INFORME AL MERCADO FINANCIERO RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL CUARTO TRIMESTRE DE 2016

(1)

1

INFORME AL MERCADO FINANCIERO

RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL CUARTO TRIMESTRE DE 2016

Estados financieros intermedios consolidados revisados por los auditores independientes, de conformidad con las normas internacionales de contabilidad (IFRS).

Rio de Janeiro – 21 de marzo de 2017 Principales destaques del resultado

 Ganancia neta de R$ 2.510 millones, en comparación a una pérdida de R$ 16.458 millones en el 3T-2016, debido a:

 ganancia operativa de R$ 11.811 millones ante una pérdida de R$ 10.032 millones en el 3T-2016, debido, principalmente, a la reducción de impairment;

 reducción de 25% en los gastos financieros netos;

 aumento de 12% en exportaciones, fortaleciendo la posición de la compañía como exportadora neta;

 retroceso de 6% en los gastos con ventas, generales y administrativos; y

 ganancia bruta de capital de R$ 2.947 millones con la venta de participación en el bloco exploratorio BM-S-8 (Carcará);

 EBITDA ajustado^* de R$ 24.788 millones en el 4T-2016, 11% superior en comparación al 3T-2016 y de R$ 88.693 millones en 2016, 16%

superior al año de 2015, debido a mayores margines de diesel y gasolina y de menores gastos con importaciones y participaciones gubernamentales. El margen EBITDA ajustado fue de 35% en el 4T-2016.

 En 2016 el flujo de caja libre* fue de R$ 41.572 millones, 2,6 veces superior al registrado en el año de 2015, reflejando la reducción de inversiones en 32% y la mayor disciplina en la utilización de capital. Fue el séptimo trimestre consecutivo de flujo de caja libre* positivo, añadiendo R$ 11.953 millones en el 4T-2016, 27% inferior al registrado en el 3T-2016.

 Disminución del endeudamiento bruto, en 22%, cambiando de R$ 493.023 millones en 31 de diciembre de 2015 para R$ 385.784 millones, una disminución de R$ 107.239 millones debido a:

 pre-pago y amortización de deuda, utilizando recursos de desinversiones y de generación operativa; y

 apreciación del real en 16,5%.

 El endeudamiento neto redujo el 20%, cambiando de R$392.136 millones para R$ 314.120 millones.

 En dólares, la reducción fue de 4% en el endeudamiento neto (US$ 4.044 millones), cambiando de US$ 100.425 millones en 31.12.2015 para US$ 96.381 millones. Además, la gestión de la deuda posibilitó el aumento del plazo medio del endeudamiento de 7,14 años, en 31.12.2015, para 7,46 años, en 31.12.2016.

 Reducción significativa del índice deuda neta sobre EBITDA ajustado* de 5,11 en 31.12.2015, para 3,54, en 31.12.2016. En este mismo periodo, el apalancamiento redujo de 60% para 55%.

 El número de empleados de la compañía en el 31.12.2016 fue de 68.829, una reducción de 12% en comparación a 2015, debido al Plano de Incentivo al Desligamiento Voluntario. La fuerza de trabajo disminuyó 20%;

Principales destaques operativos

 La producción media de petróleo de la compañía en Brasil atingió, en 2016, recordé histórico anual, alcanzando la marca de 2.144 mil barriles por dia (bpd), 0,75% encima del resultado del año anterior y en línea con la meta de 2.145 mil bpd prevista para el período. Por el segundo año consecutivo Petrobras ha cumplido el planeamiento, reforzando el compromiso con sus proyecciones.

 La producción total de petróleo de Petrobras en Brasil, en el 4T-2016, fue de 2.243 mil bpd, representando un aumento de 1% en comparación con el 3T-2016. En el mes de diciembre, se han logrado diversos records de producción:

 producción de petróleo y gas natural en Brasil y en el extranjero de 2.937 mil barriles de oleo equivalente por día (boed);

 producción de petróleo y gas natural en Brasil de 2.811mil boed; y

 producción de petróleo y gas natural operada por Petrobras en la camada pre-sal de 1.580 mil boed;

 En el 4T-2016, la producción de derivados en Brasil disminuyó 3%, totalizando 1.810 mil barriles por día (bpd). Las ventas en el mercado interno llegaran a 2.001 mil bpd, una reducción de 4%, mientras las exportaciones de petróleo y derivados aumentó 13%, añadiendo 634 mil boed.

 En 2016 la compañía tomó la posición de exportadora neta, debido al aumento de exportaciones en 6% y reducción de importaciones en 30%.

1

 Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre, del EBITDA Ajustado y del Endeudamiento Neto en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital, Reconcliación del EBITDA Ajustado y Endeudamiento.

(2)

2 www.petrobras.com.br/inversores

Para mayores informaciones:

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS Relaciones con inversores

e-mail: [email protected] / [email protected] Av. República do Chile, 65 – 1002 – 20031-912 – Rio de Janeiro, RJ Tel: 55 (21) 3324- 1510 / 9947 I 0800-282-1540²

 Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre, del EBITDA Ajustado y del Endeudamiento Neto en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital, Reconcliación del EBITDA Ajustado y Endeudamiento.

BM&F BOVESPA: PETR3, PETR4 NYSE: PBR, PBRA

BCBA: APBR, APBRA LATIBEX: XPBR, XPBRA

(3)

3

Tabla 01 - Principales ítems e indicadores económicos consolidados

R$ millones Ejercicio

2016 2015 2016 x

2015 (%) 4T-2016 3T-2016 4T16 X

3T16 (%) 4T-2015

Ingresos de ventas 282.589 321.638 (12) 70.489 70.443 − 85.103

Ganancia bruta 89.978 98.576 (9) 22.812 23.337 (2) 26.849

Ganancia (pérdida) operativa 17.111 (12.391) 238 11.811 (10.032) 218 (40.895)

Resultado financiero neto (27.185) (28.041) 3 (5.309) (7.122) 25 (4.928)

Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los

accionistas de Petrobras (14.824) (34.836) 57 2.510 (16.458) 115 (36.938)

Ganancia (pérdida) básica y diluida por acción (1,14) (2,67) 58 0,19 (1,26) 115 (2,83)

Valor de mercado (Controlante) 209.777 101.316 107 209.777 188.698 11 101.316

EBITDA ajustado* 88.693 76.752 16 24.788 22.262 11 18.923

Margen bruto (%) 32 31 1 32 33 (1) 32

Margen operativo (%) 6 (4) 10 17 (14) 31 (48)

Margen neto (%) (5) (11) 6 4 (23) 27 (43)

Gastos de capital e inversiones totales 55.348 76.315 (27) 14.060 12.260 15 20.826

Exploración & Producción 47.250 63.321 (25) 11.146 10.400 7 17.330

Abastecimiento 4.032 8.390 (52) 1.015 1.240 (18) 2.138

Gas y Energía 2.426 2.581 (6) 1.439 336 328 617

Distribución 477 853 (44) 147 110 34 285

Biocombustible 364 152 139 15 23 (35) 94

Corporativo 799 1.018 (22) 298 151 97 362

Dólar promédio comercial de venta (R$/US$) 3,48 3,34 4 3,30 3,25 2 3,84

Dólar final comercial de venta (R$/US$) 3,26 3,90 (16) 3,26 3,25 − 3,90

Variación del dolar final comercial de venta (%) (16,5) 47,0 (64) 0,4 1,1 (1) (1,7)

Precios de los derivados básicos en el mercado interno (R$/bbl)

227,47 228,18 − 220,36 228,58 (4) 239,36

Petróleo Brent (R$/bbl) 150,89 172,66 (13) 162,90 148,87 9 167,89

Petróleo Brent (US$/bbl) 43,69 52,46 (17) 49,46 45,85 8 43,69

Precio de venta - Brasil

Petróleo (US$/bbl) 39,36 42,16 (7) 45,71 41,77 9 33,50

Gas natural (US$/bbl) 31,29 36,24 (14) 32,80 32,21 2 32,47

Precio de venta - Internacional

Petróleo (US$/bbl) 43,52 55,99 (22) 42,44 42,38 − 49,28

Gas natural (US$/bbl) 21,40 22,62 (5) 18,34 20,51 (11) 19,80

Volumen total de ventas (Mbbl/d)

Diesel 780 923 (15) 707 804 (12) 907

Gasolina 545 553 (1) 553 521 6 562

Oleo combustible 67 104 (36) 67 57 18 97

Nafta 151 133 14 164 156 5 102

GLP 234 232 1 232 248 (6) 226

Combustible de aviación 101 110 (8) 101 101 − 108

Otros 186 179 4 178 201 (11) 169

Total de derivados 2.064 2.234 (8) 2.001 2.088 (4) 2.171

Alcoholes, nitrogenados renovables y otros 112 123 (9) 104 121 (14) 126

Gas natural 333 432 (23) 332 325 2 416

Total mercado interno 2.509 2.789 (10) 2.438 2.534 (4) 2.713

Exportación de petróleo, derivados y otros 554 510 9 649 579 12 534

Ventas internacionales 418 546 (23) 364 360 1 625

Total mercado internacional 972 1.056 (8) 1.013 939 8 1.159

Total general 3.481 3.845 (9) 3.450 3.472 (1) 3.872

 Véase la definición del EBITDA Ajustado en el Glosario y su respectiva reconciliación en la sección de Reconcliación del EBITDA Ajustado.

(4)

4 Resultados del 4T-2016 x 3T-2016^:

Ganancia Bruta

La ganancia bruta de R$ 22.812 millones disminuyo 2% con relación al 3T-2016, debido, principalmente, a la disminución del volumen de diesel en 12% y de su margen de comercialización, mientras el aumento de 12% en las exportaciones y de 6% de las ventas de gasolina en el mercado doméstico.

Ganancia operativa

La ganancia operativa fue de R$ 11.811 millones, ante a una pérdida de R$ 10.032 millones en 3T-2016, reflejando el menor impairment de activos y las ganancias con la venta de participaciones en el bloco exploratorio BM-S-8 (Carcará), así como por menor ocurrencia de ítems especiales en comparación a el 3T-2016.

Resultado Financiero

El resultado financiero neto atingió R$ 5.309 millones, 25% inferior al registrado en el 3T-2016, debido, principalmente, por variación cambiaria positiva decurrente de apreciación de 6,1% del dólar americano sobre la exposición pasiva neta en euro, comparada a depreciación cambiaria dólar / euro de 1,9% registrada en el 3T-2016.

Ganancia Neta

La ganancia neta del trimestre atingió R$ 2.510 millones, el que representa una reversión de la pérdida ocurrida en el 3T-2016, reflejando la mejora en la ganancia operativa y el resultado financiero neto.

EBITDA Ajustado^

El EBITDA ajustado de la Compañía fue 11% superior en comparación a el 3T-2016, añadiendo R$ 24.788 millones, debido, principalmente, por menor gasto con el nuevo Programa de Incentivo al Desligamiento Voluntario. El margen del EBITDA ajustado fue de 35% en el 4T-2016.

Flujo de Caja Libre^

El flujo de caja libre* positivo añadió R$ 11.953 millones, 27% inferior al registrado en el 3T-2016. Esta disminución es debida al aumento en 15% de las inversiones y a la reducción del 11% de la generación operativa, resultado del aumento de inventarios y cuentas por cobrar, debido al mayor volumen de exportaciones.

Informaciones adicionales sobre el resultado de las operaciones del 4T-2016 x 3T-2016, véase ítem 6.

 Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre y el EBITDA Ajustado en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital y Reconciliación del EBITDA Ajustado.

(5)

5 Resultados del 2016 x 2015^:

Ganancia Bruta

La ganancia bruta cayó el 9% con relación al 2015, añadiendo R$ 89.978 millones, debido a la disminución de 8% en las ventas de derivados en el mercado interno, principalmente diesel y óleo combustible, y de menor generación de energía eléctrica. También contribuyeron para ese resultado el menor volumen de gas natural comercializado en el mercado doméstico, la disminución de precios de exportaciones de petróleo y derivados y aumento de la depreciación debido a la reducción de las estimativas de reservas.

Por otro lado, hubo mayores márgenes de diesel y gasolina y menores costos de importaciones y participaciones gubernamentales en Brasil.

La ganancia operativa alcanzó R$ 17.111 millones, revirtiendo la pérdida registrada en 2015. Este resultado refleja el reconocimiento de impairment 57% inferior en comparación a 2015. Contribuyo también para el resultado operativo la revisión de abandono de áreas de petróleo y gas, ocurrida en el 3T-2016, las ganancias con ventas de activos y menores gastos por devolución de campos. Por otro lado, hubo el aumento de despensas con el nuevo PIDV, por reclasificación de pérdidas con depreciación cambiaria (ajustes acumulados de conversión – CTA, debido a venta de PESA) y por mayores gastos con ociosidad de buques de perforación (sondas).

Resultado Financiero

Despensa financiera neta de R$ 27.185 millones, inferior el R$ 856 millones, debido a menor impacto negativo de variaciones monetarias y cambiarias. Los gastos con interés aumentaran debido a la depreciación del real ante el dólar.

Resultado Neto

La compañía presentó pérdida de R$ 14.824 millones en el 2016, debido, principalmente, al impairment de activos y de inversiones en colgadas, en el valor total de R$ 20.891 millones.

EBITDA Ajustado^

El EBITDA ajustado aumentó 16% en relación a 2015, añadiendo R$ 88.693 millones, debido a mayores márgenes del diesel y gasolina y menores gastos con importaciones y participaciones gubernamentales. El margen de EBITDA Ajustado fue de 31% en el 2016.

Flujo de Caja Libre^

La mayor generación operacional y la reducción de inversiones resultaran en flujo de caja libre positivo de R$ 41.572 millones, 2,6 veces superior al registrado en el 2015. El mayor flujo de caja libre y desinversiones realizados, añadiendo R$ 7.231 millones, contribuyeron para el objetivo de desapalancamiento de la Compañía.

Informaciones adicionales sobre el resultado de las operaciones del 2016 x 2015, véase ítem 7.

 Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre y el EBITDA Ajustado en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital y Reconcliación del EBITDA Ajustado.

(6)

6 Tabla 02 - Principales Indicadores de Exploración & Producción

2016 2015 2016 x

2015 (%) 4T-2016 3T-2016 4T16 X

3T16 (%) 4T-2015

Ingresos de ventas 116.033 117.098 (1) 32.663 30.073 9 27.844

Brasil 111.464 110.923 − 31.953 29.117 10 26.230

En el extranjero 4.569 6.175 (26) 710 956 (26) 1.614

Ganancia bruta 29.847 34.190 (13) 11.087 7.898 40 6.747

Brasil 28.344 32.324 (12) 10.848 7.589 43 6.429

En el extranjero 1.503 1.866 (19) 239 309 (23) 318

Gastos operativos (23.086) (52.128) 56 (1.860) (12.472) 85 (42.836)

Brasil (21.092) (47.582) 56 (1.352) (11.757) 89 (39.060)

En el extranjero (1.994) (4.546) 56 (508) (715) 29 (3.776)

Ganancia (pérdida) operativa 6.761 (17.938) 138 9.227 (4.574) 302 (36.089)

Brasil 7.252 (15.258) 148 9.496 (4.168) 328 (32.631)

En el extranjero (491) (2.680) 82 (269) (406) 34 (3.458)

Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de

Petrobras 4.762 (12.963) 137 6.075 (2.870) 312 (24.567)

Brasil 5.290 (9.401) 156 6.389 (2.591) 347 (20.159)

En el extranjero (528) (3.562) 85 (314) (279) (13) (4.408)

EBITDA ajustado del segmento* 53.648 48.843 10 17.654 14.884 19 11.590

Brasil 52.058 47.503 10 17.264 14.785 17 12.124

En el extranjero 1.590 1.340 19 390 99 292 (534)

Margen del EBITDA del segmento (%) 46 42 5 54 49 5 42

Gastos de capital del segmento 47.250 63.321 (25) 11.146 10.400 7 17.330

Petroleo Brent medio (R$/bbl) 150,89 172,66 (13) 162,90 148,87 9 167,89

Petroleo Brent medio (US$/bbl) 43,69 52,46 (17) 49,46 45,85 8 43,69

Precio de venta - Brasil

Petroleo (US$/bbl) 39,36 42,16 (7) 45,71 41,77 9 33,50

Precio de venta - En el extranjero

Petroleo (US$/bbl) 43,52 55,99 (22) 42,44 42,38 − 49,28

Gas natural (US$/bbl) 21,40 22,62 (5) 18,34 20,51 (11) 19,80

Producción Petroleo y LGN (mil barriles/día) 2.224 2.227 − 2.308 2.297 − 2.214

Brasil 2.144 2.128 1 2.243 2.219 1 2.117

En el extranjero 55 69 (20) 43 52 (17) 68

Producción en el extranjero no consolidada 25 30 (17) 22 26 (15) 29

Producción Gas natural (mil barriles/día ) 566 560 1 560 572 (2) 563

Brasil 485 469 3 503 503 − 468

En el extranjero 81 91 (11) 57 69 (17) 95

Producción total 2.790 2.787 − 2.868 2.869 − 2.777

Lifting cost - Brasil (US$/barril)

sin participación gubernamental 10,64 11,95 (11) 10,24 10,82 (5) 10,58

con participación gubernamental 16,27 18,53 (12) 18,20 15,76 15 15,23

Lifting cost - Brasil (R$/barril)

sin participación gubernamental 36,33 39,31 (8) 33,51 34,87 (4) 39,78

con participación gubernamental 55,12 61,52 (10) 59,25 51,06 16 57,10

Lifting cost – En el extranjero sin participación

gubernamental (US$/barril) 5,38 8,03 (33) 5,15 5,12 1 8,90

Participaciones Gubernamentales - Brasil 15.888 18.734 (15) 5.728 3.548 61 3.646

Royalties 10.105 11.080 (9) 2.997 2.723 10 2.608

Participación Especial 5.600 7.488 (25) 2.684 779 245 999

Retención de área 183 166 10 47 46 2 39

Participaciones Gubernamentales - En el extranjero 800 1.078 (26) 120 162 (26) 354



 Véase reconciliación en las sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado por Segmento de negocio.

(7)

7 RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO

EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN

2016 x 2015 4T-2016 x 3T-2016

Ganancia bruta

La reducción de la ganancia bruta se llevó a cabo por el aumento de la depreciación, debido a la reducción de reservas en 2015, que fue más relevante en la composición de los costos del segmento que las reducciones del lifting costs y participaciones gubernamentales.

La reducción de la ganancia bruta en el extranjero fue causada principalmente por la venta de PESA, en Argentina, en julio/2016.

El aumento de la ganancia bruta se llevó a cabo por el aumento de receta debido, principalmente, al aumento de las cotizaciones de Brent.

La reducción de la ganancia bruta en el extranjero fue causada principalmente por la venta de PESA.

La ganancia operativa revirtió la pérdida en el 2015, debido a reducción de gastos con impairment.

En el extranjero, hubo reducción de la pérdida operativa debido a menores gastos con impairment y gastos exploratorios en los Estados Unidos.

El aumento de la ganancia bruta, menores gastos con impairment y ganancia con venta de participación en el bloco exploratorio BM- S-8 (Carcará), resultó en ganancia operativa, revertiendo la pérdida contabilizada en el 3T-2016.

Desempeño operativo Producción

La producción de petróleo y LGN en Brasil aumento en el 1%

debido, principalmente, a entrada en operación y ramp-up de nuevos sistemas: FPSO Cid. Itaguaí (Lula - área de Iracema Norte), FPSO Cid. Maricá (Lula - área de Lula Alto) y P-58 (Jubarte).

La producción de gas en Brasil aumentó en el 3% debido, principalmente, a los mismos factores ya mencionados, así como por la entrada en operación y ramp-up de nuevos sistemas: FPSO Cid. Mangaratiba (Lula - área de Iracema Sul), P-62 (Roncador) y Cid. Saquarema (Lula – área de Lula Central).

La producción de petróleo y LGN en el extranjero se redujo el 20%

debido, principalmente, a la conclusión de venta de PESA en julio 2016.

La producción de gas en el extranjero redujo el 11%, debido, principalmente, a la venta de PESA.

La producción de petróleo y LGN en Brasil aumentó en el 1%

debido, principalmente, al ramp-up de los FPSOs Cid. Itaguaí (Lula - área de Iracema Norte), P-58 (Jubarte) y Cid. Maricá (Lula - área de Lula Alto), además de la entrada en operación del FPSO Cid.

Saquarema (Lula - área de Lula Central).

La producción de gas en Brasil permaneció estable en relación al trimestre anterior.

La producción de petróleo y LGN en el extranjero redujo el 17%

debido, principalmente, a venta de participación en PESA, en julio/2016.

La producción de gas en el extranjero redujo el 17%, principalmente, en Argentina, debido a la venta de PESA, y en Bolivia, por menor demanda de gas de Brasil.

Lifting Cost

El Lifting Cost redujo, principalmente, debido a los menores gastos de intervenciones en pozos y con sistemas submarinos, además del aumento de la participación de la producción del pre- sal, con costo unitario menor.

Además, hubo menores gastos con participaciones gubernamentales debido a la caída del precio del petróleo.

En el extranjero, la caída es reflejo de la venta de PESA, con costos operativos mayores, y de la mayor producción en los Estados Unidos, con costos relativamente más bajos.

El Lifting Cost redujo, principalmente, debido a los menores gastos de intervenciones en pozos.

Sin embargo, hubo mayores gastos con participaciones gubernamentales debido al aumento del precio de petróleo y la utilización de créditos exploratorios en el 3T-2016 que había reducido la base de cálculo de la Participación Especial de los campos de Lula y Sapinhoá.

(8)

8

4Tabla 03 - Principales Indicadores del Abastecimiento

2016 2015 2016 x

2015 (%) 4T-2016 3T-2016 4T16 X

3T16 (%) 4T-2015

Ingresos de ventas 217.181 245.613 (12) 54.165 53.984 − 64.213

Brasil (incluye operaciones de trading en el extranjero) 219.906 237.506 (7) 55.463 55.112 1 61.065

En el extranjero 10.416 18.555 (44) 2.130 2.094 2 7.319

Eliminaciones (13.141) (10.448) (26) (3.428) (3.222) (6) (4.171)

Ganancia bruta 49.495 46.017 8 10.136 11.292 (10) 13.246

Brasil 49.358 45.410 9 10.183 11.273 (10) 13.315

En el extranjero 137 607 (77) (47) 19 (347) (69)

Gastos operativos (18.376) (20.579) 11 (4.509) (7.640) 41 (9.958)

Brasil (18.409) (19.685) 6 (4.775) (7.626) 37 (9.441)

En el extranjero 33 (894) 104 266 (14) 2000 (517)

Ganancia (pérdida) operativa 31.119 25.438 22 5.627 3.652 54 3.288

Brasil 30.949 25.725 20 5.408 3.647 48 3.874

En el extranjero 170 (287) 159 219 5 4280 (586)

Petrobras 20.594 18.034 14 2.994 2.416 24 2.317

Brasil 20.418 18.280 12 2.772 2.412 15 2.866

En el extranjero 176 (246) 172 222 4 5450 (549)

EBITDA ajustado del segmento* 47.475 39.581 20 9.925 10.588 (6) 11.537

Brasil 47.112 39.652 19 9.683 10.530 (8) 12.050

En el extranjero 363 (71) 611 242 58 317 (513)

Margen del EBITDA del segmento (%) 22 16 6 18 20 (1) 18

Gastos de capital del segmento 4.032 8.390 (52) 1.015 1.240 (18) 2.138

Precio derivados básicos - Mercado interno (R$/bbl) 227,47 228,18 − 220,36 228,58 (4) 239,36

Importaciones (mil barriles/día) 374 533 (30) 305 352 (13) 366

Importación del petroleo 136 277 (51) 69 154 (55) 215

Importación del diesel 13 78 (83) 5 − - 12

Importación de gasolina 32 28 14 29 7 314 15

Importación de otros derivados 193 150 29 202 191 6 124

Exportaciones (mil barriles/día) 542 509 6 634 562 13 532

Exportación del petroleo 387 360 8 479 419 14 387

Exportación de derivados 155 149 4 155 143 8 145

Exportaciones (importaciones), netas 168 (24) 800 329 210 57 166

Indicadores Operativos del Refino - Brasil (mil barriles/día)

Producción de derivados 1.887 2.026 (7) 1.810 1.862 (3) 1.955

Carga de referencia 2.176 2.176 − 2.176 2.176 − 2.176

Factor de utilización de la refinación (%) 81 89 (9) 78 80 (3) 85

Carga fresca procesada (sin LGN) 1.772 1.936 (8) 1.688 1.745 (3) 1.857

Carga procesada 1.819 1.976 (8) 1.740 1.799 (3) 1.897

Participación del petróleo nacional en la carga procesada (%)

92 86 7 94 93 1 88

Indicadores Operativos del Refino - En el extranjero (mil barriles/día)

Carga total procesada 126 138 (9) 109 120 (9) 146

Producción de derivados 128 149 (14) 112 119 (6) 152

Carga de referencia 200 230 (13) 200 200 − 230

Factor de utilización de la refinación (%) 65 58 12 51 58 (12) 61

Costo de la refinación - Brasil

Costo de la refinación (US$/barril) 2,58 2,46 5 2,92 2,68 9 2,26

Costo de la refinación (R$/barril) 8,89 8,16 9 9,63 8,67 11 8,63

Costo de la refinación - En el extranjero (US$/barril) 3,95 4,03 (2) 3,90 3,87 1 4,09

Volumen de Ventas (incluye ventas para BR Distribuidora y terceros)

Diesel 733 890 (18) 655 747 (12) 882

Gasolina 486 496 (2) 483 459 5 501

Nafta 151 133 14 164 156 5 102

GLP 234 232 1 232 250 (7) 225

Combustible de aviación 115 126 (8) 114 113 1 123

Otros 199 201 (1) 185 214 (14) 186

Total de derivados mercado interno (mil barriles/día) 1.982 2.172 (9) 1.899 1.990 (5) 2.111

 Véase reconciliación en las sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado por Segmento de negocio.

(9)

9 ABASTECIMIENTO

2016 x 2015 4T-2016 x 3T-2016

Ganancia bruta

La mayor ganancia bruta resultó de los siguientes factores: (i) de menores costos con adquisición/transferencia de petróleo, debido a la reducción de las cotizaciones del Brent, (ii) de la mayor participación del petróleo nacional en la carga procesada y (iii) de la menor participación de derivados importados en el mix de las ventas, principalmente diesel. Por otro lado, hubo disminución en el precio de la canasta de exportación de petróleo y de las ventas en el mercado interno.

Además, hubo aumento de la colocación de diésel y gasolina por terceros en el mercado interno.

La reducción de la ganancia bruta fue ocasionada por los siguientes factores: (i) menores ventas en el mercado interno, con mayor colocación de diesel por terceros; y (ii) reducción de las margines de comercialización, especialmente diesel.

La mayor ganancia operativa fue debido a la mayor ganancia bruta, asociada a menores gastos operativos, principalmente con impuestos, debido a adhesión al REFIS y a contingencias judiciales, ambos ocurriendo en el 2015. Estos factores fueran parcialmente compensados por mayor gasto con impairment.

A pesar de la menor ganancia bruta, hubo aumento de la ganancia operativa debido, principalmente, a la reducción de los gastos con impairment y con PIDV. Además, en el extranjero, el aumento de la ganancia operativa es debido a la reversión de la provisión efectuada en el 4T-2015 para desmovilización de la refinería Nansei Sekiyu.

Desempeño operativo Balanza comercial

La exportación neta de petróleo creció debido a la reducción en el volumen procesado en las refinerías e de la menor utilización de petróleo importado en la carga.

El menor saldo de importaciones netas de derivados, principalmente diésel, es debida a la reducción de las ventas en el mercado interno e a la mayor colocación por terceros en el mercado nacional.

La exportación neta de petróleo creció debido a la reducción del volumen procesado en las refinerías y de la participación de petróleo importado en la carga

El saldo de importaciones netas de derivados fue generado por el crecimiento de las importaciones, especialmente de gasolina y nafta.

Indicadores operativos del refino

La carga procesada fue el 8% inferior, debido a menor demanda de derivados en el mercado doméstico y del crecimiento de las importaciones de terceros. El impacto de las paradas programadas en REPLAN, RPBC, REPAR y REFAP fueron parcialmente compensadas por el aumento de la producción en RNEST, debido al aumento de la eficiencia operativa.

La carga procesada diaria fue 3% menor, principalmente en función del impacto de las paradas en RPBC, REVAP, RNEST y REPLAN, que fueran parcialmente compensadas por el aumento de la producción en REPAR, RLAM y REFAP.

Costo de Refinación

El indicador en dólares fue el 5% superior. En reales, hubo aumento del 9%, debido, principalmente, a los mayores gastos con personal, generados por reajustes salariales concedidos por el Acuerdo Colectivo de Trabajo (ACT) 2016 y a la reducción de la carga procesada.

El indicador en dólares fue 9% superior. En reales, hube aumento de 11%, debido, principalmente, por mayores gastos con personal, generados por reajustes salariales concedidos por el Acuerdo Colectivo de Trabajo (ACT) 2016 y a la reducción de la carga procesada.

(10)

10 Tabla 04 - Principales Indicadores del Gas y Energía

2016 2015 2016 x

2015 (%) 4T-2016 3T-2016 4T16 X

3T16 (%) 4T-2015

Ingresos de ventas 32.809 43.185 (24) 7.802 7.856 (1) 10.663

Brasil 31.374 41.336 (24) 7.772 7.606 2 10.118

En el extranjero 1.435 1.849 (22) 30 250 (88) 545

Ganancia bruta 8.980 8.695 3 2.486 2.520 (1) 2.341

Brasil 8.754 8.362 5 2.481 2.481 − 2.235

En el extranjero 226 333 (32) 5 39 (87) 106

Gastos operativos (4.894) (7.878) 38 (244) (2.670) 91 (4.325)

Brasil (4.828) (7.792) 38 (258) (2.631) 90 (4.305)

En el extranjero (66) (86) 23 14 (39) 136 (20)

Ganancia (pérdida) operativa 4.086 817 400 2.242 (150) 1595 (1.984)

Brasil 3.926 570 589 2.223 (150) 1582 (2.070)

En el extranjero 160 247 (35) 19 − #DIV/0! 86

Petrobras 2.557 423 504 1.318 (63) 2192 (1.480)

Brasil 2.269 69 3188 1.275 (84) 1618 (1.615)

En el extranjero 288 354 (19) 43 21 105 135

EBITDA ajustado del segmento* 7.934 6.940 14 2.412 2.033 19 882

Brasil 7.745 6.624 17 2.415 2.004 21 774

En el extranjero 189 316 (40) (3) 29 (110) 108

Margen del EBITDA del segmento (%) 24 16 8 31 26 5 8

Gastos de capital del segmento 2.426 2.581 (6) 1.439 336 328 617

Indicadores físicos y financieros - Brasil

Ventas de electricidad (ACL) - MW promedio 835 858 (3) 804 807 − 800

Ventas de electricidad (ACR) - MW promedio 3.172 3.160 − 3.172 3.172 − 3.058

Generación de electricidad - MW promedio 2.252 4.646 (52) 2.686 1.872 43 4.099

Precio de liquidación de las diferencias (PLD) - R$/MWh 107 287 (63) 163 117 39 192

Importaciones de gas natural licuado (mil barriles/día) 37 105 (65) 22 19 16 82

Importaciones de gas natural (mil barriles/día) 177 200 (12) 158 181 (13) 193



 Véase la reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio.

(11)

11 GAS Y ENERGÍA

2016 x 2015 4T-2016 x 3T-2016

Ganancia bruta

La mayor ganancia bruta refleja la reducción de los costos de adquisición, principalmente debido a los menores volúmenes importados de gas natural y GNL. Por otro lado, hubo reducción de las ventas de gas natural y por el menor ingreso de generación de energía eléctrica, debido a mejora del cuadro hidrológico del país.

La ganancia bruta permaneció prácticamente estable debido al aumento de resultado del segmento de Gas Natural, que presento menores costos de adquisición, compensando el menor resultado del segmento de energía.

El aumento de la ganancia operacional se llevó a cabo principalmente por menores gastos con impuestos y impairment y ingresos de penas contractuales aplicadas, mientras mayor provisión para pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico en 2016.

La ganancia operativa se llevó a cabo por menores gastos con impairment, reducción de provisión para pérdidas por cuentas a cobrar del sector eléctrico y menor provisión para pérdidas con procesos judiciales.

Desempeño operativo

Indicadores físicos y financieros

El menor volumen de generación de energía se llevó a cabo por mejora de las condiciones hidrológicas, reducción de carga proyectada en el Sistema Integrado Nacional (SIN), impactada por menor actividad industrial y en el sector comercial, y decisión del Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico (CMSE) para restringir despacho por garantía energética de usinas con costo variable unitario por encima de los límites establecidos en el primero semestre.

Hubo reducción de ventas de gas natural, principalmente debido a menor demanda termoeléctrica en el período, posibilitando la reducción de en la importación de GNL y de gas natural boliviano.

El aumento de la generación de energía se llevó a cabo, principalmente, por decisión de Petrobras en operar sus usinas por generación fuera de la orden de mérito, para acumulación de créditos de energía debido al aumento de PLD, así como por aumento de despacho por garantía energética para usinas de Nordeste.

La reducción de oferta de gas de Bolivia se llevó a cabo, principalmente, por mayor oferta de gas en Brasil.

(12)

12

Tabla 05 - Principales Indicadores de Distribución

2016 2015 2016 x

2015 (%) 4T-2016 3T-2016 4T16 X

3T16 (%) 4T-2015

Ingresos de ventas 97.101 110.030 (12) 23.352 24.300 (4) 28.397

Brasil 85.878 96.316 (11) 21.001 21.794 (4) 24.633

En el extranjero 11.223 13.714 (18) 2.351 2.506 (6) 3.764

Ganancia bruta 7.538 8.407 (10) 2.021 1.773 14 2.361

Brasil 6.355 7.200 (12) 1.781 1.517 17 2.062

En el extranjero 1.183 1.207 (2) 240 256 (6) 299

Gastos operativos (7.246) (9.656) 25 (1.895) (1.827) (4) (4.550)

Brasil (6.134) (8.703) 30 (1.762) (1.327) (33) (4.300)

En el extranjero (1.112) (953) (17) (133) (500) 73 (250)

Ganancia (pérdida) operativa 292 (1.249) 123 126 (54) 333 (2.189)

Brasil 221 (1.503) 115 19 190 (90) (2.238)

En el extranjero 71 254 (72) 107 (244) 144 49

Petrobras 220 (798) 128 89 (28) 418 (1.393)

Brasil 196 (1.018) 119 11 223 (95) (1.441)

En el extranjero 24 220 (89) 78 (251) 131 48

EBITDA ajustado del segmento* 1.103 (368) 400 209 389 (46) (1.715)

Brasil 674 (722) 193 147 297 (51) (1.796)

En el extranjero 429 354 21 62 92 (32) 81

Margen del EBITDA del segmento (%) 1 − 1 1 2 (1) (6)

Gastos de capital del segmento 477 853 (44) 147 110 34 285

Participación del Mercado - Brasil 31,1% 34,9% (3,8) 30,5% 30,7% (0,2) 34%

Volumen de ventas - Brasil (mil barriles/día)

Diesel 316 373 (15) 299 332 (10) 349

Gasolina 192 203 (5) 195 187 4 203

Combustible de aviación 50 56 (11) 51 50 2 55

Otros 96 89 8 86 102 (16) 89

Total de derivados mercado interno 707 811 (13) 684 714 (4) 778

5

 Véase la reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado Consolidado por Segmento de Negocio.

(13)

13 DISTRIBUCIÓN

2016 x 2015 4T-2016 x 3T-2016

Ganancia bruta

La reducción de la ganancia bruta reflejó el menor volumen de ventas debido al menor nivel de actividad económica en Brasil.

El crecimiento de la ganancia bruta reflejó, especialmente, el aumento en los márgenes de comercialización, para el diesel e la gasolina en Brasil. Destacamos el crecimiento de 23% de los márgenes brutos unitarios.

La ganancia operativa, ante la pérdida en el trimestre anterior, reflejo la reducción en las provisiones para pérdidas con cuentas por cobrar del sector eléctrico, mientras la menor ganancia bruta y provisión para gastos con el nuevo PIDV de la Petrobras Distribuidora.

La ganancia operativa, ante la pérdida del cuarto anterior, reflejó el aumento de la ganancia bruta y el gasto con impairment en activos de distribución en Chile, reconocida en 3T-2016. Estos factores fueran parcialmente compensados por el registro, en el 4T-2016, de la provisión para gastos con el nuevo PIDV de la Petrobras Distribuidora.

Desempeño operativo

Participación de Mercado - Brasil

La reducción del market share se explica principalmente por la reducción de ventas al sector de térmicas (-54%). Además, fue mantenida la política de preservación de margines de comercialización, priorizando la la rentabilidad de la Compañía.

La reducción del market share en el 4T-2016, de baja magnitud, se debe a una menor venta de diesel, atenuada por ganancias en el ciclo otto (gasolina + etanol hidratado) y con el óleo combustible.

(14)

14

Liquidez y Recursos de Capital

Tabla 06 - Liquidez y Recursos de Capital

2016 2015 4T-2016 3T-2016 4T-2015

Disponibilidades ajustadas* al início del período 100.887 68.946 72.602 65.370 104.236

Títulos públicos federales y time deposits con vencimientos superiores a 3 meses al início del período

(3.042) (24.707) (2.542) (2.430) (4.366)

Efectivo y equivalentes al efectivo al início del período 97.845 44.239 70.060 62.940 99.870

Efectivo neto generado en las actividades operativas 89.709 86.670 23.744 26.715 25.373

Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión (40.064) (44.152) (6.896) (7.891) (16.508)

Inversiones en segmentos de negócio (48.137) (70.781) (11.791) (10.267) (17.971)

Venta de activos (desinversiones) 7.231 658 4.829 2.388 33

Inversiones en títulos y valores mobiliarios 842 25.971 66 (12) 1.430

(=) Flujo de efectivo neto 49.645 42.518 16.848 18.824 8.865

Financiaciones y préstamos, netos (66.609) (14.434) (17.568) (11.942) (11.347)

Captaciones 64.786 56.158 21.079 11.028 6.109

Amortizaciones (131.395) (70.592) (38.647) (22.970) (17.456)

Dividendos pagados a los accionistas (239) (263) (239) − (99)

Participación de accionistas no controlantes 122 243 88 (155) (72)

Recibo por la venta de participación, sin pérdida de control − 1.934 − − 1.934

Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre efectivo y equivalentes al efectivo

(11.656) 23.608 (81) 393 (1.306)

Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período 69.108 97.845 69.108 70.060 97.845 Títulos públicos federales y time deposits con vencimientos superiores a 3

meses al final del período

2.556 3.042 2.556 2.542 3.042

Disponibilidades ajustadas* al final del período 71.664 100.887 71.664 72.602 100.887

Reconciliación del Flujo de Caja Libre

Efectivo neto generado en las actividades operativas 89.709 86.670 23.744 26.715 25.373

Inversiones en segmentos de negócio (48.137) (70.781) (11.791) (10.267) (17.971)

Flujo de Caja Libre* 41.572 15.889 11.953 16.448 7.402

Al 31 de diciembre de 2016, el saldo de efectivo y equivalentes de efectivo fue de R$ 69.108 millones y las disponibilidades ajustadas totalizaban R$

71.664 millones. Las principales aplicaciones de recursos en 2016 fueron destinadas al cumplimiento del servicio de la deuda en el periodo y financiación de las inversiones en áreas de negocio. Dichos recursos fueron parcialmente proporcionados por una generación de caja operativa de R$ 89.709 millones y captaciones de R$ 64.786 millones. El saldo de disponibilidades ajustadas fue afectado negativamente en 2016 por el efecto de la variación cambiaria sobre las inversiones financieras en el exterior.

La generación operativa de efectivo de R$ 89.709 millones fue principalmente motivada por los mayores márgenes de diésel y gasolina, reducción de los gastos de participaciones gubernamentales en Brasil y importaciones de petróleo, derivados y gas natural, además de la mayor participación del petróleo nacional en la carga procesada. Estos efectos fueron compensados parcialmente por menores precios de las exportaciones de petróleo y derivados y por el retroceso del volumen de ventas en Brasil debido a la retracción de la actividad económica.

Las inversiones en los negocios de la Compañía fueron de R$ 48.137 millones en 2016, un retroceso del 32% con relación al año anterior; siendo el 85% de las inversiones en el área de exploración y producción. Esta reducción no ocasiona impacto en las perspectivas de producción de petróleo y gas natural.

El flujo de efectivo libre fue positivo en R$ 41.572 en 2016, 2,6 veces mayor que el mismo periodo del año anterior.

En 2016, la Compañía elevó R$ 64.786 millones, utilizando las fuentes tradicionales de financiamiento (Export Credit Agencies – ECAs, mercado bancario, mercado de capital y bancos de desarrollo) para obtener los recursos necesarios para la renovación de la deuda y financiamiento de inversiones. Destaque para la oferta de bonos en el mercado internacional de capitales (Global Notes) por el valor de US$ 9,75 mil millones y con vencimientos de 5 y 10 años, para recompra de bonos (tender offer) por el valor de US$ 9,3 mil millones. La Compañía también llevó a cabo operación de pago anticipado con el BNDES, añadiendo US$ 6,75 millones.

Además, se realizó una operación de sale and leaseback con el Banco Industrial y Comercial de China (ICBC) por el valor de US$ 1 mil millones, y concretizado el financiamiento con el China Development Bank (CDB) en el valor de US$ 5 mil millones.

Las amortizaciones de intereses y capital principal sumaron R$ 131.395 millones en 2016 y el flujo nominal (visión caja) del capital principal e intereses de las financiaciones, por vencimiento, se presentan en R$ millones, a continuación:

Tabla 07 - Flujo nominal del capital principal e intereses de las financiaciones

Consolidado

Vencimiento 2017 2018 2019 2020 2021 2022

adelante

31.12.201 6

31.12.201 5

Principal 28.711 36.929 68.765 53.735 61.606 140.481 390.227 497.289

Interés 23.353 21.749 19.123 14.739 10.456 100.932 190.352 230.531

Total 52.064 58.678 87.888 68.474 72.062 241.413 580.579 727.820



 Véase la reconciliación de Disponibilidades Ajustadas en el Endeudamiento Neto y definición de las Disponibilidades Ajustadas y Flujo de Caja Libre en el Glosario.

(15)

15

Endeudamiento consolidado

En relación al 31.12.2015, el endeudamiento bruto del Sistema Petrobras disminuyó el 22% y el endeudamiento neto se redujo el 20%, principalmente como resultado de la apreciación de real en 16,5% y amortización de deudas, utilizando recursos de desinversiones.

Los endeudamientos de corto y largo plazo incluyen Arrendamientos Mercantiles Financieros en la suma de R$ 59 millones y R$ 736 millones en 31.12.2016, respectivamente (R$ 73 millones y R$ 303 millones en 31.12.2015).

En 31 de diciembre de 2016, el plazo medio de vencimiento de la deuda fue de 7,46 años (7,14 años en 31 de diciembre de 2015).

El índex deuda neta sobre LTM EBITDA ajustado* retrocedió de 5,11, en 31.12.2015, para 3,54, en 31.12.2016, debido a la reducción del endeudamiento y el aumento del EBITDA ajustado.

Tabla 08 - Endeudamiento consolidado en reales

R$ millones

31.12.2016 31.12.2015 Δ%

Endeudamiento corto plazo 31.855 57.407 (45)

Endeudamiento largo plazo 353.929 435.616 (19)

Total 385.784 493.023 (22)

Efectivo y equivalentes al efectivo 69.108 97.845 (29)

Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses) 2.556 3.042 (16)

Disponibilidades ajustadas* 71.664 100.887 (29)

Endeudamiento neto* 314.120 392.136 (20)

Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) 55% 60% (5)

Pasivo total neto* 733.281 799.248 (8)

(Capital de terceros neto / pasivo total neto) 66% 68% (2)

Índice de endeudamiento neto/LTM EBITDA ajustado* 3,54 5,11 (31)

Tabla 09 - Endeudamiento consolidado en dolares

U.S.$ millones

31.12.2016 31.12.2015 Δ%

Endividamento curto prazo 9.773 14.702 (34)

Endividamento longo prazo 108.597 111.560 (3)

Total 118.370 126.262 (6)

Endividamento líquido^* 96.381 100.425 (4)

Prazo médio da dívida (anos) 7,46 7,14 0,32

Tabla 10 - Endeudamiento por tipo, moneda y vencimiento

R$ millones

31.12.2016 31.12.2015 Δ%

Informaciones resumidas sobre financiaciones Por tipo

Referenciado al tipo variable 208.525 243.293 (14)

Indexado a tipo fijo 176.464 249.354 (29)

Total 384.989 492.647 (22)

Por moneda

Reales 78.788 80.269 (2)

Dólares Estadunidenses 276.876 365.354 (24)

Euro 21.637 33.909 (36)

Otras monedas 7.688 13.115 (41)

Total 384.989 492.647 (22)

Por vencimiento

2016 31.796 57.333 (45)

2017 36.557 44.505 (18)

2018 68.112 62.827 8

2019 53.165 88.231 (40)

2020 61.198 60.670 1

2021 y adelante 134.161 179.081 (25)

Total 384.989 492.647 (22)



 Véase las definiciones de Disponibilidades Ajustadas, Endeudamiento neto, Pasivo total neto y EBITDA ajustado en el Glosario y respectivas reconciliaciones en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado.

(16)

16

INFORMACIONES ADICIONALES

1. Impairment de activos Tabla 11 – Impairment de activos

Consolidado - R$ millones

Activo o UGE, por la naturaleza

Valor contable neto (**)

Valor Recuperable

(**)

Pérdida por devaluación (*) (***)

Segmento

2016 4T-2016

Propiedad, planta y equipo e intangible Campos de producción de petróleo y gas en Brasil

(Varios UGEs) 41.584 34.855 7.381 1.445 E&P - Brasil

Segundo conjunto de refinación de RNEST 8.077 5.546 2.531 - Abastecimiento - Brasil

Conjunto de buques de Transpetro 5.822 5.024 798 453 Abastecimiento - Brasil

Complejo Petroquímico Suape 3.569 1.558 2.011 - Abastecimiento - Brasil

Equipos de la actividad de producción de petróleo

y gas y perforación de pozos 2.980 208 2.772 4 E&P - Brasil

UFN III 1.699 1.202 497 - Gas y Energía, Brasil

Comperj 1.315 − 1.315 129 Abastecimiento - Brasil

Araucária 638 185 453 - Gas y Energía, Brasil

Planta de Quixadá - CE 90 − 90 - Biocombustible - Brasil

Otros 2.009 1.390 619 (28) Otros

Activos mantenidos para venta

Complejo Petroquímico Suape 2.689 1.255 1.434 1.434 Abastecimiento - Brasil

Petrobras Chile Distribución 1.773 1.507 266 (52) Distribución - Exterior

Térmicas Celso Furtado y Romulo Almeida 394 238 156 156 Abastecimiento - Brasil

Otros 315 341 (26) (14) Otros

Total 20.297 3.527

(*) Provisión y reversión de impairment.

(**) Montos de las UGEs probadas en septiembre de 2016 son presentados con base en esta fecha.

(17)

17

INFORMACIONES ADICIONALES

2. Reconciliación del EBITDA Ajustado

El EBITDA es un indicador como siendo la ganancia neta del periodo más los tributos sobre la ganancia, resultado financiero neto, depreciación y amortización. La compañía divulga el EBITDA ajustado según el permitido en la Instrucción CVM n° 527 del 4 de octubre de 2012, ajustado por ítems como: resultado de participación en inversiones y impairment de activos.

A partir del 2016, la compañía revisó la presentación del EBITDA ajustado para mejor reflejar la visión de los administradores cuanto a la formación del resultado de las actividades corrientes de la compañía, llevando en cuenta, también ajustes de efectos cambiarios cumulados de conversión (CTA) reclasificados a resultado y el resultado de alienación y baja de activos. Los valores de fechas anteriores están actualizados para efectos de comparación.

El EBITDA ajustado no está previsto en el normativo internacional de contabilidad - IFRS. Además, el EBITDA Ajustado no debe ser comparable con el informado por otras compañías ni considerado como un sustituto a cualquier otra medida calculada de acuerdo con el IFRS. La Administración presenta el EBITDA Ajustado como una información adicional de rentabilidad y debe ser considerado en conjunto con otras medidas y indicadores de rendimiento para una mejor comprensión sobre el desempeño financiero de la Compañía.

Las tablas siguientes muestran la reconciliación del EBITDA ajustado con la ganancia neta.

Tabla 12 – Reconciliación del EBITDA Ajustado

2016 2015 2016 X

2015 (%) 4T-2016 3T-2016 4T16 X

3T16 (%) 4T-2015

Ganancia (pérdida) neta (13.045) (35.171) 63 2.760 (16.323) 117 (35.582)

Resultado financiero neto 27.185 28.041 (3) 5.309 7.122 (25) 4.928

Impuestos a las ganancias 2.342 (6.058) 139 2.467 (971) 354 (11.580)

Depreciación, agotamiento y amortización 48.543 38.574 26 11.229 12.716 (12) 11.569

EBITDA 65.025 25.386 156 21.765 2.544 756 (30.665)

Resultado de participaciones en inversiones 629 797 (21) 1.275 140 811 1.339

Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos -

impairment 20.297 47.676 (57) 3.527 15.292 (77) 46.390

Realización del ajustes acumulados de conversión - CTA 3.693 − − 66 3.627 − −

Resultado con enajenación/baja de activos (951) 2.893 (133) (1.845) 659 (380) 1.859

EBITDA ajustado 88.693 76.752 16 24.788 22.262 11 18.923

Margen del EBITDA ajustado (%) 31 24 7 35 32 3 22

(18)

18

INFORMACIONES ADICIONALES

3. Hedge Flujo de Efectivo sobre Exportaciones

2016 2015 2016 x

2015 (%) 4T-2016 3T-2016 4T16 X

3T16 (%) 4T-2015

Variación Monetaria y Cambiaria Total 43.615 (73.014) 160 1.049 (2.189) 148 6.052

Variación Cambiaria Diferida registrada en el Patrimonio Neto

(40.327) 68.739 (159) 967 2.184 (56) (3.847)

Reclasificación del Patrimonio Neto para el Resultado (9.935) (7.088) (40) (2.401) (2.137) (12) (2.895)

Variación Monetaria y Cambiaria, Netas (6.647) (11.363) 42 (385) (2.142) 82 (690)

El aumento de reclasificación de gastos de variación cambiaria del patrimonio neto para el resultado en el 4T-2016, con relación al trimestre anterior, se debe por dos factores: (i) desvaloración del real frente al dólar (0,4%) y (ii) reclasificación de gastos de variación cambiaria del patrimonio neto para resultado debido al valor de exportaciones planeadas que dejaran de ser proyectadas / realizadas.

Cambio de expectativas de realización de precios y volúmenes de exportaciones en futuras revisiones de los planes de negocios poden venir a determinar la necesidad de reclasificaciones adicionales de variaciones cambiarias acumuladas del patrimonio neto para resultado.

Un análisis de sensibilidad con un precio promedio del petróleo Brent menor en US$ 10/barril, en comparación al que se consideró en la última revisión del PNG 2017-2021, indicaría la necesidad de reclasificación de aproximadamente R$ 100 millones del patrimonio neto para el resultado.

La previsión anual de realización del monto de la variación cambiaria acumulada en el patrimonio neto, al 31 de diciembre de 2016, es el siguiente:

Consolidado

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 a 2027 Total

Expectativa de realización (10.490) (10.388) (7.021) (5.117) (4.329) (4.950) (2.266) 6.502 (38.059)

(19)

19

INFORMACIONES ADICIONALES

4. Activos y pasivos sujetos a la variación cambiaria

La Compañía tiene activos y pasivos sujetos a variaciones de monedas extranjeras, cuyas principales exposiciones brutas son el real con relación al dólar estadounidense y el dólar estadounidense en relación al euro. La compañía adopta la contabilidad de hedge desde 2006. A partir 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 provocadas por variaciones cambiarias se acumulan en el patrimonio neto y solamente afectan el resultado en la medida en que se realizan las exportaciones.

Al 31 de diciembre de 2016, la exposición cambiaria neta de la Compañía es pasiva, siendo la principal la del dólar con relación al euro.

La tabla abajo presenta los saldos de activos y pasivos sujetos a variación cambiaria. Los saldos de activos y pasivos en moneda extranjera de controladas en el exterior no son inseridos en la tabla, cuando se realizan en monedas equivalentes a sus respectivas monedas funcionales.

ITENS R$ millones

31.12.2016 31.12.2015

Activo 44.303 67.040

Pasivo (271.531) (350.695)

Contabilización de Hedge 201.292 240.222

Total (25.936) (43.433)

POR MONEDA R$ millones

31.12.2016 31.12.2015

Real/ Dólar 2.402 2.881

Real/ Euro (149) (8.687)

Real/ Libra (56) (73)

Dolar/ Yen (599) (2.180)

Dolar/ Euro (21.453) (24.988)

Dolar/ Libra (6.081) (10.241)

Peso/ Dólar − (145)

Total (25.936) (43.433)

Variación Monetaria y Cambiaria 2016 2015 2016 x

2015 (%) 4T-2016 3T-2016 2T16 X

1T16 (%) 4T-2015

Variación Cambiaria Dolar x Euro 464 2.044 (77) 1.438 (441) 426 493

Variación Cambiaria Real x Dolar 621 (5.937) 110 95 (3) 3267 299

Variación Cambiaria Dolar x Libra 1.422 437 225 324 128 153 249

Reclasificación de la contabilización del hedge del Patrimonio Neto para el Resultado

(9.935) (7.088) (40) (2.401) (2.137) (12) (2.895)

Variación Cambiaria Real x Euro (200) (2.130) 91 30 (4) 850 377

Otros 981 1.311 (25) 129 315 (59) 787

Variación Monetaria y Cambiaria, Netas (6.647) (11.363) 42 (385) (2.142) 82 (690)

(20)

20

INFORMACIONES ADICIONALES

5. Ítems especiales

R$ millones Ejercicio

2016 2015 Ítem del Resultado 4T-2016 3T-2016 4T-2015

(20.891) (49.748) Impairment de activos e inversiones Diversos (3.673) (15.709) (48.295) (4.082) (417) Plan de incentivo a la salida voluntaria Otros ingresos (gastos) (397) (2.472) (307)

(3.693) − Ajustes Acumulados de Conversión - CTA Otros ingresos (gastos) (66) (3.627) −

(1.507) (3.746) (Pérdidas)/Ganancias con contingencias judiciales Otros ingresos (gastos) 1.561 (2.202) (1.885) (1.242) (1.876) Pérdidas con cuentas a cobrar del sector eléctrico Gasto de ventas (27) (269) (2.509)

− (7.617) REFIS Diversos − − (116)

(155) (1.296) Programas de Amnistías de los Estados/PRORELIT Otros ingresos (gastos) (104) − (428)

432 230 Resarcimiento de valores - Operación Lava Jato Otros ingresos (gastos) 205 148 −

4.056 540 Ganancias/(Pérdidas) com enajenación de activos Otros ingresos (gastos) 3.383 673 76

4.864 (550) Resultado relacionado con el abandono de área Diversos 1.622 3.243 (397)

(22.218) (64.480) Total 2.504 (20.215) (53.861)

Detalle del efecto del impairment de activos e inversiones en los diversos ítems del resultado:

(20.297) (47.676)

Pérdida en el valor recuperable de los activos -

Impairment (3.527) (15.292) (46.390)

(594) (2.072) Resultado de participaciones en inversiones (146) (417) (1.905)

(20.891) (49.748) Impairment de activos e inversiones (3.673) (15.709) (48.295)

Detalle del efecto de la adhesión al Programa de Recuperación de Impuestos - REFIS en los diversos ítems del resultado:

− (5.090) Gastos Tributarios − − (63)

− (2.527) Gastos Financieros – Intereses − − (53)

− (7.617) REFIS − − (116)

Detalle del efecto de la adhesión a los Programas de Amnistías de los Estados y de Reducción de Litigios Tributarios (PRORELIT) en los diversos ítems del resultado:

(126) (1.074) Gastos Tributarios (84) − (308)

(29) (222) Gastos Financieros – Intereses (20) − (120)

(155) (1.296) Programas de Amnistías de los Estados / PRORELIT (104) − (428)

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.

(21)

21

INFORMACIONES ADICIONALES

6. Resultado de las operaciones del 4T-2016 x 3T-2016:

Ingresos de ventas de R$ 70.489 millones, cerca del valor del 3T-2016 (R$ 70.443 millones), con destaque para:

 Mayor ingreso con exportaciones (R$ 1.650 millones), principalmente de petróleo, debido al aumento del volumen comercializado y por la alta de la cotización de los precios internacionales;

 Mayor ingreso al extranjero, básicamente debido al aumento de operaciones de comercialización offshore (R$ 714 millones); y

 Disminución del 4% de los ingresos en el mercado doméstico, especialmente por:

o Reducción de ventas de diesel (R$ 2.779 millones), compensadas, en parte, por aumento en ventas de gasolina (R$ 821 millones), reflejando la estacionalidad del consumo;

o Menores precios de diesel (R$ 713 millones); y

o Mayores ingresos con energía eléctrica, debido a mayor demanda térmica (R$ 328 millones).

Costo de ventas de R$ 47.677 millones, el 1% superior al 3T-2016 (R$ 47.106 millones), reflejando:

 Mayores gastos en el extranjero debido al mayor volumen de comercialización offshore;

 Mayores gastos con gas natural, debido al mayor despacho termoeléctrico;

 Mayores gastos con derivados del extranjero, reflejando el efecto de alta de la cotización de los precios internacionales, con destaque para la mayor participación de la nafta importada en el mix de ventas;

 Reducción de gastos con participaciones gubernamentales, reflejando el efecto de la utilización de créditos de participaciones especiales en el costo de ventas del trimestre anterior; y

 Menores gastos con importación de petróleo, reflejando su menor participación en la carga procesada en las refinerías.

Costos exploratorios para extracción de petróleo y gas natural de R$ 1.409 millones, 24% inferior al 3T-2016 (R$ 1.859 millones), debido, principalmente, a menores bajas de pozos secos y/o comerciales (R$ 558 millones).

Impairment de activos de R$ 3.527 millones, 77% inferior a el 3T-2016 (R$ 15.292 millones), debido, principalmente, a la revisión de proyectos en la cartera de inversiones contemplados en el Plano de Negocios y Gestión – PNG en el horizonte de 2017 a 2021, realizado en el 3T-2016, conforme detallado en la nota explicativa 14 de Demonstraciones Contables.

Otros gastos operacionales de R$ 1.112 millones, cuando comparados a otros gastos operacionales de R$ 8.741 millones en el 3T- 2016, afectados por:

 Efecto de R$ 3.561 millones debido a realización de ajustes acumulados de conversión – CTA – de PESA (R$ 3.627 millones) en el 3T-2016, y de Petrobras Nansei (R$ 66 millones), en el 4T-2016 provenientes de depreciación cambiaria (peso y yen, respectivamente) anteriormente reconocida en el patrimonio neto como ajuste acumulado de conversión;

 Mayor ganancia bruta en venta de activos (R$ 2.274 millones) cuando comparadas a venta de participación en el bloco exploratorio BM-S-8-Carcará (R$ 2.947 millones) en el 4T-2016 y alienación da Nansei Sekiyu (R$ 673 millones) en el 3T-2016;

 Menor gasto con el Programa de Incentivo a él Desligamiento Voluntario (R$ 2.075 millones), destacando R$ 443 millones en la BR Distribuidora en el 4T-2016, comparado a R$ 2.520 millones de Petrobras en el 3T-2016;

 Reversión de contingencia movida por Triunfo Agro Industrial S/A y otras cooperativas (R$ 1.378 millones), debido a decisión favorable en acción de rescisión, presentada por la Compañía, confirmada en apelación, así como menor provisión para perdidas y contingencias con procesos judiciales (R$ 1.711 millones);

 Menor ganancia relacionada a la revisión de provisión de abandono (R$ 1.621 millones); y

 Reducción en los gastos con paradas no programadas, principalmente relacionados con ociosidad de sondas, (R$ 210 millones);

Despensa financiera neta de R$ 5.309 millones, 25% inferior a el 3T-2016 (R$ 7.122 millones), debido, principalmente, a variación cambiaria positiva de R$ 1.879 millones debido a apreciación de 6,1% del dólar sobre la exposición pasiva neta en euro (depreciación cambiaria de 1,9% en el 3T-2016).

Lo resultado de participación en inversiones registro pérdida de R$ 1.275 millones (R$ 140 millones en el 3T-2016), afectada por pérdida en Braskem (R$ 709 millones), debido, principalmente, a el efecto del acuerdo de lenidad, así como impairment en inversiones (R$ 146 millones) en el segmento de Biocombustibles, especialmente en Guarani S.A. y Nova Fronteira.