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RESULTADOS DEL TERCER TRIMESTRE DE 2015
Revisados por los auditores independientes, en millones de Reales, según los estándares internacionales de contabilidad (International Financial Reporting Standards –
IFRS) (Traducción libre del original en portugués).
Rio de Janeiro – 12 de noviembre de 2015
La ganancia neta del periodo de Ene-Sep/2015 fue de R$ 2.102 millones, el 58% inferior al mismo periodo de 2014. Pérdida de R$ 3.759
millones en el 3T-2015.
La ganancia operativa del periodo de Ene-Sep/2015 fue de R$ 28.635 millones, el 149% superior al mismo periodo de 2014.
EL EBITDA ajustado del periodo de Ene-Sep/2015 fue de R$ 56.795 millones, 45% mayor al mismo periodo de 2014.
EL endeudamiento neto en 30 de septiembre de 2015 fue de US$ 101.273 millones, el 5% inferior en comparación a 31 de diciembre de
2014.
El plazo promedio del endeudamiento aumentó de 6,10 años en 31 de diciembre de 2014 para 7,49 años en 30 de septiembre de 2015.
R$ millones
Período Ene - Sep
2015
2014
2015 x
2014 (%)
2.102
5.013
(58)
28.635
56.795
11.504
39.083
149
45
3T-2015
Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los
accionistas de Petrobras
Ganancia (pérdida) neta antes del resultado
financiero, participación y impuestos
EBITDA ajustado
2T-2015
3T15 X
2T15 (%)
3T-2014
(3.759)
531
(808)
(5.339)
5.813
15.506
9.487
19.771
(39)
(22)
(4.921)
8.488
La ganancia neta de R$ 2.102 millones en el período de Ene-Sep/2015, el 58% inferior al mismo período de 2014, refleja el aumento de
los gastos financieros netos. El aumento del 149% en la ganancia operativa fue generado por los mayores márgenes de venta de los
derivados en el mercado interno y el mayor volumen de exportación de petróleo, resultante del aumento del 7% en la producción en
Brasil a pesar de la reducción de la demanda en el mercado interno.
Principales hitos del periodo Ene-Sep/2015:





Crecimiento de 6% de la producción de petroleo y gas natural de Petrobras (Brasil y exterior);
Aumento de las exportaciones de petróleo (60%, 132 mil barriles/día);
Menor demanda de derivados en el mercado interno (8%, 195 mil barriles/día);
Menores gastos de importaciones y participaciones gubernamentales; y
Aumento de los gastos financieros netos, que alcanzaron R$ 23.113 millones, debido a la pérdida cambiaria y al aumento de los
gastos de intereses, reflejo del mayor endeudamiento y de la menor capitalización en activos en construcción.
Principales hitos del 3T-2015:
 Crecimiento de 1% de la producción de petroleo y gas natural de Petrobras (Brasil y exterior);
 Mayor demanda de derivados en el mercado interno (1%, 32 mil barriles/día);
 Reducción de las exportaciones de petróleo (10%, 40 mil barriles/día); y
 Aumento de R$ 5.396 millones en los gastos financieros netos debido a la pérdida cambiaria.
La depreciación cambiaria generó efectos en el Resultado, Patrimonio y en los indicadores, según estimaciones a continuación (en R$
millones, excepto para indicadores):
Itens de resultado, patrimonio e indicadores
Ganancia (pérdida) neta - Accionistas Petrobras
EBITDA ajustado
Efectivo y equivalentes al efectivo en el exterior
Financiaciones en moneda extranjera
Patrimonio neto
Endeudamiento neto / EBITDA ajustado
Apalancamiento
Efecto
Reducción
Reducción
Aumento
Aumento
Reducción
Aumento
Aumento
Ene-Sep/2015
10.909
6.714
28.632
140.840
30.180
1,77X
10,5pp
3T-2015
5.208
1.822
20.496
94.922
17.699
1,07X
6,5pp
1
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
Principales ítems e indicadores económicos consolidados
R$ millones
Período Ene - Sep
2015 x
2014 (%)
2015
2014
236.535
71.727
252.220
58.422
(6)
23
28.635
(23.113)
11.504
(2.086)
149
(1008)
2.102
0,16
104.117
56.795
5.013
0,38
229.723
39.083
(58)
(58)
(55)
45
30
12
1
55.489
23
7
2
62.543
7
5
(1)
(11)
Ganancias, valor de mercado e inversiones
Ingresos de ventas
Ganancia bruta
Ganancia (pérdida) neta antes del resultado
financiero, participación y impuestos
Resultado financiero neto
Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a
los accionistas de Petrobras
Ganancia (pérdida) básica y diluida por acción 1
Valor de mercado (Controlante)
EBITDA ajustado 2
Margen bruto (%)
Margen operativo (%) 3
Margen neto (%)
Gastos de capital e inversiones
R$ millones
3T-2015
2T-2015
3T15 X
2T15 (%)
3T-2014
82.239
23.755
79.943
25.562
3
(7)
88.377
20.441
5.813
(11.444)
9.487
(6.048)
(39)
(89)
(4.921)
(972)
(3.759)
(0,29)
104.117
15.506
531
0,04
175.620
19.771
(808)
(825)
(41)
(22)
(5.339)
(0,41)
229.723
8.488
29
7
(5)
19.315
32
12
1
18.331
(3)
(5)
(6)
5
23
1
(6)
21.043
Período Ene - Sep
2015
2014
2015 x
2014 (%)
21.903
(25.176)
17.422
46.117
2.654
(2.103)
802
1.199
896
1.088
(174)
(205)
(14.525)
(9.661)
Período Ene - Sep
2015
2014
187
(62)
226
(33)
(18)
15
(50)
2015 x
2014 (%)
Ganancia (pérdida) neta antes del resultado
financiero, participación y impuestos
. Abastecimiento
. Exploración & Producción
. Gas & Energía
. Distribución
. Internacional
. Biocombustible
. Corporativo
Indicadores
224,53
174,25
55,39
225,74
243,95
106,57
(1)
(29)
(48)
Precios de los derivados básicos en el mercado
interno (R$/bbl)
Petróleo Brent (R$/bbl)
Petróleo Brent (US$/bbl)
45,04
37,45
95,77
48,76
(53)
(23)
Precio de venta - Brasil
. Petróleo (US$/bbl) 4
. Gas natural (US$/bbl)
3,17
3,97
2,29
2,45
38
62
49,6
13,13
4,6
10,74
45
2
2.232
558
2.115
512
6
9
2.790
3.836
2.627
3.951
6
(3)
Dólar promédio comercial de venta (R$/US$)
Dólar final comercial de venta (R$/US$)
Variación del dolar final comercial de venta
(R$/U.S.$)
Selic - tasa promedio (%)
Producción total de petroleo y LGN (Mbbl/d)
Producción total de gas natural (Mbbl/d)
Producción total de petroleo y gas natural
(Mbbl/d)
Volume total de ventas (Mbbl/d)
3T-2015
4.583
3.941
968
(359)
(227)
(63)
(4.342)
3T-2015
2T-2015
7.974
8.594
100
308
719
(66)
(6.487)
2T-2015
3T15 X
2T15 (%)
(43)
(54)
868
(217)
(132)
5
33
3T15 X
2T15 (%)
3T-2014
(11.840)
13.405
(3.538)
(295)
(18)
(67)
(3.586)
3T-2014
228,15
177,38
50,26
224,09
190,09
61,92
2
(7)
(19)
224,52
231,56
101,85
39,76
35,47
52,14
39,29
(24)
(10)
90,73
49,28
3,54
3,97
3,07
3,10
15
28
2,27
2,45
28,1
13,99
(3,3)
13,14
31
1
11,3
10,90
2.234
566
2.213
552
1
3
2.209
537
2.800
3.889
2.765
3.904
1
−
2.746
4.143
1
Ganancia (pérdida) neta por acción calculada con base en el promedio ponderado por la cantidad de acciones.
EBITDA + resultado de participaciones en inversiones, pérdida en el valor recuperable de los activos – impairment y la baja de gastos adicionales indebidos
capitalizados.
3
Margen Operativo basado en la ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos, excluyéndose la baja de gastos adicionales indebidos
capitalizados.
4
Promedio de los precios de las exportaciones y de los precios internos de transferencia de la Exploración & Producción para el Abastecimiento.
2
2
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
Resultados del periodo Ene-Sep/2015 x Ene-Sep/2014:
Ganancia bruta superior en 23% (R$ 13.305 millones), con destaque a:
 Ingresos de ventas de R$ 236.535 millones, el 6% inferior, debido a:





Reducción de los precios de las exportaciones y de nafta petroquímica, combustible de aviación e oleo combustible en el mercado
interno;
Reducción de la demanda de derivados en el mercado interno (8%), debido al menor nivel de actividad económica;
Menor exportación de derivados (12%);
Aumento del 60% en el volumen de petroleo exportado debido al aumento de la producción nacional (7%) asociado a la menor carga
procesada en las refinerías (5%); y
Mayores precios de diesel y gasolina, reflejando el reajuste de precios ocurrido en noviembre de 2014.
 Costo de ventas de R$ 164.808 millones, el 15% inferior, retratando:



Menores gastos de importaciones y participaciones gubernamentales;
Reducción de la demanda de derivados en el mercado interno;
Menor procesamiento de petroleo importado y menor participación de derivados importados en el mix de las ventas; y

Aumento de los gastos de producción de petróleo.
Ganancia neta antes del resultado financiero, participación y impuestos de R$ 28.635 millones, superior en 149% (R$ 17.131 millones),
reflejando:
 Aumento de la ganancia bruta (R$ 13.305 millones);


Aumento de los gastos tributarios (R$ 6.576 millones), principalmente debido a la adhesión al Programa de Financiación en Cuotas
Especiales de deudas tributarias (detalles en la nota explicativa 20.2 de las Informaciones Trimestrales del 3T-2015);
Mayores gastos en contingencias judiciales (R$ 2.810 millones), principalmente en litigios laborales y tributarios. El año anterior fue
impactado positivamente por el reconocimiento de la contingencia activa referente a los valores de PIS y COFINS pagados
indebidamente sobre ingresos financieros;
Mayor gasto en plan de pensión y salud generado por la revisión actuarial, que se tradujo en un mayor saldo del pasivo actuarial neto en
2014, debido principalmente a la disminución en la tasa de interés real (R$ 1.333 millones);
 Impairment de activos debido a la exclusión de proyectos de la cartera de inversiones contemplada en el Plan de Negocios y Gestión
(PNG) en el horizonte de 2015 a 2019 (R$ 1.286 millones); y
 Menores gastos de bajas de pozos secos y/o subcomerciales en Brasil (R$ 1.037 millones).
Adicionalmente, se destacan los siguientes eventos que gravaron el año 2014:




Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados (R$ 6.194 millones);
Pérdidas con cuentas a cobrar del sector eléctrico (R$ 3.756 millones);
Baja de valores relacionados con la construcción de las refinerías Premium I y II (R$ 2.707 millones); y

Constitución de provisión para gastos en el Plan de Incentivo a la Salida Voluntaria (R$ 2.455 millones).
Gasto financiero neto de R$ 23.113 millones, R$ 21.027 millones superior debido a los siguientes efectos:



Pérdida cambiaria de R$ 9.003 millones resultante de la depreciación del 49,6% del real sobre la exposición pasiva neta en dólares
(depreciación cambiaria del 4,6% en Ene-Sep/2014), ya considerados los efectos de la contabilidad de hedge, conforme se presenta en
el ítem 5 del Apéndice;
Pérdida cambiaria de R$ 2.769 millones resultante de la depreciación del 37,4% del real sobre la exposición pasiva neta en euro
(apreciación cambiaria del 4,1% en Ene-Sep/2014); y
Aumento de los gastos de intereses debido:
i) al mayor endeudamiento (R$ 4.518 millones);
ii) a la menor capitalización ocasionada por la reducción del saldo de activos en construcción (R$ 2.067 millones), reflejando la
finalización de los proyectos pertinentes en todo el año de 2014, así como las bajas y el impairment de activos en diciembre de
2014; y
iii) reconocimiento de interés sobre gasto tributario referente al Imposto sobre Operações Financeiras - IOF (R$ 1.418 millones) y de
impuesto sobre la renta retenido en la fuente (IRRF) (R$ 1.113 millones).
Ganancia neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras de R$ 2.102 millones, el 58% inferior (R$ 2.911 millones), reflejando:



Mayores gastos financieros netos;
Mayores gastos de impuestos a las ganancias (R$ 926 millones) debido a la constitución de provisión para dichos tributos sobre
ganancias devengadas en el exterior (detalles en la nota explicativa 20.4.1 de las Informaciones Trimestrales del 3T-2015); y
Aumento de la ganancia operativa.
3
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
Resultados del 3T-2015 x 2T-2015:
Ganancia bruta menor en 7% (R$ 1.807 millones), reflejando:

Ingresos de ventas de R$ 82.239 millones, el 3% superior, reflejando:




Aumento de la demanda de derivados en el mercado interno (1%), principalmente de diesel (3%) y gasolina (1%);
Efecto de la depreciación cambiaria sobre las exportaciones y operaciones en el extranjero; y
Reducción del 10% del volumen de oleo exportado.
Costo de ventas de R$ 58.484 millones, el 8% superior, reflejando:



Mayores gastos de importación de petroleo, insumos para la producción en el extranjero y operaciones de trading,
reflejando la depreciación cambiaria;
Aumento de las ventas de derivados en el mercado interno; y
Menor participación de derivados importados en el mix de ventas.
Ganancia neta antes del resultado financiero, participación e impuestos de R$ 5.813 millones, el 39% inferior
(R$ 3.674 millones), reflejando:






Menor ganancia bruta (R$ 1.807 millones);
Mayores gastos en contingencias judiciales principalmente en litigios laborales y tributarios (R$ 2.341 millones);
Impairment de activos en el 2T-2015 debido a la exclusión de proyectos de la cartera de inversiones contemplada en el
Plan de Negocios y Gestión (PNG) en el horizonte de 2015 a 2019 (R$ 1.283 millones);
Menores gastos tributarios (R$ 905 millones), principalmente debido a la reducción de los valores incluidos en el
Programa de Financiación en Cuotas Especiales de deudas tributarias en el 3T-2015 (detalles en la nota explicativa
20.2 de la Informaciones Trimestrales del 3T-2015);
Mayores gastos de bajas de pozos secos y/o subcomerciales (R$ 668 millones); y
Mayores gastos de devolución de campos a la ANP (R$ 270 millones).
Gasto financiero neto de R$ 11.444 millones, superior en R$ 5.396 millones debido a:


Pérdida cambiaria de R$ 4.647 millones resultante de la depreciación del 28,1% del real sobre la exposición pasiva en
dólares (apreciación cambiaria del 3,3% en el 2T-2015); y
Pérdida cambiaria de R$ 2.001 millones resultante de la depreciación del 28,2% del real sobre la exposición pasiva en euro
(depreciación cambiaria del 0,4% en el 2T-2015).
Pérdida neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras de R$ 3.759 millones (ganancia neta de R$ 531 millones en el
2T-2015), reflejando mayores gastos financieros netos, parcialmente compensados por el menor gasto con impuestos a las
ganancias (R$ 2.847 millones).
4
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO
Petrobras es una Compañía que opera de forma integrada, cuya mayor parte de la producción de petróleo y gas natural es transferida del área de
Exploración y Producción a otras áreas de negocio de la Compañía. En la determinación de los resultados por área de negocio se consideran las
transacciones realizadas con terceros y entre empresas del Sistema Petrobras, además de las transferencias entre áreas de negocio valoradas por
precios internos de transferencia definidos a través de metodologías fundamentadas en parámetros de mercado.
EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN
Período Ene - Sep
2015
2014
10.946
29.592
2015 x
2014 (%)
(63)
Ganancia neta
3T-2015
2.271
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La reducción de la
ganancia neta resultó de los menores precios de
venta/transferencia de petróleo.
El mayor volumen de petróleo transferido y los menores
costos de baja de pozos secos y/o subcomerciales
compensaron parcialmente eses efectos.
El año de 2014 fue impactado por la constitución de provisión
del Programa de Incentivo a la Desvinculación Voluntaria
(PIDV) y por la baja de gastos adicionales indebidos
capitalizados.
2T-2015
5.527
3T15 X
2T15 (%)
(59)
3T-2014
8.145
(3T-2015 vs. 2T-2015): La reducción de la ganancia neta
resultó de los menores precios de venta/transferencia de
petróleo, así como de los mayores gastos de servicios y
fletamento de plataformas, reflejo del cambio, y del aumento
de la depreciación.
Parte de dichos efectos fue compensada por el mayor
volumen de petróleo transferido y los menores gastos de
participaciones gubernamentales.
Período Ene - Sep
2015
2.132
469
2.601
2014
1.995
418
2.413
2015 x
2014 (%)
7
12
8
Producción nacional (Mbbl/d) (*)
Petróleo y LGN 5
Gas natural 6
Total
(Ene-Sep/2015 x Ene-Sep/2014): La producción de petróleo y
LGN aumentó el 7% debido a la entrada en operación de los
FPSOs Cidade de Mangaratiba (Iracema Sul, campo de Lula) y
Cidade de Ilhabela (Sapinhoá), Cidade de Itaguaí (Iracema
Norte, campo de Lula) y P-61 (Papa-Terra), además del rampup de P-55 y P-62 (Roncador), P-58 (Parque das Baleias), de
los FPSOs Cidade de Paraty (Lula NE) y Cidade de São Paulo
(Sapinhoá). Este aumento fue parcialmente compensado por la
disminución natural de los campos.
La producción de gas natural creció el 12% debido a la entrada
en operación de los sistemas ya mencionados y del aumento
de la productividad de la plataforma de Mexilhão y del FPSO
Cidade de Santos (Uruguá-Tambaú), compensando la
disminución natural de producción de los campos.
3T-2015
2.136
476
2.612
2T-2015
2.111
463
2.574
3T15 X
2T15 (%)
1
3
1
3T-2014
2.090
441
2.531
(3T-2015 x 2T-2015): La producción de petróleo y LGN
aumentó el 1% debido a la entrada en operación del FPSO
Cidade de Itaguaí y al aumento de producción de los FPSOs
Cidade de Mangaratiba y Cidade de Ilhabela y de P-58 y P-62.
Este aumento fue parcialmente compensado por la realización
de la parada programada de la P-52 (Roncador) en septiembre,
que volvió a operar el 16/09/2015.
La producción de gas natural aumentó el 3% debido a la
entrada en operación y aumento de la producción de los
sistemas ya mencionados.
(*)
No revisado por los auditores independientes.
5 LGN – Fluidos de gas natural.
6
No incluye gas licuado e incluye gas reinyectado.
5
HITOS FINANCIEIROS Y OPERATIVOS
Período Ene - Sep
2015
2014
2015 x
2014 (%)
Lifting Cost 7 - Brasil (*)
3T-2015
2T-2015
3T15 X
2T15 (%)
3T-2014
12,40
19,62
14,70
32,28
(16)
(39)
US$/barril:
Sin participación gubernamental
Con participación gubernamental
11,24
16,92
12,71
21,96
(12)
(23)
15,33
31,37
39,16
63,00
33,59
74,09
17
(15)
R$/barril:
Sin participación gubernamental
Con participación gubernamental
40,82
64,33
38,49
65,95
6
(2)
35,18
73,94
Lifting Cost sin participaciones gubernamentales – US$/barril
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): El indicador en dólares se
redujo el 16%. Desconsiderando los efectos cambiarios, hubo
un aumento del 4% debido a los mayores gastos de
intervenciones en pozos y de ingeniería y mantenimiento
submarino en la cuenca de Campos, compensados
parcialmente por el aumento de la producción.
(3T-2015 vs. 2T-2015): El indicador en dólares se redujo el
12%. Desconsiderando los efectos cambiarios, el indicador
permaneció estable con relación al trimestre anterior.
Lifting Cost con participaciones gubernamentales – US$/barril
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): El indicador se redujo el
39%, por los menores gastos de royalties y participación
especial, como consecuencia de la reducción del precio medio
de referencia del petróleo nacional en dólares (52%), debido a
la baja de los precios en el mercado internacional asociada a la
caída del lifting cost, como ya se comentó anteriormente.
(*)
7
(3T-2015 vs. 2T-2015): El indicador se redujo el 23% debido
principalmente a la reducción del precio medio de referencia
del petróleo nacional en dólares (23%), vinculado a las
cotizaciones internacionales.
No revisado por los auditores independientes.
Indicador de Lifting Cost de petroleo y gas natural.
6
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
ABASTECIMIENTO
Período Ene - Sep
2015
2014
15.530
(17.594)
2015 x
2014 (%)
188
Ganancia neta
3T-2015
3.727
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La ganancia neta resultó
de los menores costos de adquisición/transferencia de
petróleo, menor participación de petróleo importado en la
carga procesada y de derivados importados en el mix de las
ventas, así como de los reajustes de precios del diesel (5%) y
gasolina (3%) ocurridos en noviembre de 2014.
2T-2015
5.622
3T15 X
2T15 (%)
(34)
3T-2014
(8.903)
(3T-2015 vs. 2T-2015): La ganancia neta se redujo debido al
reconocimiento de gastos tributarios referentes al IRRF
incidente sobre remesas a la subsidiaria en el exterior para
pagos de importaciones de petróleo y derivados.
El año de 2014 fue impactado por las bajas de gastos
adicionales indebidos capitalizados y de los valores
relacionados con la construcción de las refinerías Premium I y
II, así como por la constitución de provisión del Programa de
Incentivo a la Desvinculación Voluntaria (PIDV).
Período Ene - Sep
2015
2015 x
2014 (%)
2014
298
292
590
351
150
501
399
414
813
219
170
389
(25)
(29)
(27)
60
(12)
29
(89)
(424)
79
1
3
(67)
Importaciones e exportaciones de petróleo y
derivados (Mbbl/d) (*)
Importaciones de petróleo
Importaciones de derivados
Importaciones de petróleo y derivados
Exportaciones de petróleo 8
Exportaciones de derivados
Exportaciones de petróleo y derivados
Exportaciones (importaciones) netas de petróleo y
derivados
Otras exportaciones
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): Mayores exportaciones de
petróleo debido al aumento de la producción.
Menores importaciones de petróleo, reflejando su menor
participación en la carga procesada.
La menor demanda en el mercado interno redujo la necesidad
de importación de derivados.
La menor carga procesada influenció en la reducción de las
exportaciones de derivados.
3T-2015
2T-2015
3T15 X
2T15 (%)
3T-2014
313
218
531
365
145
510
305
315
620
405
188
593
3
(31)
(14)
(10)
(23)
(14)
303
410
713
323
168
491
(21)
(27)
22
(222)
1
1
-
5
(3T-2015 vs. 2T-2015): El menor volumen de exportación de
petroleo fue generado por el hecho de que una porción
significativa de exportación del 3T-2015 ocurrió en el mes de
Septiembre, y el reconocimiento dese ingreso será apenas en
el 4T-2015 debido a la longitud del viaje. Adicionalmente, el
alto nivel de las exportaciones del 2T-2015 se vio influenciado
por la realización de bienes de cambio generados en el 1T2015.
Menores exportaciones de derivados debido a la menor
producción de oleo combustible.
Reducción de la importación de derivados debido a la mayor
producción de diesel.
Mayor importación de petróleo acompañando el aumento de la
carga procesada.
(*)
8
No revisado por los auditores independientes.
Se incluyen los volúmenes de exportaciones de petróleo provenientes de las áreas de negocio de Abastecimiento y de Exploración & Producción.
7
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
Período Ene - Sep
2015
2015 x
2014 (%)
2014
2.049
2.176
90
1.962
2.002
2.170
2.102
98
2.059
2.099
(6)
4
(8)
(5)
(5)
86
82
4
Indicadores operativos del refino (Mbbl/d)
Producción de derivados
Carga de referencia 9
Factor de utilización de la refinación (%) 10
Carga fresca procesada (sin LGN) - Brasil 11
Carga procesada - Brasil 12
Participación del petróleo nacional en la carga
procesada (%)
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La carga procesada fue el
5% inferior debido a la menor demanda y a la parada
programada na unidad de destilación da RLAM y parada no
programada en REDUC, parcialmente compensadas por la
entrada en operación de RNEST en noviembre de 2014.
(*)
3T-2015
2T-2015
3T15 X
2T15 (%)
3T-2014
2.085
2.176
93
2.013
2.052
2.098
2.176
92
1.993
2.031
(1)
−
1
1
1
2.204
2.102
100
2.094
2.138
84
86
(2)
80
(3T-2015 vs. 2T-2015): La carga procesada aumentó el 1%
debido a la retomada de la operación en RLAM y REFAP, que en
el 2T-2015 estaban en parada programada. Este aumento fue
parcialmente compensado por la parada programada general
en RECAP.
Período Ene - Sep
2015
2014
2015 x
2014 (%)
2,52
2,96
(15)
8,01
6,80
18
Costos de la refinación - Brasil
(*)
3T-2015
2T-2015
3T15 X
2T15 (%)
3T-2014
Costos de la refinación (US$/barril)
2,12
2,64
(20)
3,17
Costos de la refinación (R$/barril)
7,89
7,98
(1)
7,33
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): El indicador en dólares fue
el 15% inferior. En reales, hubo aumento del 18% debido
principalmente a los mayores gastos de personal resultantes
del reajuste salarial concedido en el Acuerdo Colectivo de
Trabajo 2014 y a la reducción de la carga procesada.
(3T-2015 vs. 2T-2015): El indicador en dólares fue el 20%
inferior. En reales, hubo reducción del 1% debido
principalmente a la retomada de la operación en RLAM y
REFAP, que estaban en actividad de parada programada en el
2T-2015, y a la mayor carga procesada en RNEST.
(*)
No revisado por los auditores independientes.
Carga de referencia o capacidad instalada de procesamiento primario considera carga máxima sostenible de petróleo alcanzada en las unidades de destilación al final
del periodo, respetando los límites de proyecto de los equipos y los requisitos de seguridad, medio ambiente y calidad de los productos. Es menor que la capacidad
autorizada por la ANP (inclusive autorizaciones temporarias) y órganos ambientales.
10
El factor de utilización de la refinación (%) considera la relación entre la carga fresca procesada y la carga de referencia.
11
Carga fresca procesada - volumen de petróleo procesado en Brasil para cálculo del factor de utilización del parque de refinación.
12
Carga procesada: está compuesta por la sumatoria de la carga procesada de petróleo y LGN en Brasil.
9
8
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
GAS Y ENERGÍA
Período Ene - Sep
2015
2014
1.750
(1.293)
2015 x
2014 (%)
235
Ganancia neta
3T-2015
2T-2015
625
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La ganancia neta resultó
del mayor margen de comercialización del gas natural debido
al aumento del precio medio de realización, de la reducción de
los costos de adquisición de gas importado (GNL y boliviano).
La pérdida en 2014 estuvo influenciada por las pérdidas por
cuentas a cobrar del sector eléctrico y por la baja de gastos
adicionales indebidos capitalizados.
90
3T15 X
2T15 (%)
594
3T-2014
(2.510)
(3T-2015 vs. 2T-2015): El aumento de la ganancia neta resultó
del aumento del margen de comercialización de gas natural y
energía eléctrica debido, respectivamente, a la retirada del
descuento de los contratos de la nueva política de gas natural
y al menor costo de energía influenciado por la reducción de la
PLD, así como por el hecho de trimestre anterior haber tenido
gravámenes por el impairment del activo Unidad de
Fertilizantes Nitrogenados V, motivado por la reducción de la
cartera de inversiones en el Plan de Negocios y Gestión (PNG)
2015-2019.
Período Ene - Sep
2015
2014
2015 x
2014 (%)
878
3.194
4.830
1.201
2.341
4.534
(27)
36
7
319
112
202
657
128
206
(51)
(13)
(2)
Indicadores físicos y financieros (*)
Ventas de electricidad (ACL) 13 - MW promedio
Ventas de electricidad (ACR) 14 - MW promedio
Generación de electricidad - MW promedio
Precio de liquidación de las diferencias (PLD) R$/MWh 15
Importaciones de gas natural licuado (Mbbl/d)
Importaciones de gas natural (Mbbl/d)
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La reducción del 27% del
volumen de ventas de energía en el Ambiente de Contratación
Libre (ACL) se debió a la migración de parte de la garantía
disponible (1.049 MW/medios) al Ambiente de Contratación
Regulada (ACR).
El aumento del volumen generado de energía del 7% resultó
del mayor despacho termoeléctrico por parte del Operador
Nacional del Sistema (ONS) y de la mayor capacidad disponible
para el Parque Termoeléctrico de Petrobras.
La reducción del 13% en la importación de gas natural licuado
y del 2% en la importación de gas natural boliviano resultó de
la mayor oferta de gas nacional, debido al aumento de la
producción en el 12%.
La reducción del 51% de la PLD fue reflejo de la alteración de la
metodología de la ANEEL a partir del 27 de diciembre de 2014,
estableciendo un menor valor para el cálculo del límite máximo
de la PLD.
3T-2015
2T-2015
3T15 X
2T15 (%)
3T-2014
822
3.058
4.401
902
3.263
4.987
(9)
(6)
(12)
1.196
2.671
4.789
202
92
196
369
132
201
(45)
(30)
(2)
671
116
210
(3T-2015 vs. 2T-2015): La reducción del 9% del volumen de
ventas de energía en el Ambiente de Contratación Libre (ACL)
resultó de la menor demanda en el período.
La reducción del 6% en el Ambiente de Contratación Regulada
(ACR) resultó de la conclusión del contrato de venta en
subasta de ajuste de 2015 de 205 MW medios.
La reducción del volumen generado de energía del 12% y del
PLD del 45% fue reflejo de la mejora de las condiciones
hidrológicas de los subsistemas, aliada a la decisión en agosto
de 2015 del Comité de Monitoreo del sector Eléctrico (CMSE)
de desconectar usinas con costos unitarios elevados,
impactando la generación de las usinas a oleo.
La reducción del 30% en la importación de gas natural licuado
y del 2% en la importación de gas natural boliviano resultó de
la menor demanda termoeléctrica en el período.
Nota de rodapé: (*)131415
(*)
No revisado por los auditores independientes.
ACL - Ambiente de contratación libre.
14
ACR - Ambiente de contratación regulada.
15
Precios semanales ponderados por nivel de carga libre (baja, media y pesada), el número de horas y la capacidad del submercado.
13
9
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
DISTRIBUCIÓN
Período Ene - Sep
2015
2014
440
753
2015 x
2014 (%)
(42)
Ganancia neta
3T-2015
(299)
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La reducción de la
ganancia neta resultó de los menores márgenes medios de
comercialización (9,1%), asociados a la reducción del volumen
de ventas (5%).
2T-2015
184
3T15 X
2T15 (%)
(263)
3T-2014
(203)
(3T-2015 vs. 2T-2015): La pérdida resultó de la reducción de
los márgenes medios de comercialización (2,5%) y de los
mayores gastos de ventas debido a las pérdidas con cuentas a
cobrar del sector eléctrico.
El año de 2014 tuvo gravámenes por la constitución de
provisión del Programa de Incentivo a la Desvinculación
Voluntaria (PIDV).
Período Ene - Sep
2015
35,6%
2014
37,0%
2015 x
2014 (%)
(1)
Market Share (*) 16
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La reducción de market
share resulta principalmente de la expansión del mercado de
etanol hidratado (42,2%), mercado en que Petrobras
Distribuidora tiene una participación menor, conjugada a la
caída de las ventas para el sector termoeléctrico. Además,
ocurrió importación de gasolina/diesel y adquisición de
gasolina formulada por los competidores, proporcionándoles
mayor competitividad.
3T-2015
34,7%
2T-2015
35,4%
3T15 X
2T15 (%)
(1)
3T-2014
37,2%
(3T-2015 vs. 2T-2015): Reducción de market share en el 3T2015 justificada en gran parte por el menor despacho de las
térmicas, además de la caída de la participación de las ventas
de oleo diesel (no térmico).
(*)16
(*)
No revisado por los auditores independientes.
Desde 2015, el cálculo del market share se ha revisado para no más tener en cuenta las ventas entre los distribuidores. Además, comenzamos a actualizar el indicador
en la adhesión a la revisión de los montos históricos realizados por la ANP y Sindicom. Los trimestres anteriores se han recalculado por el nuevo criterio, a efectos de
comparación.
16
10
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
INTERNACIONAL
Como desdoblamiento de la creación de la Dirección de Gobernanza, Riesgo y Conformidad y de la extinción de la Dirección
Internacional en marzo de 2015, se aprobaron ajustes organizacionales en las demás áreas de negocio involucrando la transferencia
de la gestión de actividades del área de negocio internacional. Considerando los detalles necesarios para integración de la gestión
de dichas actividades, la Compañía aún está presentando los resultados del área internacional por separado.
Período Ene - Sep
2015
2014
752
927
2015 x
2014 (%)
(19)
Ganancia neta
3T-2015
(167)
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): La reducción del resultado
resultó de los mayores gastos de ventas, baja por devolución
de bloques exploratorios y impairment. Además, el periodo
Ene-Sep/2014 se benefició de la ganancia obtenida con la
venta de los activos en tierra de E&P en Colombia.
2T-2015
816
3T15 X
2T15 (%)
(120)
3T-2014
(219)
(3T-2015 vs. 2T-2015): La pérdida resultó principalmente de
la baja por devolución de bloques exploratorios, además del
hecho del 2T-2015 haber sido beneficiado por la ganancia en
el cálculo del impuesto sobre la renta diferido, a partir de los
créditos fiscales de las empresas holandesas.
Dicha reducción fue atenuada por la mayor ganancia bruta,
resultado del efecto cambiario, debido a la valorización del
dólar ante el real que fue mayor que la reducción generada por
la disminución de los precios internacionales.
Período Ene - Sep
2015
2014
70
89
159
30
189
2015 x
2014 (%)
88
94
182
32
214
(20)
(5)
(13)
(6)
(12)
Producción internacional (Mbbl/d) 17 (*)
Producción internacional consolidada
Petróleo y LGN
Gas natural
Total producción internacional consolidada
Producción internacional no consolidada
Producción total internacional
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): A pesar del incremento de
la producción por la entrada de los campos de Saint Malo, en
diciembre de 2014, y Lucius, en enero de 2015, en Estados
Unidos, la producción consolidada de petróleo y GNL se redujo
el 20% debido a la conclusión de la transferencia de propiedad
de los activos terrestres en Perú en noviembre de 2014, en
Colombia en abril de 2014, y en la cuenca Austral, en la
provincia de Santa Cruz, Argentina, en marzo de 2015.
3T-2015
69
90
159
29
188
2T-2015
71
89
160
31
191
3T15 X
2T15 (%)
(3)
1
(1)
(6)
(2)
3T-2014
86
96
182
33
215
(3T-2015 vs. 2T-2015): Reducción en la producción
consolidada de oleo y LGN del 3%, principalmente debido a la
parada programada de la plataforma del Campo de Saint Malo,
en el Golfo de México norteamericano, en julio de 2015.
La producción de gas natural se mantuvo prácticamente
estable con relación al trimestre anterior.
La producción de gas natural se redujo principalmente debido
a la conclusión de la transferencia de los activos terrestres en
Perú en noviembre de 2014 y en la cuenca Austral, en
Argentina, en marzo de 2015. Dichos efectos fueron
parcialmente compensados por la entrada de producción del
campo de Hadrian South, Estados Unidos, a fines de marzo de
2015.
Período Ene - Sep
2015
58,25
23,68
2014
85,46
20,83
2015 x
2014 (%)
(32)
14
Precio de venta - Internacional
. Petróleo (US$/bbl)
. Gas natural (US$/bbl)
3T-2015
55,69
25,84
2T-2015
60,52
22,66
3T15 X
2T15 (%)
(8)
14
3T-2014
84,05
19,06
(*)
No revisado por los auditores independientes.
Algunos países que componen la producción Internacional están bajo el régimen de producción compartida, con las participaciones gubernamentales siendo pagadas
en petróleo.
17
11
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
Período Ene - Sep
2015
2014
7,73
8,55
2015 x
2014 (%)
(10)
Lifting Cost - Internacional (US$/barril) 18 (*)
3T-2015
7,21
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): Reducción del 10%,
principalmente en Estados Unidos, debido a la entrada en
producción de los campos Saint Malo, Lucius y Hadrian South,
que tienen costos operativos más bajos, y a la transferencia de
los activos terrestres en Perú y Colombia, que tenían costos
operativos más elevados.
2T-2015
7,16
3T15 X
2T15 (%)
1
3T-2014
8,84
(3T-2015 vs. 2T-2015): Este trimestre, el costo de extracción
se mantuvo prácticamente estable.
Período Ene - Sep
2015
2014
136
148
230
57
2015 x
2014 (%)
168
181
230
71
(19)
(18)
−
(14)
Indicadores operativos del refino - Internacional
(Mbbl/d) (*)
Carga total procesada 19
Producción de derivados
Carga de referencia 20
Factor de utilización de la refinación (%) 21
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): Menor carga total
procesada (19%) debido a la interrupción del procesamiento
en la Refinería de Okinawa, en Japón, desde abril de 2015, y en
Estados Unidos debido a la parada programada para
mantenimiento de la Unidad de Destilación en la Refinería de
Pasadena de inicio de marzo a mediados de abril de 2015.
3T-2015
146
150
230
60
2T-2015
135
140
230
56
3T15 X
2T15 (%)
8
7
−
4
3T-2014
162
175
230
68
(3T-2015 vs. 2T-2015): Mayor carga total procesada (8%)
debido al incremento de capacidad máxima de procesamiento
de carga en la Refinería de Pasadena, en Estados Unidos,
además de la retomada del procesamiento después de la
parada programada ocurrida durante parte de abril de 2015.
Este efecto fue parcialmente compensado en Japón debido a
la interrupción del procesamiento en la Refinería de Okinawa a
partir de abril de 2015.
Período Ene - Sep
2015
2014
4,01
3,81
2015 x
2014 (%)
5
Costos de la refinación - Internacional
(US$/barril) (*)
3T-2015
4,03
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): El costo unitario de la
refinación aumentó el 5% principalmente debido a los
reajustes de los salarios en Argentina y en Japón, debido al
impacto de la interrupción del procesamiento de la Refinería
de Okinawa desde abril de 2015, con costos unitarios más
bajos.
2T-2015
4,08
3T15 X
2T15 (%)
(1)
3T-2014
4,02
(3T-2015 vs. 2T-2015): El costo unitario se redujo el 1%
debido al incremento de la carga procesada en la unidad de
destilación atmosférica de Pasadena, en Estados Unidos, que
se encuentra en fase de pruebas de capacidad máxima de
procesamiento.
BIOCOMBUSTIBLE
Período Ene - Sep
2015
(463)
2014
(231)
2015 x
2014 (%)
(100)
Ganancia neta
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): El aumento de la pérdida
resultó de las pérdidas en inversiones debido a los cambios
resultantes del Plan de Negocios y Gestión 2015/19,
atenuadas por la mejora de los márgenes de las operaciones
de biodiesel resultante del aumento de los precios medios de
realización y de los volúmenes de ventas en 2015.
3T-2015
(110)
2T-2015
(304)
3T15 X
2T15 (%)
64
3T-2014
(90)
(3T-2015 vs. 2T-2015): La reducción de la pérdida resulta del
hecho del trimestre anterior haber tenido gravámenes por las
pérdidas en inversiones debido a los cambios resultantes del
Plan de Negocios y Gestión 2015/19 aliado a las menores
pérdidas en el segmento de etanol en el 3T-2015.
(*)
No revisado por los auditores independientes.
Indicador de costo de extracción del petroleo y gas natural.
19
Carga total procesada: volumen de petróleo procesado en el exterior en las unidades de destilación atmosféricas de las refinerías; sumada a los productos intermedios
comprados a terceros y utilizados como carga en otras unidades de las refinerías.
20
Carga de referencia: considera carga máxima sostenible de petróleo alcanzada en las unidades de destilación.
21
Factor de utilización de la refinación (%): relación entre el petróleo procesado en la unidad de destilación y la carga de referencia.
18
12
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
Volumen de ventas – mil barriles/día (*)
Período Ene - Sep
2015
928
550
106
143
234
111
182
2.254
123
438
2.815
502
519
1.021
3.836
2014
998
612
117
167
235
110
210
2.449
94
442
2.985
392
574
966
3.951
2015 x
2014 (%)
(7)
(10)
(9)
(14)
−
1
(13)
(8)
31
(1)
(6)
28
(10)
6
(3)
3T-2015
Diesel
Gasolina
Oleo combustible
Nafta
GLP 22
Combustible de aviación 23
Otros
Total de derivados
Alcoholes, nitrogenados renovables y otros
Gas natural
Total mercado interno
Exportación
Ventas internacionales
Total mercado internacional
Total general
(Ene-Sep/2015 vs. Ene-Sep/2014): El volumen de ventas en el
mercado interno fue el 6% inferior, destacándose los
siguientes productos:
 Diesel (reducción del 7%):
i) menor consumo en obras de infraestructura;
ii) aumento de las ventas por importadores; y
iii) aumento del porcentaje de biodiesel en la mezcla
diesel/biodiesel.
Estos factores fueron parcialmente compensados por el
crecimiento de la flota de vehículos ligeros a diesel (van, pick
up y SUV).
 Gasolina (reducción del 10%):
i) aumento del tenor de etanol anhidro en la gasolina C del
25% al 27%;
ii) aumento de la colocación de gasolina por otros
competidores; y
iii) reducción de la flota de vehículos movidos solamente a
gasolina.
953
540
97
137
243
113
199
2.282
134
418
2.834
511
544
1.055
3.889
2T-2015
923
537
103
168
236
107
176
2.250
119
448
2.817
594
493
1.087
3.904
3T15 X
2T15 (%)
3
1
(6)
(18)
3
6
13
1
13
(7)
1
(14)
10
(3)
−
3T-2014
1.049
616
126
160
247
110
225
2.533
98
449
3.080
496
567
1.063
4.143
(3T-2015 vs. 2T-2015): El volumen de ventas en el mercado
interno fue el 1% superior, destacándose los siguientes
productos:
 Diesel (aumento del 3%): estacionalidad del consumo,
teniendo en vista la plantación de la cosecha de granos de
verano y la actividad industrial;
 Gasolina (aumento del 1%): crecimiento de la flota de
vehículos ligeros;
 Nafta (reducción del 18%): menor demanda por parte de los
clientes, principalmente Braskem;
 Gas natural (reducción del 7%): reducción de la demanda del
sector eléctrico;
 GLP (aumento del 3%): temperaturas medias más bajas; y
 Combustible de aviación (aumento del 6%): estacionalidad y
caída del precio internacional del combustible de aviación.
 Nafta (reducción del 14%): reducción de la demanda por
parte de clientes, principalmente Braskem; y
 Oleo combustible (reducción del 9%): menores entregas
para demanda térmica e industrial en varios estados.
2223
(*)
No revisado por los auditores independientes.
Gas licuado de petróleo.
23
Combustible de aviación.
22
13
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
LIQUIDEZ Y RECURSOS DE CAPITAL
Estado de los flujos de efectivo consolidado – Sumario 24
R$ millones
Período Ene - Sep
2015
2014
3T-2015
2T-2015
3T-2014
Disponibilidades ajustadas al início del período 25
Títulos públicos federales y time deposits al início del período
Efectivo y equivalentes al efectivo al início del período 24
91.636
(10.470)
81.166
68.182
(33.732)
34.450
66.363
(8.223)
58.140
21.816
(11.566)
(17.977)
13
6.398
10.250
(11.668)
12.577
(24.245)
−
(190)
22.890
5.253
(17.153)
96
22.310
28.143
18.887
33.737
(14.850)
−
109
23.553
(31.111)
(20.129)
302
(11.284)
(7.558)
(4.998)
5.022
(10.020)
(18)
(57)
921
49.624
Efectivo neto generado en las actividades operativas
Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión
Inversiones en segmentos de negócio
Venta de activos (desinversiones)
Inversiones en títulos y valores mobiliarios
(=) Flujo de efectivo neto
Financiaciones y préstamos, netos
Captaciones
Amortizaciones
Dividendos pagados a los accionistas
Participación de accionistas no controlantes
Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre efectivo y equivalentes al
efectivo
Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período 24
20.312
99.870
(423)
81.166
4.115
49.624
20.635
70.259
Títulos públicos federales y time deposits al final del período
Disponibilidades ajustadas al final del período 25
4.366
104.236
10.470
91.636
20.635
70.259
68.946
(24.707)
44.239
46.257
(9.085)
37.172
61.133
(27.644)
(52.810)
625
24.541
33.489
(3.087)
50.049
(53.136)
−
315
47.267
(68.228)
(59.606)
1.356
(9.978)
(20.961)
41.297
69.048
(27.751)
(8.749)
(56)
24.914
99.870
4.366
104.236
Al 30 de septiembre de 2015, efectivo y equivalentes de efectivo aumentó 126% con relación al 31 de diciembre de 2014 y las
disponibilidades ajustadas25 aumentaron el 51%. Las principales aplicaciones de recursos en 2015 fueron destinadas al cumplimiento del
servicio de sus deudas en el periodo y financiación de las inversiones en áreas de negocio. Dichos recursos fueron proporcionados por una
generación de caja operativa de R$ 61.133 millones y captaciones de R$ 50.049 millones. El saldo de disponibilidades ajustadas fue
afectado positivamente en 2015 por el efecto de la variación cambiaria sobre las inversiones financieras en el exterior.
La generación operativa de efectivo aumentó el 29% con relación a 2014, principalmente motivada por los mayores precios de diesel y
gasolina, aumento del volumen de exportación de petróleo, reducción de los gastos de participación gubernamental e importaciones de
petróleo y derivados, además de la mayor participación del petroleo nacional en la carga procesada y reducción de la importación de
derivados.
Las inversiones en los negocios de la Compañía fueron el 11% inferiores en 2015, con destaque para la reducción de 60% en el área de
abastecimiento. El monto de R$ 24.541 millones recibidos de títulos y valores se refiere a inversiones financieras con plazos superiores a
tres meses vencidas en el periodo y, en su mayor parte, reinvertidas con plazos de hasta tres meses (efectivo y equivalentes al efectivo).
El flujo de efectivo neto fue positivo en R$ 33.489 millones en 2015, en relación a un flujo de efectivo neto negativo de R$ 20.961 millones
en 2014.
En Ene-Sep/2015 la Compañía captó R$ 50.049 millones, con destaque para los acuerdos de cooperación firmados con el Banco de
Desarrollo de China (CDB por sus siglas en inglés) por el valor de US$ 5 mil millones y la emisión de Global Notes con vencimiento a 100
años (US$ 2 mil millones), además de créditos bilaterales con bancos brasileños. Al 30 de septiembre de 2015, el plazo medio de
vencimiento de la deuda era de 7,49 años.
Las amortizaciones de interés y principal fueron de R$ 53.136 millones en 2015, 91% mayores en comparación a 2014 y aumentaron 63% en
el 3T-2015 en relación al 2T-2015.
24
Para mayor detallamento, vea estado de los flujos de efectivo consolidado en la página 19.
Las disponibilidades ajustadas incluyen títulos federales e inversiones financieras en el exterior en time deposits de instituciones financieras de primera
línea con vencimientos superiores a 3 meses a partir de la fecha de aplicación, considerándose la expectativa de realización de esas inversiones a corto plazo.
Las disponibilidades ajustadas no fueron calculadas según las normas internacionales de contabilidad y no deben ser consideradas aisladamente ni en
reemplazo de efectivo y equivalentes al efectivo determinados en IFRS. Las disponibilidades ajustadas no deben ser base de comparación con las de otras
empresas, sin embargo, la administración cree que son una información complementaria que ayuda a los inversionistas a evaluar la liquidez y auxilia en la
gestión del apalancamiento.
25
14
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
Inversiones consolidadas
2015
Exploración & Producción
Abastecimiento
Gas & Energía
Internacional
Exploración & Producción
Abastecimiento
Gas & Energía
Distribución
Otros
Distribución
Biocombustible
Corporativo
Total de inversiones
43.327
5.908
1.921
3.113
2.664
344
43
55
7
513
58
649
55.489
%
R$ millones
Período Ene - Sep
2014
78
11
3
6
86
11
1
2
−
1
−
1
100
40.866
13.801
4.136
2.249
1.969
214
19
39
8
708
24
759
62.543
%
Δ%
65
22
7
4
88
10
1
2
−
1
−
1
100
6
(57)
(54)
38
35
61
126
41
(13)
(28)
142
(14)
(11)
En línea con sus objetivos estratégicos, Petrobras actúa de forma asociada con otras empresas en joint ventures, en Brasil y en el
exterior, como concesionaria de derechos de exploración, desarrollo y producción de petroleo y gas natural.
La Compañía invirtió un total de R$ 55.489 millones en Ene-Sep/2015, dirigidos principalmente al aumento de la capacidad
productiva de petroleo y gas natural.
15
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
Endeudamiento consolidado
R$ millones
30.09.2015 31.12.2014
26
Endeudamiento corto plazo
Endeudamiento largo plazo 27
Total
Efectivo y equivalentes al efectivo
Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses)
Disponibilidades ajustadas
Endeudamiento neto 28
Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto)
Pasivo total neto 29
Estructura de capital
(Capital de terceros neto / pasivo total neto)
Índice de endeudamiento neto/LTM EBITDA ajustado 30
Δ%
53.376
453.208
506.584
99.870
4.366
104.236
402.348
58%
827.326
31.565
319.470
351.035
44.239
24.707
68.946
282.089
48%
724.429
69
42
44
126
(82)
51
43
10
14
65%
5,24
57%
4,77
8
10
U.S.$ millones
30.09.2015 31.12.2014
26
Endeudamiento corto plazo
Endeudamiento largo plazo 27
Total
Endeudamiento neto 28
Plazo promedio del endeudamiento (años)
13.435
114.075
127.510
101.273
7,49
11.884
120.274
132.158
106.201
6,10
Δ%
13
(5)
(4)
(5)
1,39
R$ millones
30.09.2015 31.12.2014
Δ%
Informaciones resumidas sobre financiaciones
Por tipo
Referenciado al tipo variable
Indexado a tipo fijo
Total
253.141
253.241
506.382
173.977
176.868
350.845
46
43
44
Por moneda
Reales
Dólares Estadunidenses
Euro
Otras monedas
Total
80.566
376.675
35.189
13.952
506.382
62.223
252.787
25.820
10.015
350.845
29
49
36
39
44
Por vencimiento
2015
2016
2017
2018
2019
2020 y adelante
Total
17.405
50.267
44.787
63.639
89.260
241.024
506.382
31.523
33.397
31.742
47.254
64.252
142.677
350.845
(45)
51
41
35
39
69
44
El endeudamiento neto del Sistema Petrobras en Reales aumentó el 43% con relación al 31 de diciembre de 2014, principalmente
como resultado del impacto de la depreciación cambiaria del 49,6%.
26
Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$ 44 millones al 30.09.2015 y R$42 millones al 31.12.2014).
Incluye Arrendamientos Mercantiles Financieros (R$ 158 millones al 30.09.2015 y R$148 millones al 31.12.2014).
28
El endeudamiento neto no fue calculado según las normas internacionales de contabilidad - IFRS y no debe considerarse aisladamente o en sustitución al
endeudamiento total de largo plazo, calculado de acuerdo con el IFRS. El cálculo del endeudamiento neto no debe ser base de comparación con el endeudamiento neto
de otras empresas. La Administración cree que la deuda neta es una información suplementaria que ayuda a los inversores a evaluar nuestra liquidez y ayuda en la
gestión del apalancamiento.
29
Pasivo total neto de disponibilidades ajustadas.
30
Con el fin de alinearse con las mejores prácticas del mercado , observamos que, a partir de 30 de junio de 2015, la Compañía adoptó la suma de los últimos 12 meses del
EBITDA ajustado (Last Twelve Months - LTM EBITDA Ajustado ), en sustitución al cálculo por año adoptado previamente, basado en la repetición de la media mensual
para el resto del año.
27
16
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
ESTADOS CONTABLES
Estado del Resultado - Consolidado31
R$ millones
Período Ene - Sep
2015
2014
236.535
(164.808)
71.727
(9.465)
(8.228)
(4.637)
(1.730)
(7.768)
−
(11.264)
(43.092)
252.220
(193.798)
58.422
(12.230)
(7.847)
(5.642)
(1.858)
(1.192)
(6.194)
(11.955)
(46.918)
28.635
11.504
3.215
(15.655)
(10.673)
(23.113)
542
(131)
5.933
2.974
(6.373)
1.313
(2.086)
991
(775)
9.634
Ingresos financieros
Gastos financieros
Variaciones cambiarias y monetarias
Resultado financiero neto
Resultado de participaciones en inversiones
Participación en las ganancias o resultados
Ganancia (pérdida) antes de los impuestos a las ganancias
(5.522)
411
(4.596)
5.038
Impuestos a las ganancias
Ganancia (pérdida) neta
2.102
(1.691)
411
5.013
25
5.038
31
3T-2015
Ingresos de ventas
Costo de ventas
Ganancia bruta
Gastos de ventas
Gastos generales y de administración
Gastos de exploración
Gastos con investigación y desarrollo
Otros gastos por impuestos
Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados
Otros ingresos y gastos, netos
Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y
impuestos
Ganancia (pérdida) neta atribuible a:
Accionistas de Petrobras
Accionistas no controlantes
2T-2015
3T-2014
82.239
(58.484)
23.755
(3.855)
(2.754)
(2.234)
(556)
(3.055)
−
(5.488)
(17.942)
79.943
(54.381)
25.562
(3.886)
(2.764)
(1.420)
(610)
(3.960)
−
(3.435)
(16.075)
88.377
(67.936)
20.441
(6.733)
(2.707)
(2.314)
(665)
(552)
(6.194)
(6.197)
(25.362)
5.813
9.487
(4.921)
1.866
(6.403)
(6.907)
(11.444)
200
232
(5.199)
615
(5.561)
(1.102)
(6.048)
169
(27)
3.581
1.174
(2.282)
136
(972)
198
(127)
(5.822)
174
(5.025)
(2.673)
908
(117)
(5.939)
(3.759)
(1.266)
(5.025)
531
377
908
(5.339)
(600)
(5.939)
A partir de 2014, el monto de ajustes al valor de mercado de los inventarios fue reclasificado de Otros Ingresos y Gastos, Netos para Costo de Ventas.
17
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
Balance General – Consolidado
ACTIVOS
R$ millones
30.09.2015 31.12.2014
Activo corriente
Efectivo y equivalentes al efectivo
Títulos y valores mobiliarios
Cuentas por cobrar, netas
Inventarios
Activos por impuestos corrientes
Activos clasificados como mantenidos para la venta
Otros activos corrientes
Activo no corriente
Realizable a largo plazo
Cuentas por cobrar, netas
Títulos y valores mobiliarios
Depósitos judiciales
Impuestos diferidos
Impuestos y contribuciones
Adelanto a proveedores
Otros activos no corrientes
Inversiones
Propiedad, planta y equipo
Activos intangibles
Total de activos
PASIVOS
176.380
99.870
4.379
21.155
32.585
10.172
295
7.924
135.023
44.239
24.763
21.167
30.457
10.123
13
4.261
755.182
69.189
17.017
341
8.914
14.753
10.681
7.883
9.600
15.987
657.873
12.133
931.562
658.352
50.104
12.834
290
7.124
2.673
10.645
6.398
10.140
15.282
580.990
11.976
793.375
R$ millones
30.09.2015 31.12.2014
Pasivo corriente
Proveedores
Financiaciones corrientes
Pasivos por impuestos corrientes
Sueldos y cargas
Planes de pensión y salud
Pasivos sobre activos clasificados como mantenidos para la venta
Otros pasivos corrientes
Pasivo no corriente
Financiaciones a largo plazo
Impuestos diferidos
Planes de pensión y salud
Provisión para desmantelamiento de áreas
Provisión para procesos judiciales
Otros pasivos no corrientes
Patrimonio neto
Capital social desembolsado
Ganancias acumuladas y otras
Participación de los accionistas no controlantes
Total de pasivos y patrimonio neto
109.719
26.641
53.376
14.011
6.156
2.253
195
7.087
530.861
453.208
1.156
47.200
20.176
6.559
2.562
290.982
205.432
84.007
1.543
931.562
82.659
25.924
31.565
11.453
5.489
2.115
−
6.113
399.994
319.470
8.052
43.803
21.958
4.091
2.620
310.722
205.432
103.416
1.874
793.375
18
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
Estado de los Flujos de Efectivo Consolidado
R$ millones
Período Ene - Sep
2015
2014
3T-2015
2T-2015
3T-2014
2.102
59.031
5.013
42.254
Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras
(+) Ajustes:
(3.759)
25.575
531
22.359
(5.339)
28.892
27.005
22.823
(1.691)
(542)
−
566
21.869
5.507
25
(991)
6.194
4.163
9.461
10.952
(1.266)
(200)
−
542
9.028
5.577
377
(169)
−
887
7.036
2.611
(600)
(198)
6.194
3.954
1.034
2.824
3.418
2.173
5.055
(843)
273
(2.402)
(1.601)
3.934
(2.995)
61.133
(27.644)
3.768
2.188
4.262
1.404
3.161
189
(4.605)
(1.150)
(1.316)
(288)
(2.126)
47.267
(68.228)
Depreciación, agotamiento y amortización
Variaciones cambiarias y monetarias y cargas financieras
Participación de los accionistas no controlantes
Participación en inversiones
Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados
Pérdidas con créditos de liquidación dudosa
Resultado con enajenación/baja de activos, areas devueltas y proyectos
cancelados
Impuestos sobre la renta y contribución social diferidos, netos
Baja de pozos secos
Impairment de propiedad, planta y equipo, intangible y otros activos
Gastos actuariales con pensión y salud
Variación en los bienes de cambio
Variación en las cuentas por cobrar
Variación en los proveedores
Variación en pensión y salud
Variación en impostos y contribuciones a pagar
Variación en otros activos y pasivos
(=) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades operativas
(-) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades de inversión
1.223
(988)
1.755
844
1.687
1.811
616
54
(479)
(2.058)
1.621
21.816
(11.566)
215
1.768
1.087
1.037
1.684
(1.630)
(416)
(181)
(707)
5.669
(1.867)
22.890
5.253
4.081
(108)
1.710
931
909
4.949
(1.415)
(1.307)
(415)
1.718
(1.158)
23.553
(31.111)
(52.810)
625
24.541
33.489
(2.772)
(59.606)
1.356
(9.978)
(20.961)
32.492
Inversiones en segmentos de negocio
Venta de activos (desinversiones)
Inversiones en títulos y valores mobiliarios
(=) Flujo de efectivo neto
(-) Efectivo neto generado (utilizado) en las actividades de financiación
(17.977)
13
6.398
10.250
(11.858)
(17.153)
96
22.310
28.143
18.996
(20.129)
302
(11.284)
(7.558)
(5.073)
50.049
(37.727)
(15.409)
−
315
24.914
69.048
(17.294)
(10.457)
(8.749)
(56)
921
12.577
(18.281)
(5.964)
−
(190)
20.312
33.737
(11.005)
(3.845)
−
109
(423)
5.022
(6.226)
(3.794)
(18)
(57)
4.115
55.631
12.452
Captaciones
Amortizaciones de principal
Amortizaciones de intereses
Dividendos a pagar
Participación de accionistas no controlantes
Efecto de variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes al efectivo
(=) Aumento (disminución) netos en efectivo y equivalentes al efectivo en el
periodo
18.704
46.716
(8.516)
44.239
99.870
37.172
49.624
Efectivo y equivalentes al efectivo al inicio del periodo
Efectivo y equivalentes al efectivo al final del periodo
81.166
99.870
34.450
81.166
58.140
49.624
19
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
INFORMACIONES CONTABLES POR ÁREA DE NEGOCIO
Estado consolidado del resultado por segmento de negocio – Ene-Sep/2015
R$ millones
Ingresos de ventas
Intersegmentos
Terceros
Costo de ventas
Ganancia bruta
Gastos
Ventas, generales y de administración
Exploración
Investigación y desarrollo
Otros gastos por impuestos
Otros ingresos y gastos, netos
Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero,
participación y impuestos
Resultado financiero neto
Resultado de participaciones en inversiones
Participación en las ganancias o resultados
Ganancia (pérdida) antes de los impuestos a las ganancias
Impuestos a las ganancias
Ganancia (pérdida) neta
Ganancia (pérdida) neta atribuible:
A los accionistas de Petrobras
A los accionistas no controlantes
GAS &
ENERGÍA
E&P
ABAST
DISTRIB.
INTER.
84.691
83.360
1.331
(58.813)
25.878
(8.456)
(1.027)
(4.273)
(683)
(395)
(2.078)
176.441
58.720
117.721
(144.346)
32.095
(10.192)
(5.557)
−
(284)
(2.109)
(2.242)
31.218
5.005
26.213
(25.091)
6.127
(3.473)
(1.095)
−
(137)
(981)
(1.260)
71.683
1.354
70.329
(66.545)
5.138
(4.336)
(4.088)
−
(3)
(24)
(221)
22.183
1.280
20.903
(18.778)
3.405
(2.509)
(1.835)
(364)
(5)
(262)
(43)
17.422
−
(574)
−
16.848
(5.924)
10.924
21.903
−
1.094
(52)
22.945
(7.430)
15.515
2.654
−
254
(9)
2.899
(899)
2.000
802
−
(44)
(68)
690
(250)
440
10.946
(22)
10.924
15.530
(15)
15.515
1.750
250
2.000
440
−
440
BIOCOMBUST.
CORP.
ELIMIN.
TOTAL
526
488
38
(587)
(61)
(113)
(79)
−
(25)
(3)
(6)
−
−
−
−
−
(14.525)
(4.528)
−
(593)
(3.994)
(5.410)
(150.207)
(150.207)
−
149.352
(855)
512
516
−
−
−
(4)
236.535
−
236.535
(164.808)
71.727
(43.092)
(17.693)
(4.637)
(1.730)
(7.768)
(11.264)
896
−
289
−
1.185
(188)
997
(174)
−
(347)
(2)
(523)
60
(463)
(14.525)
(23.113)
(130)
−
(37.768)
8.992
(28.776)
(343)
−
−
−
(343)
117
(226)
28.635
(23.113)
542
(131)
5.933
(5.522)
411
752
245
997
(463)
−
(463)
(26.627)
(2.149)
(28.776)
(226)
−
(226)
2.102
(1.691)
411
Estado consolidado del resultado por segmento de negocio – Ene-Sep/201432
R$ millones
E&P
Ingresos de ventas
Intersegmentos
Terceros
Costo de ventas
Ganancia bruta
Gastos
Ventas, generales y de administración
Exploración
Investigación y desarrollo
Otros gastos por impuestos
Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados
Otros ingresos y gastos, netos
Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero,
participación y impuestos
Resultado financiero neto
Resultado de participaciones en inversiones
Participación en las ganancias o resultados
Ganancia (pérdida) antes de los impuestos a las ganancias
Impuestos a las ganancias
Ganancia (pérdida) neta
Ganancia (pérdida) neta atribuible:
A los accionistas de Petrobras
A los accionistas no controlantes
32
ABAST
GAS &
ENERGÍA
DISTRIB.
INTER.
BIOCOMBUST.
CORP.
ELIMIN.
TOTAL
118.625
117.882
743
(60.640)
57.985
(11.868)
(633)
(5.377)
(946)
(76)
(1.969)
(2.867)
198.227
69.212
129.015
(209.786)
(11.559)
(13.617)
(5.246)
−
(315)
(162)
(3.427)
(4.467)
30.491
2.706
27.785
(26.840)
3.651
(5.754)
(4.302)
−
(144)
(195)
(652)
(461)
72.806
2.013
70.793
(66.866)
5.940
(4.741)
(4.396)
−
(2)
(21)
(23)
(299)
25.175
1.347
23.828
(22.537)
2.638
(1.550)
(1.349)
(265)
(3)
(176)
(23)
266
436
380
56
(523)
(87)
(118)
(82)
−
(22)
(1)
−
(13)
−
−
−
−
−
(9.661)
(4.462)
−
(426)
(561)
(100)
(4.112)
(193.540)
(193.540)
−
193.394
(146)
391
393
−
−
−
−
(2)
252.220
−
252.220
(193.798)
58.422
(46.918)
(20.077)
(5.642)
(1.858)
(1.192)
(6.194)
(11.955)
46.117
−
(6)
(269)
45.842
(16.258)
29.584
(25.176)
−
316
(215)
(25.075)
7.468
(17.607)
(2.103)
−
368
(37)
(1.772)
506
(1.266)
1.199
−
(1)
(45)
1.153
(400)
753
1.088
−
404
(16)
1.476
(392)
1.084
(205)
−
(96)
−
(301)
70
(231)
(9.661)
(2.086)
6
(193)
(11.934)
4.494
(7.440)
245
−
−
−
245
(84)
161
11.504
(2.086)
991
(775)
9.634
(4.596)
5.038
29.592
(8)
29.584
(17.594)
(13)
(17.607)
(1.293)
27
(1.266)
753
−
753
927
157
1.084
(231)
−
(231)
(7.302)
(138)
(7.440)
161
−
161
5.013
25
5.038
A partir de 2014, el monto de ajustes al valor de mercado de los inventarios fue reclasificado de Otros Ingresos y Gastos, Netos para Costo de Ventas.
20
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
Otros ingresos y gastos, netos, por segmento de negocio – Ene-Sep/2015
R$ millones
E&P
(Pérdidas)/ganancias con procesos judiciales, administrativos e
arbitrales
Planes de pensión y salud
Paradas no programadas y gastos pre-operativos
Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment
Relaciones institucionales y proyectos culturales
Resultado con enajenación/baja de activos
Regreso de campos y proyectos cancelados de E&P
Gastos con seguridad, medio ambiente y salud
Plan de incentivo a la salida voluntaria
Incentivos, donaciones y subvenciones gubernamentales
Reembolso de gastos adicionales indebidos capitalizados
Gastos/resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P
Otros
ABAST
GAS &
ENERGÍA
DISTRIB.
INTER.
BIOCOMBUST.
CORP.
ELIMIN.
TOTAL
(136)
−
(1.919)
(1.226)
−
(462)
(16)
−
(223)
(162)
−
−
(15)
−
(13)
−
−
−
(1.431)
(2.842)
(17)
−
−
−
(2.986)
(2.842)
(2.634)
(245)
(55)
(571)
(407)
(47)
(25)
14
−
989
324
(2.078)
(365)
(44)
47
−
(54)
(26)
14
−
−
(126)
(2.242)
(585)
(4)
(505)
−
(15)
(51)
2
−
−
137
(1.260)
−
(122)
6
−
−
1
−
−
−
56
(221)
(91)
(17)
404
−
(4)
−
−
−
−
(307)
(43)
−
−
−
−
−
(4)
−
−
−
(2)
(6)
−
(809)
(8)
−
(117)
(5)
8
230
−
(419)
(5.410)
−
−
−
−
−
−
−
−
−
(4)
(4)
(1.286)
(1.051)
(627)
(407)
(237)
(110)
38
230
989
(341)
(11.264)
Otros ingresos y gastos, netos, por segmento de negocio – Ene-Sep/2014 33
R$ millones
E&P
(Pérdidas)/ganancias con procesos judiciales, administrativos e
arbitrales
Planes de pensión y salud
Paradas no programadas y gastos pre-operativos
Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment
Relaciones institucionales y proyectos culturales
Resultado con enajenación/baja de activos
Regreso de campos y proyectos cancelados de E&P
Gastos con seguridad, medio ambiente y salud
Plan de incentivo a la salida voluntaria
Acuerdos colectivos de trabajo
Incentivos, donaciones y subvenciones gubernamentales
Gastos/resarcimientos con operaciones en alianzas de E&P
Otros
ABAST
GAS &
ENERGÍA
DISTRIB.
INTER.
BIOCOMBUST.
CORP.
ELIMIN.
TOTAL
361
−
(1.534)
(138)
−
(45)
(24)
−
(164)
(91)
−
−
(32)
−
(35)
(1)
−
−
(250)
(1.509)
(29)
−
−
−
(175)
(1.509)
(1.807)
−
(83)
(509)
(493)
(51)
(995)
(397)
19
542
273
(2.867)
−
(52)
(3.335)
−
(51)
(494)
(226)
57
−
(183)
(4.467)
(306)
(8)
207
−
(16)
(151)
(44)
24
−
21
(461)
−
(130)
28
−
−
(159)
(58)
−
−
111
(299)
15
(14)
440
−
(7)
(24)
(11)
−
−
(66)
266
−
−
(1)
−
−
(11)
−
−
−
−
(13)
−
(1.050)
(105)
−
(130)
(621)
(254)
17
−
(181)
(4.112)
−
−
−
−
−
−
−
−
−
(2)
(2)
(291)
(1.337)
(3.275)
(493)
(255)
(2.455)
(990)
117
542
(27)
(11.955)
Activos consolidados por segmento de negocio – 30.09.2015
R$ millones
E&P
ABAST
GAS &
ENERGÍA
DISTRIB.
INTER.
BIOCOMB.
CORP.
ELIMIN.
TOTAL
Total de activos
470.809
182.849
77.008
19.888
49.878
2.393
141.602
(12.865)
931.562
Activo corriente
Activo no corriente
Realizable a largo plazo
Inversiones
Propiedad, planta y equipo
Activos en operación
Activos en construcción
Activos Intangibles
14.124
456.685
21.217
233
427.557
309.479
118.078
7.678
36.119
146.730
9.131
3.512
133.459
107.676
25.783
628
9.246
67.762
6.228
1.484
59.067
47.289
11.778
983
8.506
11.382
4.517
47
6.207
5.202
1.005
611
8.097
41.781
6.634
8.896
24.585
19.856
4.729
1.666
201
2.192
11
1.638
543
491
52
−
111.813
29.789
22.425
177
6.620
5.773
847
567
(11.726)
(1.139)
(974)
−
(165)
(165)
−
−
176.380
755.182
69.189
15.987
657.873
495.601
162.272
12.133
Activos consolidados por segmento de negocio – 31.12.2014
R$ millones
E&P
ABAST
GAS &
ENERGÍA
DISTRIB.
INTER.
BIOCOMB.
CORP.
ELIM.
TOTAL
Total de activos
402.478
186.033
75.350
19.180
34.553
2.947
86.024
(13.190)
793.375
Activo corriente
Activo no corriente
Realizable a largo plazo
Inversiones
Propiedad, planta y equipo
Activos en operación
Activos en construcción
Activos Intangibles
15.959
386.519
17.874
531
360.368
263.794
96.574
7.746
39.111
146.922
9.573
4.800
131.914
108.747
23.167
635
10.570
64.780
3.749
1.393
58.770
47.460
11.310
868
9.246
9.934
3.217
39
6.066
4.595
1.471
612
6.229
28.324
4.908
5.912
16.091
9.870
6.221
1.413
173
2.774
8
2.221
545
502
43
−
64.174
21.850
13.359
386
7.403
5.562
1.841
702
(10.439)
(2.751)
(2.584)
−
(167)
(167)
−
−
135.023
658.352
50.104
15.282
580.990
440.363
140.627
11.976
33
33
A partir de 2014, el monto de ajustes al valor de mercado de los inventarios fue reclasificado de Otros Ingresos y Gastos, Netos para Costo de Ventas.
21
HITOS FINANCIEROS Y OPERATIVOS
Estado del EBITDA ajustado consolidado por segmento de negocio – Ene-Sep/2015
R$ millones
E&P
Ganancia (pérdida) neta
Resultado financiero neto
Impuestos a las ganancias
Depreciación, agotamiento y amortización
EBITDA
Resultado de participaciones en inversiones
Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment
EBITDA ajustado
ABAST
GAS &
ENERGÍA
DISTRIB.
BIOCOMB.
INTER.
CORP.
ELIM.
TOTAL
10.924
−
5.924
16.784
33.632
15.515
−
7.430
5.433
28.378
2.000
−
899
2.117
5.016
440
−
250
345
1.035
997
−
188
1.683
2.868
(463)
−
(60)
22
(501)
(28.776)
23.113
(8.992)
621
(14.034)
(226)
−
(117)
−
(343)
411
23.113
5.522
27.005
56.051
574
(1.094)
(254)
44
(289)
347
130
−
(542)
245
34.451
365
27.649
585
5.347
−
1.079
91
2.670
−
(154)
−
(13.904)
−
(343)
1.286
56.795
Estado del EBITDA ajustado consolidado por segmento de negocio – Ene-Sep/2014
R$ millones
E&P
Ganancia (pérdida) neta
Resultado financiero neto
Impuestos a las ganancias
Depreciación, agotamiento y amortización
EBITDA
Resultado de participaciones en inversiones
Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos impairment
Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados
EBITDA ajustado
ABAST
GAS &
ENERGÍA
DISTRIB.
INTER.
BIOCOMB.
CORP.
ELIM.
TOTAL
29.584
−
16.258
12.786
58.628
(17.607)
−
(7.468)
4.821
(20.254)
(1.266)
−
(506)
1.507
(265)
753
−
400
297
1.450
1.084
−
392
1.814
3.290
(231)
−
(70)
21
(280)
(7.440)
2.086
(4.494)
623
(9.225)
161
−
84
−
245
5.038
2.086
4.596
21.869
33.589
6
(316)
(368)
1
(404)
96
(6)
−
(991)
−
1.969
60.603
−
3.427
(17.143)
306
652
325
−
23
1.474
(15)
23
2.894
−
−
(184)
−
100
(9.131)
−
−
245
291
6.194
39.083
Estado del resultado consolidado por segmento de negocio internacional
R$ millones
E&P
ABAST
GAS &
ENERGÍA
DISTRIB.
CORP.
ELIMIN.
TOTAL
Estado del Resultado - Ene-Sep 2015
Ingresos de ventas
Intersegmentos
Terceros
4.562
2.353
2.209
11.236
3.710
7.526
1.304
83
1.221
9.950
4
9.946
37
36
1
(4.906)
(4.906)
−
22.183
1.280
20.903
Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos
778
299
161
204
(572)
26
896
Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras
847
302
219
172
(814)
26
752
R$ millones
E&P
ABAST
GAS &
ENERGÍA
DISTRIB.
CORP.
ELIMIN.
TOTAL
Estado del Resultado - Ene-Sep 2014
Ingresos de ventas
Intersegmentos
Terceros
5.493
2.175
3.318
13.606
2.643
10.963
864
60
804
8.730
4
8.726
46
29
17
(3.564)
(3.564)
−
25.175
1.347
23.828
Ganancia (pérdida) neta antes del resultado financiero, participación y impuestos
1.240
(141)
154
261
(404)
(22)
1.088
Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras
1.438
(67)
183
241
(846)
(22)
927
Activo consolidado por segmento de negocio internacional
R$ millones
E&P
ABAST
GÁS &
ENERGIA
DISTRIB.
CORP.
ELIMIN.
TOTAL
Total de activos en 30 de septiembre de 2015
37.902
6.724
1.867
3.213
4.369
(4.197)
49.878
Total de activos en 31 de diciembre de 2014
25.557
4.944
1.255
2.497
3.267
(2.967)
34.553
22
APÉNDICE
1. Reconciliación del EBITDA ajustado
R$ millones
Período Ene - Sep
2015
2015 X
2014
(%)
2014
3T-2015
411
23.113
5.522
27.005
56.051
5.038
2.086
4.596
21.869
33.589
(92)
1.008
20
23
67
(542)
(991)
45
1.286
−
56.795
291
6.194
39.083
(100)
45
24
15
9
Ganancia (pérdida) neta
Resultado financiero neto
Impuestos a las ganancias
Depreciación, agotamiento y amortización
EBITDA
Resultado de participaciones en inversiones
Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los
activos - impairment
Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados
EBITDA ajustado
Margen del EBITDA ajustado (%) 34
2T-2015
3T15 X
2T15 (%)
3T-2014
(5.025)
11.444
(174)
9.461
15.706
908
6.048
2.673
9.028
18.657
(653)
89
(107)
5
(16)
(5.939)
972
117
7.036
2.186
(200)
(169)
(18)
(198)
−
−
15.506
1.283
−
19.771
−
(22)
306
6.194
8.488
19
25
(6)
10
La Compañía divulga el EBITDA ajustado de acuerdo con la Instrucción CVM n° 527 del 4 de octubre de 2012, calculado como el resultado neto del
período más los tributos sobre la ganancia, resultado financiero neto, depreciación y amortización, además de la participación en inversiones y de la
pérdida en el valor de recuperación de activos (impairment). La divulgación del EBITDA ajustado tiene como objetivo proporcionar información
suplementaria sobre su capacidad de pago de deudas, de realización y mantenimiento de sus inversiones, así como de cubrir necesidad de capital de
giro. El EBITDA ajustado no es una medida definida por las prácticas contables internacionales (IFRS) y puede no ser comparable con el mismo
indicador divulgado por otras empresas.
Específicamente en 2014, la Compañía optó por excluir la baja de gastos adicionales indebidos capitalizados del cálculo del EBITDA ajustado, por
entender que este ítem no afecta la generación futura de caja, así como la posición actual de caja de la Compañía, contribuyendo de esta forma a la
provisión de información más adecuada a respecto de su potencial de generación bruta de caja.
2. Efecto costo medio en el CPV (R$ millones)
En función del período de permanencia de los productos en inventario, de 60 días en media, el comportamiento de las cotizaciones internacionales
del petróleo y derivados, así como del cambio sobre las importaciones y las participaciones gubernamentales no influencia completamente el costo
de ventas del período, hecho que ocurre por completo solamente en el período siguiente. El cuadro a continuación muestra la estimativa de los
efectos en el costo de ventas:
R$ millones
2T-2015
1.067
Efecto costo medio en el CPV *
3T-2015
28
Δ*
(1.040)
Evolución del Brent
225
R$/bbl
190
177
175
155
125
1T-2015
2T-2015
3T-2015
* El CPV del 3T-2015 en relación al 2T-2015 fue menos favorecido por el efecto costo medio de los bienes de cambio.
( ) El valor expresado entre paréntesis representa el efecto negativo sobre el CPV.
34
El margen del EBITDA ajustado es igual al EBITDA ajustado dividido por los ingresos de ventas.
23
APÉNDICE
3. Participaciones gubernamentales
R$ millones
Período Ene - Sep
2015
2014
8.472
6.489
127
15.088
724
15.812
2015 x
2014 (%)
12.089
11.723
124
23.936
891
24.827
(30)
(45)
2
(37)
(19)
(36)
3T-2015
Brasil
Royalties
Participación especial
Retención de áreas
Subtotal - Brasil
Internacional
Total
2.846
2.132
43
5.021
276
5.297
(Ene-Sep/2015 x Ene-Sep/2014): La reducción de las participaciones
gubernamentales en Brasil en el 37% se debe principalmente a la
reducción del 35% del precio medio de referencia del petróleo
nacional: R$/bbl 141,28 (US$/bbl 44,99) de enero a septiembre de
2015 contra R$/bbl 216,08 (US$/bbl 94,42) en el mismo período del
año anterior, alineados con los precios internacionales de petroleo.
Estos factores fueron parcialmente compensados por el aumento de
la producción.
2T-2015
3.097
2.593
41
5.731
230
5.961
3T15 X
2T15 (%)
(8)
(18)
5
(12)
20
(11)
3T-2014
4.041
4.026
42
8.109
290
8.399
(3T-2015 x 2T-2015): Las participaciones gubernamentales en Brasil
disminuyeron el 12% debido principalmente a la redución del 12% del
precio medio de referencia del petróleo nacional: R$/bbl 139,60
(US$/bbl 39,62) en el tercer trimestre de 2015 contra R$/bbl 157,91
(US$/bbl 51,41) en el segundo trimestre de 2015, alineados con los
precios internacionales de petroleo.
4. Efecto Hedge Flujo de Efectivo
R$ millones
Período Ene - Sep
2015
2014
2015 x
2014 (%)
(79.066)
(3.091)
(2.458)
72.586
(4.193)
(10.673)
5.456
(1.052)
1.313
1.230
(299)
(913)
3T-2015
Variación Monetaria y Cambiaria Total
Variación Cambiaria Diferida registrada en el
Patrimonio Neto
Reclasificación del Patrimonio Neto para el Resultado
Variación Monetaria y Cambiaria, Netas
2T-2015
3T15 X
2T15 (%)
3T-2014
(54.673)
5.748
(1.051)
(11.813)
49.628
(1.862)
(6.907)
(5.343)
(1.507)
(1.102)
1.029
(24)
(527)
12.231
(282)
136
El aumento de la reclasificación del gasto de variación cambiaria del patrimonio neto para el resultado del 3T-2015 (R$ 1.862
millones) en relación al 2T-2015 (R$ 1.507 millones) reflejó las realizaciones de exportaciones, protegidas por deudas en dólares
estadounidenses, con mayor spread de tasa cambiaria (R$/US$) entre las fechas iniciales de los nombramientos y las fechas de las
respectivas exportaciones.
24
APÉNDICE
5. Activos y pasivos sujetos a la variación cambiaria
La Compañía tiene activos y pasivos sujetos a variaciones de monedas extranjeras, cuyas principales exposiciones es el real con
relación al dólar estadounidense y el dólar estadounidense en relación al euro. A partir de mediados de mayo de 2013, la Compañía
extendió la contabilidad de hedge para protección de exportaciones futuras altamente probables.
La Compañía designa las relaciones de hedge entre las exportaciones y las obligaciones en dólares estadounidenses para que los
efectos de la protección cambiaria natural existentes entre esas operaciones sean reconocidas de forma simultánea en los estados
financieros.
Con la extensión de la contabilidad de hedge, las ganancias o pérdidas originadas en deudas en dólares estadounidenses,
provocados por variaciones cambiarias, se acumulan en el patrimonio neto y solamente afectan el resultado de la Compañía en la
medida en que se realizan las exportaciones.
Los saldos de activos y pasivos en moneda extranjera de controladas en el exterior no son inseridos en la exposición a continuación,
cuando se realizan en monedas equivalentes a sus respectivas monedas funcionales. Al 30 de septiembre de 2015, la exposición
cambiaria neta de la Compañía es pasiva. Por lo tanto, una apreciación del real ante las demás monedas genera ingresos por
variación cambiaria, mientras que una depreciación del real representa un gasto de variación cambiaria.
ITENS
R$ millones
30.09.2015 31.12.2014
Activo
Pasivo
Contabilización de Hedge
Total
POR MONEDA
40.932
(334.222)
229.101
(64.189)
30.600
(222.279)
135.088
(56.591)
R$ millones
30.09.2015 31.12.2014
Real/ Dólar
Real/ Euro
Real/ Libra
Dolar/ Yen
Dolar/ Euro
Dolar/ Libra
Peso/ Dólar
Total
VARIACIONES DE LAS PRINCIPALES MONEDAS 2015 x 2014
Real x Dolar
Real x Euro
Dolar x Euro
Dolar x Libra
(14.601)
(9.042)
(2.710)
(2.402)
(25.716)
(7.981)
(1.737)
(64.189)
(20.844)
(6.860)
(1.919)
(1.728)
(18.562)
(5.376)
(1.302)
(56.591)
%
desvalorización del real en 49,57%
desvalorización del real en 37,43%
valorización del dolar en 8,12%
valorización del dolar en 3,03%
25
APÉNDICE
6. Ítems especiales
R$ millones
Periodo Ene - Sep
2015
2014
(7.501)
Ítems del resultado
-
(1.606)
Adhesión al Programa de Financiación en Cuotas
Especiales
2.683 (Pérdidas)/ganancias con contingencias judiciales
(1.286)
(2.998) Impairment/Baja de activos
(822)
-
(110)
Programa de amnistía de los Estados Brasileños
(2.455) Plan de incentivo a la salida voluntaria
633
(3.756)
464
(Pérdidas)/ Reversión con cuentas a cobrar del sector
eléctrico
871 Ganancias/(Pérdidas) con enajenación de activos
230
-
-
Reembolso de gastos adicionales indebidos
capitalizados – Operación “Lava Jato”
(6.194) Baja de gastos adicionales indebidos capitalizados
(9.998)
(11.849) Total
3T-2015
2T-2015
3T-2014
Diversos
(3.128)
(4.373)
-
Diversos
(1.865)
259
2.683
-
(1.283)
(3.013)
Diversos
(302)
-
-
Otros ingresos (gastos)
(29)
(55)
(79)
Gasto de ventas
(492)
(46)
(3.756)
Otros ingresos (gastos)
-
-
-
Otros ingresos (gastos)
73
157
-
-
(6.194)
(5.743)
(5.341)
(10.359)
Otros ingresos (gastos)
Cuenta propia
Detalle del efecto de la adhesión al Programa de Financiación en Cuotas Especiales de deudas tributarias en los diversos ítems
del resultado:
(5.027)
- Gasto Tributario
(1.955)
(3.072)
-
(2.474)
- Gasto Financiero – Intereses
(1.173)
(1.301)
-
(7.501)
- Especiales
(3.128)
(4.373)
-
Adhesión al Programa de Financiación en Cuotas
Detalle del efecto del acuerdo relativo a la adhesión al Programa de amnistía de los Estados Brasileños en los diversos ítems del
resultado:
(723)
(99)
(822)
- Gasto Tributario
- Gasto Financiero – Intereses
- Programa de amnistía de los Estados Brasileños
(282)
-
-
(20)
-
-
(302)
-
-
(1.865)
259
1.326
-
-
1.357
(1.865)
259
2.683
Detalle del efecto de las (pérdidas)/ganancias con contingencias judiciales en los diversos ítems del resultado:
(1.606)
(1.606)
1.326 Otros ingresos (gastos)
1.357 Variaciones cambiarias y monetarias
2.683 (Pérdidas)/ganancias con contingencias judiciales
De acuerdo con el juicio de la Administración, estos ítems especiales presentados, aunque estén relacionados con los negocios de la
Compañía, fueron destacados como información complementaria para mejor entendimiento y evaluación del resultado. Dichos
ítems no ocurren necesariamente en todos los períodos y se divulgan cuando son relevantes.
26