La utilidad consolidada neta ascendió a U.S.$ millones por el período de

PETROBRAS DIO A CONOCER EL RESULTADO POR EL TERCER TRIMESTRE DE 2003

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

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

En este escenario positivo Petrobras cumple 50 años con energía renovada y el desafío de

seguir creciendo en los 50 años venideros.

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4

Destacados Financieros

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 2T-2003 3T-2003 3T-2002 Datos del estado de resultados 2003 2002

10.408 11.314 8.388 Ventas de productos y servicios 31.300 24.693

7.387 8.218 5.939 Ingresos operativos netos 22.648 16.682

160 (199) (733) Ingresos (gastos) financieros netos 117 (1.122)

1.459 1.897 752 Utilidad neta 5.665 2.238

Ganancias básicas y diluidas por acción ordinaria y preferida

1,33 1,73 0,69

contables 4,53 2,06

1,33 1,73 0,69 Después del efecto de cambios en principios

contables 5,17 2,06

Otros datos

47,5 50,3 55,0 Margen bruto (%) ⁽¹⁾ 51,2 51,3

19,8 23,1 12.7 Margen neto (%) ⁽²⁾ 25,0 13,4

46 43 52 Deuda neta/(Deuda neta + patrimonio neto) (%)⁽³⁾ 43 52

66 67 70 Índice de endeudamiento (%)⁽⁴⁾ 67 70

Indicadores financieros y económicos

26,03 28,41 26,95 Crudo Brent (US$/bbl) 28,65 24,38 2,9814 2,9324 3,1233 Tipo de cambio comercial promedio para venta de

dólares estadounidenses (R$/U.S.$) 3,1334 2,6712 2,8720 2,9234 3,8949 Tipo de cambio comercial para venta de dólares

estadounidenses al cierre del período (R$/U.S.$) 2,9234 3,8949

(1) El margen bruto se calcula como ingresos operativos netos menos el costo de ventas, dividido por ingresos operativos netos.

(2) El margen neto se calcula como la utilidad neta dividida por ingresos operativos netos.

(3) 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.

(4) 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 30.09.2003 31.12.2002

Porcentual de cambio (30.09.2003 respecto al 31.12.2002)

30.09.2002

Total del activo 48.360 32.018 51,0 28.787

Total de la deuda ⁽¹⁾ 19.659 14.680 33,9 13.311

Corriente 3.284 1.986 65,4 2.114

Largo Plazo 16.375 12.694 29,0 11.197

Deuda neta⁽²⁾ 12.237 11.229 9,0 9.549

Patrimonio neto ⁽³⁾ 16.077 9.301 72,9 8.708

Total de capitalización ⁽³⁾⁽⁴⁾ 35.736 23.981 49,0 22.019

(1) La deuda total incluye deuda de corto plazo, deuda de largo plazo, obligaciones por arrendamiento de capital y financiaciones de proyectos.

(2) 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.

(3) El patrimonio neto incluye pérdidas 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”.

(4) El total de capitalización refleja el patrimonio neto incrementado por la deuda total.

DESTACADOS OPERATIVOS

Período de nueve

meses finalizado el 30 de setiembre

2T-2003 3T-2003 3T-2002 2003 2002

Producción diaria promedio de petróleo crudo y gas

1.775 1.727 1.560 Petróleo crudo y NGLs (Mbpd) ⁽¹⁾ 1.708 1.550

1.512 1.562 1.526 Brasil 1.549 1.515

263 165 34 Internacional 159 35

2.226 2.046 1.638 Gas natural (Mmcfpd) ⁽²⁾⁾ 1.992 1.668

1.452 1.524 1.494 Brasil 1.488 1.542

774 522 144 Internacional 504 126

Precio de venta promedio de petróleo crudo y NGL (dólares estadounidenses por bbl)

25,21 26,16 25,40 Brasil 27,09 22,13

23,39 22,19 25,65 Internacional 23,77 22,81

Precio de venta promedio de gas natural (dólares estadounidenses por M cf)

1,81 1,87 1,10 Brasil 1,75 1,28

1,03 1,07 1,17 Internacional 1,31 1,27

"Lifting costs" (dólares estadounidenses por boe) Petróleo crudo y gas natural – Brasil 8,17 8,69 6,99 Incluyendo participación del

( ) 8,44 6,89

3,45 3,61 2,78 Excluyendo participación del

( ) 3,30 3,04

1,90 2,43 1,81 Petróleo crudo y gas natural – Internacional 2,36 1,92 Costos de refinación (dólares estadounidenses por

1,11 1,07 0,84 Brasil 1,05 0,95

1,10 1,12 0,87 Internacional 1,09 0,95

Operaciones de refinación y marketing (Mbpd)

2.085 2.085 2.022 Capacidad instalada de procesamiento primario 2.085 2.022 Brasil

1.956 1.956 1.931 Capacidad instalada 1.956 1.931

1.605 1.674 1.650 Carga primaria 1.651 1.645

82% 84% 85% Utilización 83% 84%

Internacional

129 129 91 Capacidad instalada 129 91

115 96 59 Carga primaria 92 56

89% 75% 79% Utilización 73% 68%

82 80 80 Petróleo crudo doméstico como % de la carga

procesada 81 80

Importaciones (Mbpd)

269 360 364 Petróleo crudo 322 335

127 125 225 Productos derivados de petróleo 121 213

95 91 56 Gas, alcohol y otros 86 62

Exportaciones (Mbpd)

203 242 273 Petróleo crudo 223 240

231 214 218 Productos derivados de petróleo 224 214

57 120 154 Importaciones netas 82 156

Volumen de ventas (miles de bpd)

1.478 1.542 1.615 Productos derivados de petróleo 1.500 1.600

27 39 41 Alcohol y otros 32 34

174 194 157 Gas natural 172 148

1.679 1.775 1.813 Total 1.704 1.782

413 440 446 Distribución 427 456

(380 ) (385 ) (410 ) Ventas entre empresas del grupo (382 ) (418 ) 1.712 1.830 1.849 Total de ventas en el mercado interno 1.749 1.820

590 591 630 Exportaciones 594 600

102 219 27 Ventas en el mercado internacional 229 45 692 810 657 Total del mercado internacional 823 645

2.404 2.640 2.506 Total 2.572 2.465

(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.

ANALISIS DE LOS DESTACADOS 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"

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

Marlim, Albacora, Enchova, Namorado, Garoupa, Corvina y Cherne.

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.

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 unitarios de refinación internacionales 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".

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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.”

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

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

determinados productos derivados del petróleo.

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 fueron parcialmente compensados por:

• 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

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

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

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 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 de sociedades no consolidadas

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

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.

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

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

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.

Variación monetaria y cambiaria sobre activos y pasivos monetarios, netas

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.

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.$153 millones por paradas no programadas de fábrica y equipos; y

• 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.

Efecto acumulado por el cambio en principios contables

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

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.

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

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:

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30 de setiembre de 2003

Saldo inicial 182

Reintegros a terceros 5

Ganancia de conversión 47

Saldo final 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.

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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 contables consolidados a partir del 1^o. 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.

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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 Según

reportado

Pro forma (no auditado)

Según reportado

Pro forma (no auditado)

Ingresos operativos netos 22.648 23.195 16.682 17.503 Costos y gastos (14.277 ) (14.649 ) (11.439 ) (12.026 ) Gastos financieros netos 117 (64 ) (1.122 ) (1.743 )

Otros (1.268 ) (1.237 ) (907 ) (892 )

Gasto por impuesto a la renta (2.014 ) (2.023 ) (1.350 ) (1.288 )

Participación minoritaria (238 ) (250 ) 374 489

Efecto acumulado del cambio en principios contables,

neto de impuestos 697 700

Utilidad neta por el período 5.665 5.672 2.238 2.043 Ganancias básicas y diluidas

por acción 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)

Gas natural (mil millones de pies cúbicos) Según

reportado

Pro forma Según reportado

Pro forma

Reservas netas probadas y desarrolladas al 31 de

diciembre de 2002 4.007,6 4.331,8 5.936,4 6.700,4

Reservas netas no desarrolladas al 31 de diciembre de 2002

4.947,3 5.217,0 3.536,4 4.085,6

Total 8.954,9 9.548,8 9.472,8 10.786,0

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.

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 neta fue compensado parcialmente por:

• 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

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:

• 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

nueve meses finalizado el 30 de setiembre de 2002.