenta los
resultados operativos consolidados como si la adquisición de PEPSA y PELSA hubiera ocurrido al
comienzo de los períodos presentados:
(i) Estados de Resultados Consolidados por el Período de Nueve Meses Finalizado el 30 de
Setiembre
2003
2002
Pro forma
Según
Pro forma
Según
(no
reportado
auditado)
reportado (no auditado)
Ingresos operativos netos
Costos y gastos
Gastos financieros netos
Otros
Gasto por impuesto a la renta
Participación minoritaria
Efecto acumulado del cambio
en principios contables,
neto de impuestos
Utilidad neta por el período
Ganancias básicas y diluidas
por acción
22.648
(14.277 )
117
(1.268 )
(2.014 )
(238 )
23.195
(14.649 )
(64 )
(1.237 )
(2.023 )
(250 )
16.682
(11.439 )
(1.122 )
(907 )
(1.350 )
374
17.503
(12.026 )
(1.743 )
(892 )
(1.288 )
489
697
5.665
700
5.672
2.238
2.043
5,17
5,17
2,06
1,88
(ii) Reservas nacionales e internacionales de petróleo crudo y gas natural al 31 de diciembre de
2002:
Petróleo crudo
(millones de barriles)
Según
Pro forma
reportado
Reservas netas probadas y
desarrolladas al 31 de
diciembre de 2002
Reservas netas no
desarrolladas al 31 de
diciembre de 2002
Total
Gas natural (mil millones
de pies cúbicos)
Según
Pro forma
reportado
4.007,6
4.331,8
5.936,4
6.700,4
4.947,3
5.217,0
3.536,4
4.085,6
8.954,9
9.548,8
9.472,8
10.786,0
16
SEGMENTOS DE NEGOCIO
.
UTILIDAD NETA POR SEGMENTO DE NEGOCIO
Millones de U.S. $
Por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre
2003
2002
Exploración y Producción
4.715
3.048
Abastecimiento
1.343
542
Distribución
87
56
Gas y Energía
(214 )
(213)
Internacional (1)
162
(7)
Corporativo
(228 )
(917)
Eliminaciones
(200 )
(271)
Utilidad Neta
5.665
2.238
(1) Al 30 de setiembre de 2003, el segmento de negocios internacionales incluye las operaciones en
Argentina de Petrolera Santa Fe (adquirida en octubre de 2002), PEPSA y PELSA (ambas
adquiridas en mayo de 2003).
Información sobre el Segmento
La comparación entre nuestros resultados
operativos por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003 y por
el período de nueve meses finalizado el 30
de
setiembre
de
2002
fue
significativamente afectada por el aumento
de 17,3% en el tipo de cambio promedio
entre el Real y el dólar estadounidense por
el período de nueve meses finalizado el 30
de setiembre de 2003 respecto al tipo de
cambio promedio entre el Real y el dólar
estadounidense por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de
2002.
Exploración y Producción
La utilidad neta consolidada devengada por
nuestro segmento de exploración y
producción
aumentó
un
54,7%,
ascendiendo a U.S.$ 4.715 millones por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003, respecto a U.S.$ 3.048
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002.
Dicho aumento surgió principalmente de:
•
aumento por U.S.$ 2.280 millones en
ingresos operativos netos a raíz del
incremento en el precio de petróleo
crudo en los mercados internacionales
y aumento del 2,2% en la producción
de petróleo crudo, NGL y gas natural; y
•
el efecto acumulado del cambio en
principios contables relacionado con
pasivos futuros por costos de
restauración de sitios que generó un
aumento en nuestra utilidad neta por
U.S.$ 697 millones, neto de impuestos.
Estos
efectos
fueron
parcialmente
compensados por un aumento de
U.S.$995 millones en costo de ventas,
compuesto principalmente por:
•
un aumento por aproximadamente
U.S.$
77
millones
en
costos
relacionados con volúmenes de
petróleo crudo, gas natural y NGL
vendidos o transferidos a otros
segmentos de negocios; y
•
un aumento por aproximadamente
U.S.$ 790 millones en impuestos y
tasas requeridos por el gobierno
brasileño.
Abastecimiento
La utilidad neta consolidada por nuestro
segmento de abastecimiento ascendió a
U.S.$ 1.343 millones por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2003, respecto a U.S.$ 542 millones
por el período de nueve meses finalizado el
2002.
Dicho aumento surgió principalmente del
incremento por U.S.$ 4.701 millones en
ingresos operativos netos. Este aumento
en ingresos operativos netos surgió
principalmente de nuestra capacidad de
aumentar los precios de determinados
productos derivados de petróleo en el
mercado brasileño para alcanzar mayor
paridad entre los precios reajustados de
estos productos derivados de petróleo en
los mercados internacionales.
17
Este
aumento
fue
parcialmente
compensado por el incremento de
U.S.$3.604 millones en el costo de ventas,
principalmente a raíz del aumento de los
precios de importación de petróleo crudo y
productos derivados y de aumentos en los
precios de productos transferidos de otros
segmentos, pese al hecho de que el
volumen de ventas en el mercado brasileño
disminuyó un 3,9% como resultado de
reducción en la demanda de consumo en
Brasil.
Gas y Energía
Nuestro segmento de Gas y Energía
sobrevino una pérdida neta por U.S$ 214
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto a una pérdida neta por U.S.$ 213
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002. Este
aumento en la pérdida neta surgió
principalmente debido a:
•
un aumento por U.S.$ 583 millones en
la
participación
minoritaria,
principalmente debido a los efectos de
la revaluación del 17,3% del Real
frente al dólar estadounidense durante
el período de nueve meses finalizado el
30 de setiembre de 2003, respecto a la
devaluación de un 67,9% del Real
frente al dólar estadounidense durante
el período de nueve meses finalizado el
30 de setiembre de 2002, sobre la
pérdida neta de Transportadora
Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A.
– TBG;
•
un aumento por U.S.$ 302 millones en
costo de ventas, debido principalmente
al incremento del 16,2% en el volumen
de ventas de gas natural;
•
una provisión por U.S.$ 205 millones
para pagos de contingencia contractual
no reintegrable respecto a nuestras
inversiones
en
centrales
termoeléctricas; y
•
gastos por U.S.$ 114 millones por
reducción de costo o ajuste a mercado
en equipo termoeléctrico.
Este aumento en pérdida
compensado parcialmente por:
•
neta
fue
un aumento por U.S.$ 371 millones en
los ingresos operativos netos, debido
principalmente al aumento en los
precios de gas natural, y aumento del
16,2% en el volumen de ventas de gas
natural; y
•
una disminución por U.S.$ 360 millones
en gastos financieros netos, surgida
principalmente del efecto de la
revaluación del 17,3% del Real frente
al dólar estadounidense durante el
período de nueve meses finalizado el
30 de setiembre de 2003, respecto a la
devaluación del 67,9% del Real frente
al dólar estadounidense durante el
período de nueve meses finalizado el
30 de setiembre de 2002.
Distribución
La utilidad neta consolidada por nuestro
segmento de distribución aumentó un
55,4%, ascendiendo a U.S$ 87 millones por
el período de nueve meses finalizado el 30
de setiembre de 2003, respecto a U.S$ 56
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002. Este
aumento
surgió
principalmente
del
incremento por U.S.$ 1.007 millones en
ingresos operativos netos a raíz del
aumento en los precios de venta de
petróleo a refinerías (aumentamos estos
precios de venta para mantener nuestro
margen bruto), pese la reducción de un
6,4% en el volumen de productos derivados
de petróleo vendidos por el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2003 respecto al volumen vendido por el
período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002 y la disminución de
nuestra participación de mercado en el
mercado de productos derivados de
petróleo en Brasil del 32,6% por el período
de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002 al 31,3% por el período
de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2003.
Este aumento en la utilidad neta
consolidada fue parcialmente compensado
por aumento de U.S$ 976 millones en costo
de ventas, reflejando el aumento en los
precios de productos derivados del petróleo
a refinerías.
Internacional
La utilidad neta consolidada de nuestro
segmento internacional aumentó por
U.S.$ 162 millones por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de
18
2003, respecto a una pérdida neta de
U.S.$7 millones por el período de nueve
meses finalizado el 30 de setiembre de
2002. Este aumento surgió principalmente
de:
•
nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2002.
un aumento por U.S.$ 820 millones en
ingresos operativos netos a raíz de
aumento en los precios de productos
derivados de petróleo en los
mercados internacionales y de
aumento en el volumen de ventas por
PEPSA y PELSA; y
•
un aumento por U.S.$ 57 millones en
resultados
de
sociedades
no
consolidadas, principalmente debido a
los resultados de nuestras inversiones
en Compañia Mega que generaron
ganancia por U.S.$ 46 millones por el
período de nueve meses finalizado el
30 de setiembre de 2003, respecto a
una pérdida por U.S.$ 25 millones por
el período de nueve meses finalizado
el 30 de setiembre de 2002.
Este
aumento
fue
parcialmente
compensado por un incremento de
U.S.$ 377 millones en costo de ventas,
por un aumento de USS.$ 103 millones en
depreciación, agotamiento y amortización,
por um aumento de U.S.$ 72 millones en
gastos de comercialización, generales y
administrativos y por un aumento de
U.S.$ 89 millones en gastos por deudas
netas, surgidos principalmente del
aumento en las operaciones de nuestras
subsidiarias en Argentina.
Corporativo
La pérdida consolidada sobrevenida por las
unidades que componen nuestro segmento
corporativo
disminuyó
un
75,1%,
totalizando una pérdida neta por U.S.$ 228
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2003,
respecto a la pérdida neta por U.S.$ 917
millones por el período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre de 2002.
Dicha disminución surgió principalmente de
la reducción por U.S.$ 746 millones en
gastos por deuda netos, surgidos
principalmente del efecto de la revaluación
del 17,3% del Real frente al dólar
estadounidense durante el período de
nueve meses finalizado el 30 de setiembre
de 2003, respecto a la devaluación del
67,9%
del Real frente
al dólar
estadounidense durante el período de
19
Estado de Resultados
(No auditado)
(en millones de dólares estadounidenses, excepto para cantidad de acciones y datos por acción)
Período de nueve meses
finalizado el 30 de setiembre
2T-2003
3T-2002
3T-2003
10.408
11.314
(1.639 )
(1.382 )
(1.629 )
(1.467 )
8.388
Ventas de productos y servicios
Menos:
Valor agregado y otros impuestos sobre ventas y
(1.291 ) servicios
(1.158 )
Contribución por Intervención en el Dominio
Económico (C IDE)
5.939 Ingresos operativos netos
7.387
8.218
(3.880 )
(345)
(134 )
(27 )
(444 )
(46 )
(4.876 )
(4.086 )
(564 )
(110 )
(2.675 )
(687 )
(92 )
(518 )
(46 )
(5.324 )
(433 )
(32 )
(3.919 )
91
(14 )
(304 )
1
393
(474 )
33
240
(75 )
478
(146 )
(79 )
(284 )
(258 )
(118 )
(129 )
(78 )
(176 )
(581 )
(898 )
(83 )
(139 )
(199 )
(1.121 )
2.253
2.313
(596 )
(65 )
(661 )
(741 )
371
(370 )
(133 )
(46 )
1.459
1.897
2003
Costo de ventas
Depreciación, agotamiento y amortización
Exploración, incluyendo pozos secos
Pérdida de valor de activos
Gastos por comercialización, generales y administrativos
Gastos por investigación y desarrollo
Total de costos y gastos
Participación en los resultados de sociedades no
consolidadas
Ganancia financiera
Gasto financiero
Variación monetaria y de cambio sobre activos y
pasivos monetarios netos
Gastos por beneficios a empleados
Otros impuestos
Otros gastos netos
634.168.418
462.369.507
1,33
1,33
1.897
634.168.418
462.369.507
1,73
1,73
31.300
24.693
(4.655 )
(3.997 )
(3.887 )
(4.124 )
22.648
16.682
(11.058 )
(1.322 )
(311 )
(27 )
(1.422 )
(137 )
(14.277 )
(8.131 )
(1.528 )
(301 )
(1.376 )
(103 )
(11.439 )
103
606
(1.030 )
(9 )
914
(522 )
541
(391 )
(224 )
(756 )
(1.151 )
(1.514 )
(345 )
(317 )
(236 )
(2.029 )
Utilidad antes de impuestos a la renta, participaciones
minoritarias y cambio en principios contables
Gasto por impuesto a la renta
(354 )
Corriente
(73 )
Diferidos
(427 )
Total de gastos por impuesto a la renta
7.220
3.214
(2.253 )
239
(2.014 )
(1.139 )
(211 )
(1.350 )
Participación minoritaria en resultados de subsidiarias
consolidadas
(238 )
899
280
752
Utilidad neta antes del efecto del cambio en principios
contables
Efecto acumulado del cambio en principios contables, neto
de impuesto a la renta
1.459
2002
752
634.168.418
451.935.669
0,69
0,69
Utilidad neta del período
Promedio ponderado de la cantidad de acciones en
circulación
Ordinarias/ADS
Preferidas/ADS
Utilidad por acción básica y diluida
Ordinarias/ADS y Preferidas/ADS
Antes del efecto del cambio en principios contables
Después del cambio en principios contables
374
4.968
2.238
697
5.665
2.238
634.168.418
462.369.507
634.168.418
451.935.669
4,53
5,17
2,06
2,06
20
Datos Seleccionados del Balance General
(en millones de dólares estadounidenses, excepto por los datos sobre acciones)
30 de setiembre de 2003
( No auditado)
31 de diciembre de 2002
Activos
Activo corriente
Caja y equivalentes de caja
Cuentas a cobrar netas
Inventarios
Otros activos corrientes
Total del activo corriente
7.124
2.698
3.272
2.624
15.718
3.301
2.267
2.540
2.089
10.197
Bienes de uso netos
28.044
18.224
1.098
334
234
243
183
19
481
182
176
Inversiones en sociedades no consolidadas y otras inversiones
Otros activos
Cuenta de Petróleo y Alcohol – a cobrar del Gobierno Federal
Títulos del gobierno
Llave sobre PEPSA y PELSA
Obligación de pensión no reconocida
Adelantos a proveedores
Inversión en PEPSA y PELSA
Otros
Total de otros activos
2.340
3.500
61
450
1.073
1.321
3.263
48.360
32.018
Pasivo y patrimonio neto
Pasivo corriente
Proveedores
Deuda de corto plazo
Porción corriente de la deuda de largo plazo
Porción corriente de las financiaciones de proyectos
Obligaciones de arrendamiento de capital
Otros pasivos corrientes
Total del pasivo corriente
1.884
1.566
838
563
317
5.117
10.285
1.702
671
727
239
349
3.257
6.945
Pasivo no corriente
Beneficios a empleados luego de su jubilación
Financiaciones de proyectos
Deuda de largo plazo
Obligaciones de arrendamiento de capital
Otros pasivos
Total de pasivos no corrientes
3.409
4.037
10.755
1.583
1.872
21.656
2.423
3.800
6.987
1.907
791
15.908
Total del activo
Participación minoritaria
342
(136 )
Patrimonio neto
Acciones autorizadas y emitidas:
Acciones preferidas –2003 – 462.369.507 (2002 –451.935.669 acciones)
Acciones ordinarias – 2003 y 2002 - 634.168.418 acciones
Reservas y otros
Total del patrimonio neto
2.973
4.289
8.815
16.077
2.459
3.761
3.081
9.301
Total del pasivo y patrimonio neto
48.360
32.018
21
Estado de Flujo de Efectivo
(No auditado)
(en millones de dólares estadounidenses)
Período de nueve meses
finalizado el 30 de
setiembre
2003
2002
2T-2003
3T-2003
3T-2002
1.459
1.897
752
414
111
(428 )
599
83
93
602
58
1.045
161
(326 )
(267
133
133
(3)
285
489
(9)
(3 )
(14 )
199
(315 )
(32
(688
(536
(291
(299 )
(755 )
(14 )
176
134
(215 )
325
(136 )
461
Flujo de efectivo de actividades operativas
Utilidad neta del período
Ajustes para reconciliar utilidad neta con caja neta proveniente
de actividades operativas
Depreciación, agotamiento y amortización
Pérdida sobre bienes de uso
Pérdida monetaria y cambiaria
Efecto acumulado de cambio en principios contables, neto de
impuesto a la renta
)
Otros
Reducción (aumento) en activos
Cuentas a cobrar netas
41
)
)
)
)
1.544
2.441
1.334
(1.657 )
231
126
(169 )
(1.582 )
(1.195 )
(1.469)
(17 )
15
(1.584 )
Cuenta Petróleo y Alcohol – a Cobrar del Gobierno Federal
Inventarios
Adelantos a proveedores
Otros
Aumento (reducción) en pasivos
Cuentas a pagar a proveedores
Impuestos a pagar
Otros pasivos
Caja neta originada de actividades operativas
Flujo de efectivo de actividades de inversión
Adiciones a bienes de uso
Efecto sobre la caja por fusión con subsidiarias y filiadas
(26 ) Inversiones
(32 ) Otros
(1.253 ) Caja neta utilizado en actividades de inversión
392
715
529
Flujo de efectivo de actividades de financiación
467
1.572
610
Aumento (reducción) en caja y equivalentes de caja
631
(47 )
(1.304 ) Efecto de variaciones cambiarias sobre caja y equivalentes de caja
5.665
2.238
1.330
228
(243 )
(697
)
1.624
190
1.845
(43 )
(186 )
55
(652 )
(13 )
(95 )
598
(482 )
(89
(1.348
(819
(693
(218 )
135
21
489
174
872
)
)
)
)
6.241
3.645
(4.114 )
231
(54 )
(183 )
(3.574 )
(4.120 )
(3.768 )
921
(1.335 )
3.042
(1.458 )
781
(2.290 )
(145 )
(49 )
4.501
5.599
4306
Caja y equivalentes de caja al inicio del período
3.301
7.360
5.599
7.124
3.612
Caja y equivalencia de caja al cierre del período
7.124
3.612
22
Estado de Resultados por Segmento
Período de nueve meses finalizado el 30 de setiembre de 2003
En millones de U.S.$
E&P
ABASTECIMIENTO
GAS
Y
ENERGÍA
INTERN.
DISTRIB.
CORPOR.
ELIMIN.
TOTAL
ESTADO DE RESULTADOS
22.648
Costo de ventas
Depreciación, agotamiento y amortización
Exploración, incluyendo pozos secos
Gastos por comercialización, generales y
administrativos
Gastos por investigación y desarrollo
(4.269 )
(776 )
(323 )
(14.915 )
(280 )
(755)
(52)
(960)
(178)
(15)
(5.342 )
(21 )
(15)
(103 )
(531 )
(58)
(138)
(290 )
(361)
(66 )
(30 )
(8)
Costo y gastos
(5.537 )
(15.756 )
(873)
(1.291)
18
149
(1 )
(18 )
(106 )
42
54
(41)
32
(45)
(3)
(358)
(348)
Utilidad antes de impuestos a la renta y
participación minoritaria y cambio en
principios contables
Beneficios (gastos) de impuesto a la renta
Participación minoritaria
Utilidad antes del cambio en principios
contables
Efecto acumulado del cambio en principios
contables, neto de impuesto a la renta
Utilidad (pérdida) neta
(228 )
(119 )
(347 )
6.002
(1.984 )
4.018
2.037
(671 )
(23 )
1.343
858
171
1.029
5.769
101
5.870
1.722
10.164
11.886
Resultados de sociedades no consolidadas
Gastos por deuda netos
Gastos por beneficios de empleados
Otros impuestos
Otros gastos netos
12.818
4.933
17.751
1.481
122
1.603
Ingresos operativos netos a terceros
Ingresos operativos intersegmento netos
Ingresos operativos netos
(15.491)
(15.491)
15.183
(11.058)
(1.322)
(338)
59
(1.422)
(33)
(5.653 )
(409)
(11)
(16)
(40)
(56 )
(13 )
(36 )
24
(81 )
(1)
380
(377)
(156)
(181)
(335)
(192)
272
136
161
(183)
(79)
(31)
(214)
162
(137)
15.242
(14.277)
(42)
103
117
(391)
(224)
(756)
(1.151)
(744)
(291)
7.220
(48 )
(1 )
516
91
(2.014)
(238)
87
(228)
(200)
4.968
(42)
697
4.715
22.648
697
1.343
(214)
162
87
(228)
(200)
23
5.665
Período de nueve meses finalizado el 30 de setiembre de 2002
En millones de U.S.$
E&P
ABASTECIMIENTO
GAS
Y
ENERGÍA
INTERN.
DISTRIB.
CORPOR.
ELIMIN.
TOTAL
ESTADO DE RESULTADOS
Ingresos operativos netos a terceros
Ingresos operativos intersegmento
netos
Ingresos operativos netos
1.617
9.037
527
710
4.791
7.989
9.606
4.013
13.050
131
658
73
783
72
4.863
(12.278 )
(12.278 )
Costo de ventas
Depreciación, agotamiento y
amortización
Exploración, incluyendo pozos secos
Gastos por comercialización,
generales y administrativos
Gastos por investigación y desarrollo
(3.274 )
(11.311 )
(453 )
(583 )
(4.366 )
11.856
(1019 )
(261 )
(279 )
(88 )
(75 )
(40 )
(52 )
(15 )
(1.528 )
(301 )
(86 )
(49 )
(575 )
(29 )
(42 )
(4 )
(66 )
(308 )
(299 )
(21 )
(1.376 )
(103 )
Costo y gastos
(4.689 )
(12.194 )
(587 )
(764 )
(4.726 )
(335 )
(339 )
9
(78 )
7
(401 )
(25 )
44
18
(15 )
(14 )
72
(7 )
(169 )
(7 )
17
(26 )
(16 )
4.563
845
(499 )
48
113
Beneficios (gastos) de impuesto a la
renta
Participación minoritaria
(1.515 )
(300 )
(3 )
(114 )
400
(52 )
(3 )
(37 )
(20 )
Utilidad neta
3.048
542
(213 )
(7 )
56
Resultados de sociedades no
consolidadas
Gastos por deuda netos
Gasto por beneficio a empleados
Otros impuestos
Otros gastos netos
Utilidad antes de impuestos a la
renta y participación minoritaria
16.682
16.682
(8.131 )
11.856
(11.439 )
17
(9 )
(1.122 )
(345 )
(317 )
(236 )
(405 )
3.214
534
134
(1.350 )
374
(917 )
(271 )
2.238
(366 )
(345 )
(263 )
(142 )
(1.451 )
24
Otros Gastos Netos por Segmento
Período de nueve meses finalizado el 30 de setiembre de 2003
En millones de U.S.$
ABASTECIMIENTO
E&P
Provisiones para pérdidas por exposición financiera –
centrales termoeléctricas
Pérdidas como resultado de procesos judiciales
DISTRIB.
CORPOR.
(104 )
(8 )
(2 )
(49 )
(33 )
Ajustes a valor de mercado de turbinas para centrales
termoeléctricas
Contingencias de INSS
INTERN.
ELIMIN.
(205 )
Relaciones institucionales y proyectos culturales
Paradas no programadas – fábrica y equipos
GAS
Y
ENERGÍA
TOTAL
(205 )
(75 )
(153 )
(76 )
(73 )
(35 )
45
(2 )
9
(29 )
(114 )
(39 )
(16 )
24
(72 )
(114 )
(55 )
9
(87 )
(119 )
(106 )
(358 )
(16 )
24
(181 )
(756 )
(52)
Dividendos
Otros
(1 )
Período de nueve meses finalizado el 30 de setiembre de 2002
En millones de U.S.$
E&P
ABASTECIMIENTO
GAS
Y
ENERGÍA
INTERN.
DISTRIB.
(49 )
(15 )
(33 )
6
(4 )
49
4
99
(18 )
17
(16 )
(51 )
17
4
97
(15 )
72
(169 )
17
(16 )
(142 )
17
(236 )
Dividendos
Resultado de operaciones de “hedge” con petróleo y
productos derivados de petróleo
Otros
TOTAL
(151 )
(72 )
(82 )
6
(38 )
(72 )
Relaciones institucionales y proyectos culturales
Pérdidas como resultado de procesos judiciales
ELIMIN.
(151 )
Contingencias contractuales con centrales termoeléctricas
Paradas no programadas – fábrica y equipos
CORPOR.
(19 )
25
Datos Seleccionados del Balance General por Segmento
Período de nueve meses finalizado el 30 de setiembre de 2003
En millones de U.S.$
E&P
Activo corriente
Caja y equivalentes de caja
Otros activos corrientes
Bienes de uso netos
Inversiones en sociedades no consolidadas
y otras inversiones
Activos no corrientes
Cuenta Petróleo y Alcohol
GAS
Y
ENERGÍA
ABASTECIMIENTO
INTERN.
DISTRIB.
CORPOR.
Total del activo
TOTAL
1.016
2
1.014
5.574
468
5.106
475
149
326
1.678
486
1.192
1.175
18
1.157
8.473
6.001
2.472
(2.673 )
15.718
7.124
8.594
15.824
4.536
2.764
4.170
419
355
(24 )
28.044
7
366
135
488
22
80
771
252
1.457
303
195
771
252
1.457
303
195
3.711
234
243
3.234
(3.189 )
3.500
234
243
3.023
17.618
10.728
4.831
6.639
1.811
12.619
(5.886 )
48.360
Títulos del gobierno mantenidos hasta el vencimiento
Otros activos
ELIMIN.
(2.673 )
1.098
(3.189 )
Datos Seleccionados por Segmento Internacional
Período de nueve meses finalizado el 30 de setiembre de 2003
En millones de U.S.$
INTERNACIONAL
E&P
ABASTECIMIENTO
GAS
Y
ENERGÍA
DISTRIB.
CORPOR.
ELIMIN.
TOTAL
INTERNACIONAL
ACTIVOS
4.278
1.076
581
150
2.596
(2.042 )
6.639
Ingresos Operativos Netos
671
1.090
107
448
9
(722 )
1.603
Ingresos operativos netos a terceros
Ingresos operativos netos
intersegmentos
335
590
105
442
9
336
500
2
6
Utilidad neta
160
37
29
7
ESTADO DE RESULTADOS
1.481
122
(722 )
(75 )
4
162
26
Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002
En millones de U.S.$
ABASTECIMIENTO
E&P
Activo corriente
Caja y equivalentes de caja
Otros activos corrientes
Activos no corrientes
Cuenta Petróelo y Alcohol
Títulos del gobierno
Otros activos
Total del activo
INTERN.
DISTRIB.
CORPOR.
ELIMIN.
TOTAL
1.181
4.323
819
736
973
3.124
(959 )
10.197
1
1.180
509
3.814
16
803
211
525
59
914
2.505
619
(959 )
3.301
6.896
7
168
70
11
16
62
334
11.611
3.186
1.881
1.024
296
226
18.224
385
211
556
1.092
141
1.932
Inversiones en sociedades no consolidadas
y otras inversiones
Bienes de uso netos
GAS
Y
ENERGÍA
385
211
556
1.092
141
182
176
1.574
13.184
7.888
3.326
2.863
1.426
5.344
(1.054 )
3.263
(1.054 )
182
176
2.905
(2.013 )
32.018
En millones de U.S.$
INTERNACIONAL
ABASTECIMIENTO
E&P
GAS
Y
ENERGÍA
DISTRIB.
CORPOR.
ELIMIN.
TOTAL
INTERNACIONAL
ACTIVO (al 31 de diciembre de 2002)
1.638
349
39
160
1.479
(802 )
2.863
ESTADO DE RESULTADOS
(Período de nueve meses finalizado el 30 de
setiembre de 2002)
Ingresos operativos netos
209
668
25
280
(399 )
783
Ingresos operativos netos a terceros
Ingresos operativos netos Intersegmentos
59
150
368
300
25
258
22
(399 )
710
73
4
24
Utilidad neta
(2 )
(31 )
(2 )
(7 )
27
HECHOS POSTERIORES
Adjudicación de Contrato para Servicios de
Exploración y Desarrollo en México
Emisión de Títulos por Petrobras Energía
S.A. (PESA)
En el marco de nuestra estrategia para expandir
nuestras
operaciones
internacionales,
participamos de una licitación y nos ha sido
adjudicado un contrato para prestación de
servicios de exploración y desarrollo en el
bloque de Cuervito block en la Cuenca de
Burgos en el nordeste de México.
El 31 de octubre de 2003, PESA, subsidiaria
totalmente poseida por de PEPSA, emitió
US$100 millones en Títulos – Serie R con
vencimiento en 10 años interés pagadero
semestralmente y el 9,5% de rendimiento anual.
Brindaremos estos servicios en el marco de un
consorcio. Somos el operador bajo el acuerdo
de consorcio y tenemos el 45% de participación,
Teikoku de Japón tiene el 40% y Diavaz de
México tiene el 15%.
El contrato es uno de los Contratos de Servicios
Múltiples que están ofreciendo Pemex
Exploración y Producción a través de licitación
internacional para desarrollo y producción de
reservas de gas natural. Se espera que se
inviertan U.S.$260 millones a lo largo de 15
años en el marco de dichos contratos.
La emisión es parte integral del programa
volcado a la mejoría del perfil financiero de
PESA a través de refinanciación de deuda de
corto plazo y fue un hito del regreso exitoso de
PESA a los mercados de capital internacionales.
Aumento en la
TERMORIO S.A.
tenencia
societaria
en
El 30 de octubre de 2003, nuestra Junta
Directiva aprobó que se adquirieran el 7% de
tenencia llevados por PRS Engenharia Ltda. en
Termorio S.A. por U.S.$ 0,05 milliones
ascendiendo asimismo al 50% nuestra tenencia
en el capital de Termorio S.A..
El bloque de Cuervito, ubicado en la zona
central de la Cuenca de Burgos, sudoeste de la
2
ciudad de Reynosa, tiene un área de 231 km .
Ya se descubrieron seis campos, y la mayor
parte de la producción se origina de los campos
de Cuervito y Pamorana.
28
Este comunicado de prensa contiene manifestaciones que son prospectivas en el marco de la
Sección 21E del Acta de Títulos Mobiliarios de 1934 y sus modificaciones. Estas manifestaciones
prospectivas dependen necesariamente de premisas, datos o métodos que pueden ser incorrectos o
imprecisos y que pueden no realizarse. Se comunica a los potenciales inversores que ninguna de las
manifestaciones prospectivas aquí expuestas son garantías de desempeño futuro e involucran riesgos e
incertidumbres y que los resultados reales pueden ser significativamente distintos de los expuestos en
los estados prospectivos a raíz de varios factores. La Sociedad no asume y específicamente deslinda
cualquier obligación de actualizar cualquiera de las manifestaciones prospectivas, que se refieren sólo a
su fecha de base.
Para más información, contáctese con:
http: //www.petrobras.com.br/ri
Para más información, sírvase contactar:
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A – PETROBRAS
Relación con Inversores
Luciana Bastos de Freitas Rachid – Gerente Ejecutiva
E-mail: [email protected]
Av. República do Chile, 65 - 401-E
20031-912 – Río de Janeiro, RJ
Teléfono: (55-21) 2534-1510 / 9947
0800-282-1540
Este documento puede consignar previsiones que reflejan sólo las expectativas de la dirección de la Sociedad. Los
términos “anticipa”, “cree”, “espera”, “prevé”, “pretende”, “planea”, “proyecta”, “objetiva”, “deberá”, así como también
otros términos semejantes, apuntan a identificar dichas previsiones, las cuales evidentemente involucran riesgos o
incertidumbres previstos o no por la Sociedad. Por lo tanto, los resultados futuros de las operaciones de la Sociedad
pueden ser distintos de las actuales expectativas, y el lector no debe basarse exclusivamente en las informaciones aquí
expuestas. La Sociedad no se obliga a actualizar dichas previsiones debido a nuevas informaciones o cambios en el
futuro.
29