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INFORME AL MERCADO FINANCIERO
1RESULTADOS CONSOLIDADOS DEL PRIMER TRIMESTRE DE 2017
Estados financieros intermedios consolidados revisados por los auditores independientes, de conformidad con las normas internacionales de contabilidad (IFRS).
Rio de Janeiro – 11 de Mayo de 2017 Principales destaques del resultado
Ganancia neta de R$ 4.449 millones en el 1T-2017, en comparación a una pérdida de R$ 1.246 millones en el 1T-2016, determinada por:
menores gastos con importaciones de petróleo y gas natural, debido a mayor participación del óleo brasileño en la carga procesada y mayor oferta de gas brasileño;
aumento de las exportaciones, añadiendo 782 mil barriles/día (bpd), 72% encima del registrado en el 1T-2016, con mayores precios medios;
menores gastos con ventas, generales y administrativas, en 27%;
reducción del 11% en los gastos financieros netos; y
menores bajas de pozos secos y/o no comerciales y ociosidad de equipos.
El EBITDA Ajustado* de R$ 25.254 millones en el 1T-2017, el 19% superior en comparación al 1T-2016, debido a menores gastos operacionales y con importaciones. El Margen EBITDA Ajustado* fue del 37% en el 1T-2017.
En el 1T-2017 el Flujo de caja libre* fue positivo por el octavo trimestre consecutivo, añadiendo R$ 13.368 millones, 5,6 veces el registrado en el 1T-2016. Este resultado refleja la combinación entre la mejoría expresiva de la generación operativa de la compañía y la reducción de las inversiones.
En relación a el 31.12.2016, hubo una disminución del endeudamiento bruto en 5%, de R$ 385.784 millones para R$ 364.758 millones, y del Endeudamiento neto* en el 4%, de R$ 314.120 millones para R$ 300.975 millones.
En dólares estadounidense, la reducción fue de 1% en el Endeudamiento neto* (US$ 1.388 millones), de US$ 96.381 millones en el 31.12.2016, para US$ 94.993 millones en el 31.03.2017. Además, el gerenciamiento de la deuda posibilitó un aumento en el plazo medio del endeudamiento de 7,46 años, en el 31.12.2016, para 7,61 años, en el 31.03.2017.
Reducción del índice deuda neta sobre LTM EBITDA Ajustado* de 3,54 en el 31.12.2016, para 3,24, en el 31.03.2017. En este mismo periodo, el apalancamiento redujo de 55% para 54%.
El número de empleados de la compañía en el 31.03.2017 fue de 65.220, una reducción del 17% en comparación al 31.03.2016, debido al plano de incentivo al desligamiento voluntario (PIDV).
Principales destaques operativos
La producción media de petróleo de la compañía en Brasil, en el 1T-2017, fue de 2.182 mil bpd, 10% encima del registrado en el 1T-2016.
La producción total de petróleo de Petrobras, en el 1T-2017, fue de 2.248 mil bpd, representando un aumento de 9% en comparación con el mismo periodo del año anterior.
En el 1T-2017, la producción de derivados en Brasil disminuyó el 8% cuando comparada al 1T-2016, totalizando 1.811 mil barriles por día (bpd), mientras las ventas en el mercado interno llegaran a 1.951 mil bpd, una reducción del 5%.
La compañía mantuvo su posición de exportadora neta, debido al aumento de exportaciones de petróleo y derivados en el 72% y la reducción de importaciones en el 40%, cuando comparadas al 1T-2016.
Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre, EBITDA Ajustado, LTM EBITDA Ajustado, Margen EBITDA Ajustado y Endeudamiento neto en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital y Reconciliación del EBITDA Ajustado, LTM EBITDA Ajustado y Endeudamiento.
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 0800-282-1540
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Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre, EBITDA Ajustado, LTM EBITDA Ajustado, Margen EBITDA Ajustado y Endeudamiento neto en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital y Reconciliación del EBITDA Ajustado, LTM EBITDA Ajustado y Endeudamiento.
BM&F BOVESPA: PETR3, PETR4 NYSE: PBR, PBRA
BCBA: APBR, APBRA LATIBEX: XPBR, XPBRA
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Tabla 01 - Principales ítems e indicadores económicos consolidados
R$ millones Primer trimestre de
2017 2016 2017 x
2016 (%) 4T-2016 1T17 X 4T16 (%)
Ingresos de ventas 68.365 70.337 (3) 70.489 (3)
Ganancia bruta 23.786 21.008 13 22.812 4
Ganancia (pérdida) operativa 14.270 8.148 75 11.811 21
Resultado financiero neto (7.755) (8.693) 11 (5.309) (46)
Ganancia (pérdida) neta consolidada atribuible a los accionistas de Petrobras 4.449 (1.246) 457 2.510 77
Ganancia (pérdida) básica y diluida por acción 0,34 (0,10) 441 0,19 79
Valor de mercado (Controlante) 193.926 125.890 54 209.777 (8)
EBITDA ajustado* 25.254 21.193 19 24.788 2
Margen EBITDA ajustado* 37 30 7 35 2
Margen bruto (%) 35 30 5 32 3
Margen operativo (%) 21 12 9 17 4
Margen neto (%) 7 (2) 9 4 3
Gastos de capital e inversiones totales 11.542 15.593 (26) 14.060 (18)
Exploración & Producción 9.385 13.770 (32) 11.146 (16)
Abastecimiento 835 952 (12) 1.015 (18)
Gas y Energía 1.149 292 293 1.439 (20)
Distribución 71 99 (28) 147 (52)
Biocombustible 18 271 (93) 15 20
Corporativo 85 209 (59) 298 (71)
Dólar promédio comercial de venta (R$/US$) 3,15 3,90 (19) 3,30 (5)
Dólar final comercial de venta (R$/US$) 3,17 3,56 (11) 3,26 (3)
Variación del dolar final comercial de venta (%) (2,8) (8,9) 6 0,4 (3)
Rever Tradução
Precios de los derivados básicos en el mercado interno (R$/bbl) 227,62 231,68 (2) 220,36 3
Petróleo Brent (R$/bbl) 169,04 132,00 28 162,90 4
Petróleo Brent (US$/bbl) 53,78 33,89 59 49,46 9
Precio de venta - Brasil
Petróleo (US$/bbl) 50,70 28,88 76 45,71 11
Gas natural (US$/bbl) 36,18 30,22 20 32,08 13
Precio de venta - Internacional
Petróleo (US$/bbl) 46,21 41,59 11 42,44 9
Gas natural (US$/bbl) 19,73 23,27 (15) 18,34 8
Volumen total de ventas (Mbbl/d)
Diesel 702 798 (12) 707 (1)
Gasolina 539 564 (4) 553 (3)
Oleo combustible 56 80 (30) 67 (16)
Nafta 165 111 49 164 1
GLP 224 218 3 232 (3)
Combustible de aviación 101 107 (6) 101 −
Otros 164 178 (8) 178 (8)
Total de derivados 1.951 2.056 (5) 2.001 (2)
Alcoholes, nitrogenados renovables y otros 99 111 (11) 104 (5)
Gas natural 319 360 (11) 332 (4)
Total mercado interno 2.369 2.527 (6) 2.438 (3)
Exportación de petróleo, derivados y otros 782 455 72 649 20
Ventas internacionales 242 457 (47) 364 (34)
Total mercado internacional 1.024 912 12 1.013 1
Total general 3.393 3.439 (1) 3.450 (2)
Véase la definición del EBITDA Ajustado, Margen EBITDA Ajustado en el Glosario y su respectiva reconciliación en la sección de Reconcliación del EBITDA Ajustado.
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Resultados del 1T-2017 x 4T-2016
:
Ganancia Bruta
La ganancia bruta de R$ 23.786 millones, un aumento del 4% motivado, principalmente, por menores gastos con producción y importación de petróleo y gas natural. Hubo un aumento significativo en el volumen de exportaciones, a precios medios de Brent más elevados y por la valorización del óleo nacional, compensados parcialmente por disminución en la venta de gasolina y diésel en el mercado interno y por mayores gastos en participaciones gubernamentales.
Ganancia operativa
La ganancia operativa creció significativamente, en el 21%, añadiendo R$ 14.270 millones, reflejando la reducción de impairment, la reversión de la provisión para deudores incobrables y menores gastos con transporte y personal, así como reducción en la baja de pozos secos y gastos tributarios.
Estas reducciones fueran parcialmente compensadas pela no ocurrencia de factores positivos observados en el 4T-2016, como la venta de participación en el bloque exploratorio BM-S-8 (Carcará), la reversión de contingencias judiciales y de provisión para abandono de áreas.
Resultado Financiero
El resultado financiero neto atingió R$ 7.775 millones, 46% superior al registrado en el 4T-2016, debido, principalmente, por variación cambiaria negativa decurrente de la depreciación del 1,4% del dólar americano sobre la exposición pasiva neta en euro, comparada a apreciación cambiaria dólar / euro de 6,1% registrada en el 4T-2016.
Ganancia Neta
La ganancia neta del trimestre atingió R$ 4.449 millones, un aumento de 77%, reflejo de la mejora de la ganancia operativa.
EBITDA Ajustado
El EBITDA Ajustado de la Compañía fue 2% superior en comparación al 4T-2016 debido a menores gastos con importaciones de petróleo y gas natural. El Margen del EBITDA Ajustado** fue de 37% en el 1T-2017.
Flujo de Caja Libre
El Flujo de caja libre** fue positivo por el octavo trimestre consecutivo, añadiendo R$ 13.368 millones, superior en el 12%. El aumento ocurrió debido a la disminución de gastos en inversiones, añadiendo R$ 9.857 millones en el 1T-2017.
Informaciones adicionales sobre el resultado de las operaciones del 1T-2017 x 4T-2016, véase ítem 6.
Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre, el EBITDA Ajustado, el Margen del EBITDA Ajustado en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital y Reconciliación del EBITDA Ajustado.
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Resultados del 1T-2017 x 1T-2016
:
Ganancia Bruta
La ganancia bruta aumentó en el 13%, alcanzando R$ 23.786 millones y margen bruta de 35%, motivado, principalmente, por menores gastos con importación de petróleo y gas natural y aumento de las exportaciones de petróleo y derivados. El aumento de la participación del óleo brasileño en la carga procesada, la mayor oferta y participación del gas natural brasileño en el mix de ventas contribuyeron para los menores gastos con importación de petróleo y gas natural, así como la realización de inventarios de óleo para el aumento de exportaciones.
Por otro lado, hubo retracción del 5% en las ventas de derivados en el mercado brasileño, menores ingresos con operaciones en el extranjero debido a venta de Petrobras Argentina S.A. (PESA) y de Petrobras Chile Distribución Ltda. (PCD) y mayores gastos con participaciones gubernamentales.
Ganancia operativa
La ganancia operativa de R$ 14.270 millones, el 75% superior, reflejo los menores gastos con personal, debido al impacto de los desligamientos de colaboradores por el PIDV, los menores gastos con baja de pozos secos y/o no comerciales y disminución de ociosidad de equipos. A pesar del aumento de las exportaciones, hubo menores gastos con ventas debido a menores gastos con transporte, la reducción de ventas en el mercado brasileño y la reversión de provisión en cuentas incobrables.
Resultado Financiero
Los gastos financieros netos de R$ 7.755 millones, fueran inferior en R$ 938 millones, debido a menor depreciación del dólar sobre la exposición pasiva neta en euro.
Resultado Neto
La compañía presentó ganancia neta de R$ 4.449 millones, ante a una pérdida de R$ 1.246 millones en el 1T-2016, reflejando el aumento de exportaciones, los menores gastos con importaciones, la reducción de gastos operativos y mejoría del resultado financiero.
EBITDA Ajustado
El EBITDA Ajustado fue de R$ 25.254 millones, el 19%, debido a menores gastos operativos y a menores gastos con importación de petróleo y gas natural. El Margen EBITDA Ajustado** fue del 37% en el 1T-2017.
Flujo de Caja Libre
La mayor generación operacional y la reducción de inversiones resultaran en flujo de caja libre positivo de R$ 13.368 millones, 5,6 veces el registrado en el 1T-2016.
Informaciones adicionales sobre el resultado de las operaciones del 1T-2017 x 1T-2016, véase ítem 7.
Véase las definiciones del Flujo de Caja Libre, el EBITDA Ajustado y Margen EBITDA Ajustado en el Glosario y sus respectivas reconciliaciones en las secciones de Liquidez y Recursos de Capital y Reconciliación del EBITDA Ajustado.
6 Tabla 02 - Principales Indicadores de Exploración & Producción
R$ millones Primer trimestre de
2017 2016 2017 x
2016 (%) 4T-2016 1T17 X 4T16 (%)
Ingresos de ventas 33.251 23.675 40 32.663 2
Brasil 32.489 22.209 46 31.953 2
En el extranjero 762 1.466 (48) 710 7
Ganancia bruta 11.821 2.838 317 11.087 7
Brasil 11.529 2.358 389 10.848 6
En el extranjero 292 480 (39) 239 22
Gastos operativos (1.933) (3.611) 46 (1.860) (4)
Brasil (1.810) (3.398) 47 (1.352) (34)
En el extranjero (123) (213) 42 (508) 76
Ganancia (pérdida) operativa 9.888 (773) 1379 9.227 7
Brasil 9.718 (1.041) 1034 9.496 2
En el extranjero 170 268 (37) (269) 163
Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras 6.500 (605) 1174 6.075 7
Brasil 6.355 (716) 988 6.389 (1)
En el extranjero 145 111 31 (314) 146
EBITDA ajustado del segmento* 17.830 9.217 93 17.654 1
Brasil 17.363 8.460 105 17.264 1
En el extranjero 467 757 (38) 390 20
Margen del EBITDA del segmento (%)* 54 39 15 54 −
Gastos de capital del segmento 9.385 13.770 (32) 11.146 (16)
Petroleo Brent medio (R$/bbl) 169,04 132,00 28 162,90 4
Petroleo Brent medio (US$/bbl) 53,78 33,89 59 49,46 9
Precio de venta - Brasil
Petroleo (US$/bbl) 50,70 28,88 76 45,71 11
Precio de venta - En el extranjero
Petroleo (US$/bbl) 46,21 41,59 11 42,44 9
Gas natural (US$/bbl) 19,73 23,27 (15) 18,34 8
Producción Petroleo y LGN (mil barriles/día) 2.248 2.067 9 2.308 (3)
Brasil 2.182 1.980 10 2.243 (3)
En el extranjero 42 62 (32) 43 (2)
Producción en el extranjero no consolidada 24 25 (4) 22 9
Producción Gas natural (mil barriles/día ) 557 549 1 560 (1)
Brasil 501 455 10 503 −
En el extranjero 56 94 (40) 57 (2)
Producción total 2.805 2.616 7 2.868 (2)
Lifting cost - Brasil (US$/barril)
sin participación gubernamental 10,83 10,49 3 10,24 6
con participación gubernamental 20,38 13,43 52 18,20 12
Lifting cost - Brasil (R$/barril)
sin participación gubernamental 33,65 39,80 (15) 33,51 −
con participación gubernamental 62,73 50,89 23 59,25 6
Lifting cost – En el extranjero sin participación gubernamental (US$/barril) 4,56 5,62 (19) 5,15 (11)
Participaciones Gubernamentales - Brasil 6.202 2.159 187 5.728 8
Royalties 3.122 1.913 63 2.997 4
Participación Especial 3.033 199 1424 2.684 13
Retención de área 47 47 − 47 −
Participaciones Gubernamentales - En el extranjero 133 274 (51) 120 11
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Véase las definiciones del EBITDA Ajustado y Margen EBITDA Ajustado y reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado por área de negocio.
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RESULTADO POR ÁREA DE NEGOCIO
EXPLORACIÓN & PRODUCCIÓN
1T-2017 x 1T-2016 1T-2017 x 4T-2016
Ganancia bruta
La mayor ganancia bruta refleja el aumento de las cotizaciones del Brent y de la producción en Brasil, asociado a reducción del lifting cost y depreciación, parcialmente compensados por el aumento de gastos con participaciones gubernamentales.
El aumento de la ganancia bruta se llevó a cabo por el aumento de ingresos debido a elevación de las cotizaciones de Brent, ligeramente atenuada por la reducción de producción en Brasil.
Ganancia operativa
La ganancia operativa revirtió la pérdida contabilizada en el 1T- 2016, debido a la recuperación de la ganancia bruta y de menores gastos con baja de pozos secos y/o no comerciales y con ociosidad de equipos, así como por ausencia de gastos con impairment.
En el extranjero, la reducción de la ganancia operativa ocurrió debida, principalmente, a la venta de PESA, en julio del 2016.
El aumento de la ganancia operativa refleja el crecimiento en la ganancia bruta, menores gastos con baja de pozos secos y/o no comerciales y ausencia de impairment.
Desempeño operativo Producción
La producción de petróleo y LGN en Brasil aumento en el 10% en comparación al mismo periodo del año anterior debido, principalmente, a entrada de nuevos pozos en Lula, Sapinhoá, Golfinho, Parque das Baleias y Marlim Sul y entrada en operación de los FPSOs Cidade de Caraguatatuba (Lapa), y Cidade de Saquarema (Lula).
La entrada en producción de los nuevos pozos ya mencionados y el inicio de operación de los sistemas de producción también resultaran en crecimiento del 10% en la producción de gas natural en Brasil.
A pesar de la entrada en producción de los nuevos pozos en los campos de Saint Malo y Lucius, en los EE.UU., la producción consolidada de óleo y LGN en el extranjero redujo en el 32% y la producción de gas natural en el 40%, debido a venta en totalidad de participación en PESA en el 2016.
La producción de petróleo y LGN en Brasil disminuyó en el 3% en relación al trimestre anterior debido, principalmente, a paradas de manutención en los campos de Lula (FPSOs Cidade de Angra dos Reis y Cidade de Paraty), Marlim Sul (P-40), Baúna (FPSO Cidade de Itajaí), Roncador (P-62) y Parque das Baleias (FPSO Cidade Anchieta).
La producción de gas natural en Brasil permaneció estable en relación al trimestre anterior.
La producción consolidada de óleo, gas y LGN en el extranjero permaneció prácticamente estable.
Lifting Cost
Desconsiderando el efecto cambiario, el indicador de Lifting Cost en dólares redujo, principalmente, debido al aumento de producción combinado a menores gastos con servicios logísticos y con personal. También contribuyo el aumento de participación de la producción de pré-sal, con costos unitario inferior.
Por otro lado, hubo mayores gastos con participaciones gubernamentales debido al aumento de las cotizaciones del Brent.
En el extranjero, hubo reducción del 19%, debido a venta de la totalidad de participación en PESA, en el 2016.4
Desconsiderando el efecto cambiario, el indicador de Lifting Cost en dólares aumentó debido a la reducción de producción. Este aumento fue compensado parcialmente por menores gastos con servicios logísticos y con personal, además del aumento de participación de la producción de pré-sal, con costos unitario inferior.
Adicionalmente, hubo mayores gastos con participaciones gubernamentales debido al aumento de las cotizaciones del Brent.
En el extranjero, hubo reducción del 11%, debido a menores gastos con apoyo logístico en los EE.UU.
8 Tabla 03 - Principales Indicadores del Abastecimiento5
R$ millones Primer trimestre de
2017 2016 2017 x
2016 (%) 4T-2016 1T17 X 4T16 (%)
Ingresos de ventas 53.929 53.085 2 54.165 −
Brasil (incluye operaciones de trading en el extranjero) 54.898 53.111 3 55.463 (1)
En el extranjero 963 2.886 (67) 2.130 (55)
Eliminaciones (1.932) (2.912) 34 (3.428) 44
Ganancia bruta 7.378 13.986 (47) 10.136 (27)
Brasil 7.427 14.104 (47) 10.183 (27)
En el extranjero (49) (118) 58 (47) (4)
Gastos operativos (2.122) (2.491) 15 (4.509) 53
Brasil (2.064) (2.390) 14 (4.775) 57
En el extranjero (58) (101) 43 266 (122)
Ganancia (pérdida) operativa 5.256 11.495 (54) 5.627 (7)
Brasil 5.363 11.714 (54) 5.408 (1)
En el extranjero (107) (219) 51 219 (149)
Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras 4.060 7.976 (49) 2.994 36
Brasil 4.131 8.186 (50) 2.772 49
En el extranjero (71) (210) 66 222 (132)
EBITDA ajustado del segmento* 7.223 13.448 (46) 9.925 (27)
Brasil 7.288 13.600 (46) 9.683 (25)
En el extranjero (65) (152) 57 242 (127)
Margen del EBITDA del segmento (%)* 13 25 (12) 18 (5)
Gastos de capital del segmento 835 952 (12) 1.015 (18)
Precio derivados básicos - Mercado interno (R$/bbl) 227,62 231,68 (2) 220,36 3
Importaciones (mil barriles/día) 290 486 (40) 305 (5)
Importación del petroleo 93 199 (53) 69 35
Importación del diesel − 47 (100) 5 -
Importación de gasolina 13 51 (75) 29 (55)
Importación de otros derivados 184 189 (3) 202 (9)
Exportaciones (mil barriles/día) 779 453 72 634 23
Exportación del petroleo 609 307 98 479 27
Exportación de derivados 170 146 16 155 10
Exportaciones (importaciones), netas 489 (33) 1582 329 49
Indicadores Operativos del Refino - Brasil (mil barriles/día)
Producción de derivados 1.811 1.958 (8) 1.810 −
Carga de referencia 2.176 2.176 − 2.176 −
Factor de utilización de la refinación (%) 77 84 (7) 78 (1)
Carga fresca procesada (sin LGN) 1.681 1.836 (8) 1.688 −
Carga procesada 1.725 1.870 (8) 1.740 (1)
Participación del petróleo nacional en la carga procesada (%) 95 89 6 94 1
Indicadores Operativos del Refino - En el extranjero (mil barriles/día)
Carga total procesada 56 140 (60) 109 (49)
Producción de derivados 59 144 (59) 112 (47)
Carga de referencia 200 230 (13) 200 (50)
Factor de utilización de la refinación (%) 55 57 (2) 51 4
Costo de la refinación - Brasil
Costo de la refinación (US$/barril) 3,04 2,27 34 2,92 4
Costo de la refinación (R$/barril) 9,49 8,73 9 9,63 (1)
Costo de la refinación - En el extranjero (US$/barril) 5,22 4,01 30 3,90 34
Volumen de Ventas (incluye ventas para BR Distribuidora y terceros)
Diesel 648 764 (15) 655 (1)
Gasolina 469 513 (9) 483 (3)
Oleo combustible 57 75 (24) 67 (15)
Nafta 165 111 49 164 1
GLP 223 219 2 232 (4)
Combustible de aviación 114 124 (8) 114 −
Otros 184 195 (6) 184 −
Total de derivados mercado interno (mil barriles/día) 1.860 2.001 (7) 1.899 (2)
Véase las definiciones del EBITDA Ajustado y Margen EBITDA Ajustado y reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado por área de negocio.
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ABASTECIMIENTO
1T-2016 x 1T- 2016 1T-2017 x 4T-2016
Ganancia bruta
La menor ganancia bruta resultó de reducción de las márgenes de comercialización, principalmente de diésel y de gasolina, influenciada por la valorización del Brent y de óleos brasileros, y de menor volumen de ventas de derivados en el mercado brasileño.
La reducción de la ganancia bruta fue ocasionada por el aumento de los costos de ventas, que fue influenciado por la elevación de las cotizaciones del Brent, así como por la valorización de los óleos brasileños y menor volumen de ventas de derivados en el mercado brasilero.
Ganancia operativa
La menor ganancia operativa fue debida a la menor ganancia bruta, compensada, en parte, por menores gastos con ventas y tributarios.
La menor ganancia operativa fue debida a la menor ganancia bruta, compensada, en parte, por la no ocurrencia de gastos con impairment.
Desempeño operativo Balanza comercial
La exportación neta de petróleo creció, debido a la mayor producción en Brasil asociada a la reducción del volumen procesado en las refinerías, tanto de Brasil como importado.
El menor saldo de importaciones netas de derivados, principalmente diésel y gasolina, 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 realización de inventarios en curso del trimestre anterior.
El menor saldo de importaciones netas de derivados se debe por reducción de las importaciones, principalmente gasolina, GLP y QAV.
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.
La carga procesada permaneció estable.
Costo de Refinación
El aumento del indicador es debido, principalmente, por la reducción de la carga procesada, así como mayores gastos con personal decurrentes de los reajustes salariales concedidos por el Acuerdo Colectivo de Trabajo (ACT) 2016.
La reducción del indicador es debido, principalmente, a menores gastos con personal, debido a reducción del número de empleados.
10 Tabla 04 - Principales Indicadores del Gas y Energía
R$ millones Primer trimestre de
2017 2016 2017 x
2016 (%) 4T-2016 1T17 X 4T16 (%)
Receita de vendas 7.703 9.391 (18) 7.802 (1)
Brasil 7.681 8.833 (13) 7.772 (1)
Exterior 22 558 (96) 30 (27)
Lucro bruto 2.443 1.828 34 2.486 (2)
Brasil 2.436 1.727 41 2.481 (2)
Exterior 7 101 (93) 5 40
Despesas operacionais (888) (734) (21) (244) (264)
Brasil (879) (717) (23) (258) (241)
Exterior (9) (17) 47 14 (164)
Lucro (Prejuízo) operacional 1.555 1.094 42 2.242 (31)
Brasil 1.557 1.010 54 2.223 (30)
Exterior (2) 84 (102) 19 -
Lucro (Prejuízo) - Acionistas Petrobras 1.021 757 35 1.318 (23)
Brasil 1.003 645 56 1.275 (21)
Exterior 18 112 (84) 43 (58)
EBITDA ajustado do segmento* 2.256 1.847 22 2.412 (6)
Brasil 2.256 1.749 29 2.415 (7)
Exterior − 98 (100) (3) (100)
Margem do EBITDA do segmento (%)* 29 20 9 31 (2)
Investimento do segmento 1.149 292 293 1.439 (20)
Indicadores Operacionais - Brasil
Vendas de energia elétrica (ACL) - MW médio 759 863 (12) 804 (6)
Vendas de energia elétrica (ACR) - MW médio 3.058 3.172 (4) 3.172 (4)
Geração de energia elétrica - MW médio 2.017 2.832 (29) 2.686 (25)
Preço de liquidação das diferenças (PLD) - R$/MWh 156 69 126 163 (4)
Importação de GNL (mil barris/dia) 16 74 (78) 22 (27)
Importação de Gás Natural (mil barris/dia) 118 194 (39) 158 (25)
Véase las definiciones del EBITDA Ajustado y Margen EBITDA Ajustado y reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado por área de negocio.
11
GAS Y ENERGÍA
1T-2017 x 1T-2016 1T-2017 x 4T-2016
Ganancia bruta
La mayor ganancia bruta refleja la reducción de los costos de adquisición, principalmente debido a la mayor oferta de gas de Brasil, permitiendo la menor importación de gas natural y GNL. Por otro lado, hubo disminución en las ventas de gas natural para el sector termoeléctrico y menor ingreso de generación de energía eléctrica.
La ganancia bruta permaneció estable.
Ganancia operativa
El aumento de la ganancia operacional se llevó a cabo principalmente por el aumento de la ganancia bruta combinada a menores gastos de ventas, tributarios y mayores ingresos con contratos de take or pay, parcialmente compensados por provisión para pérdidas con procesos judiciales.
La reducción de la ganancia operativa se llevó a cabo por provisión para pérdidas con procesos judiciales, atenuada por menores gastos con ventas, tributarios y mayores ingresos con contratos de take or pay.
Desempeño operativo
Indicadores físicos y financieros
Hubo reducción de ventas de gas natural, principalmente debido a menor demanda termoeléctrica del periodo, permitiendo la reducción en la importación de GNL y gas natural boliviano.
Hubo reducción de ventas de gas natural, principalmente debido a menor demanda termoeléctrica del periodo, permitiendo la reducción, principalmente, en la importación de gas natural boliviano.
12
Tabla 05 - Principales Indicadores de Distribución6
R$ millones Primer trimestre de
2017 2016 2017 x
2016 (%) 4T-2016 1T17 X 4T16 (%)
Ingresos de ventas 20.912 25.231 (17) 23.352 (10)
Brasil 19.840 22.047 (10) 21.001 (6)
En el extranjero 1.072 3.184 (66) 2.351 (54)
Ganancia bruta 1.543 1.940 (20) 2.021 (24)
Brasil 1.452 1.626 (11) 1.781 (18)
En el extranjero 91 314 (71) 240 (62)
Gastos operativos (985) (1.987) 50 (1.895) 48
Brasil (932) (1.752) 47 (1.762) 47
En el extranjero (53) (235) 77 (133) 60
Ganancia (pérdida) operativa 558 (47) 1287 126 343
Brasil 520 (126) 513 19 2637
En el extranjero 38 79 (52) 107 (64)
Ganancia (pérdida) neta atribuible a los accionistas de Petrobras 369 (25) 1576 89 315
Brasil 344 (96) 458 11 3027
En el extranjero 25 71 (65) 78 (68)
EBITDA ajustado del segmento* 679 95 614 209 225
Brasil 629 (19) 3411 147 328
En el extranjero 50 114 (56) 62 (19)
Margen del EBITDA del segmento (%)* 3 − 3 1 2
Gastos de capital del segmento 71 99 (28) 147 (52)
Participación del Mercado - Brasil 29,8% 32,4% (2,6) 30,5% (0,7)
Volumen de ventas - Brasil (mil barriles/día)
Diesel 285 312 (9) 299 (5)
Gasolina 190 195 (3) 195 (3)
Oleo combustible 45 64 (30) 53 (15)
Combustible de aviación 53 53 (1) 51 3
Otros 86 100 (14) 92 (7)
Total de derivados mercado interno 659 725 (9) 690 (5)
Véase las definiciones del EBITDA Ajustado y Margen EBITDA Ajustado y reconciliación en la sección de Reconciliación del EBITDA Ajustado por área de negocio.
13
DISTRIBUCIÓN
1T-2017 x 1T-2016 1T-2017 x 4T-2016
Ganancia bruta
La reducción de la ganancia bruta reflejó el menor volumen de ventas debido al menor nivel de actividad económica en Brasil y pérdida de market share.
El disminución de la ganancia bruta reflejó, especialmente, los menores márgenes de distribución, con destaque a gasolina y diésel y baja del volumen vendido, debido al menor nivel de actividad económica en Brasil.
Ganancia operativa
El crecimiento reflejo el registro, en el 1T-2016, de pérdidas con cuentas por cobrar del sector eléctrico y con procesos judiciales.
El aumento de la ganancia operativa reflejo, principalmente, el registro, en el 4T-2016, de provisión para gastos con PIDV.
Desempeño operativo
Participación de Mercado - Brasil
La reducción del market share se explica principalmente por la reducción de ventas al sector de térmicas (42%) y por la manutención de la política de preservación de margines de comercialización, priorizando la rentabilidad de la Compañía por mayor selectividad de ventas.
Además, fue observada mayor participación de players regionales, asociada a la disminución de la demanda del mercado consumidor en el periodo.
La reducción de ventas de diésel y oleo combustible llevó a una reducción del market share en 2017, causado, sobretodo, por la reducción de ventas al sector de térmicas (30%) y por mayor agresividad de players regionales.
14
Liquidez y Recursos de Capital
Tabla 06 - Liquidez y Recursos de Capital
R$ millones Primer trimestre de
2017 2016 4T-2016
Disponibilidades ajustadas* al início del período 71.664 100.887 72.602
Títulos públicos federales y time deposits con vencimientos superiores a 3 meses al início del período
(2.556) (3.042) (2.542)
Efectivo y equivalentes al efectivo al início del período 69.108 97.845 70.060
Efectivo neto generado en las actividades operativas 23.225 17.307 23.744
Efectivo neto utilizado en las actividades de inversión (8.262) (14.518) (6.896)
Inversiones en segmentos de negócio (9.857) (14.926) (11.791)
Venta de activos (desinversiones) 1.873 11 4.829
Inversiones en títulos y valores mobiliarios (278) 397 66
(=) Flujo de efectivo neto 14.963 2.789 16.848
Financiaciones y préstamos, netos (21.230) (17.505) (17.568)
Captaciones 13.028 7.215 21.079
Amortizaciones (34.258) (24.720) (38.647)
Dividendos pagados a los accionistas no controlantes − − (239)
Participación de accionistas no controlantes (130) 146 88
Efecto de la variación en las tasas de cambio sobre efectivo y equivalentes al efectivo (1.837) (5.497) (81)
Efectivo y equivalentes al efectivo al final del período 60.874 77.778 69.108
Títulos públicos federales y time deposits con vencimientos superiores a 3 meses al final del período
2.909 2.743 2.556
Disponibilidades ajustadas* al final del período 63.783 80.521 71.664
Reconciliación del Flujo de Caja Libre
Efectivo neto generado en las actividades operativas 23.225 17.307 23.744
Inversiones en segmentos de negócio (9.857) (14.926) (11.791)
Flujo de Caja Libre* 13.368 2.381 11.953
Al 31 de marzo del 2017, el saldo de efectivo y equivalentes de efectivo fue de R$ 60.874 millones y las disponibilidades ajustadas totalizaban R$ 63.783 millones. Las principales aplicaciones de recursos en el 1T-2017 fueron destinadas al cumplimiento del servicio de la deuda y financiación de las inversiones en áreas de negocio. Dichos recursos fueron parcialmente proporcionados por una generación de caja operativa de R$ 23.225 millones y captaciones de R$ 13.028 millones. El saldo de disponibilidades ajustadas fue afectado negativamente en el 1T-2017 por el efecto de la diferencia cambiaria sobre las inversiones financieras en el exterior.
La generación operativa de efectivo de R$ 23.225 millones fue principalmente motivada por los mayores márgenes de derivados, por la reducción de los gastos de importaciones de petróleo y gas natural, mayor participación del petróleo nacional en la carga procesada, así como por el aumento en la exportación de petróleo y derivados con mayores precios. Estos efectos fueron compensados parcialmente por la disminución de ventas en Brasil y por mayores gastos con participaciones gubernamentales.
Las inversiones en los negocios de la Compañía fueron de R$ 9.857 millones en el 1T-2017, un retroceso del 34% con relación al año anterior; con el 81% de las inversiones en el área de exploración y producción.
El Flujo de efectivo libre fue positivo en R$ 13.368 millones en el 1T-2017, 5,6 veces el registrado en el mismo periodo del año anterior.
De enero a marzo del 2017, la Compañía elevó R$ 13.028 millones, utilizando las fuentes tradicionales de financiamiento (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$ 4,00 mil millones y con vencimientos de 5 y 10 años, que sumados a recursos de caja de la compañía fueron utilizados para recompra de títulos (Tender offer) en la monta de US$ 5,58 mil millones. La Compañía también llevó a cabo operación de pago anticipado con el BNDES, añadiendo US$ 0,75 mil millones y operación estructurada en la monta de US$ 0,13 mil millones.
Las amortizaciones de intereses y capital principal sumaron R$ 34.258 millones en el 1T-2017 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
31.03.201 7
31.12.201 6
Principal 19.344 36.308 57.724 44.471 60.190 147.973 366.010 390.227
Interés 17.452 20.755 18.457 14.829 11.025 101.203 183.721 190.352
Total 36.796 57.063 76.181 59.300 71.215 249.176 549.731 580.579
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
Endeudamiento consolidado
En relación al 31 de diciembre del 2016, el endeudamiento bruto del Sistema Petrobras disminuyó el 5% y el endeudamiento neto se redujo el 4%, principalmente como resultado de la apreciación de real en 2,8% y amortización de deudas.
Los endeudamientos de corto y largo plazo incluyen Arrendamientos Mercantiles Financieros en la suma de R$ 67 millones y R$ 728 millones en el 31 de marzo del 2017, respectivamente (R$ 59 millones y R$ 736 millones en 31.12.2016).
En 31 de marzo del 2017, el plazo medio de vencimiento de la deuda fue de 7,61 años (7,46 años en 31 de diciembre de 2016).
El índex deuda neta sobre LTM EBITDA Ajustado* retrocedió de 3,54, en el 31 de diciembre del 2016, para 3,24, en el 31 de marzo del 2017, debido a la reducción del endeudamiento y el aumento del LTM EBITDA Ajustado.
Tabla 08 - Endeudamiento consolidado en reales
R$ millones
31.03.2017 31.12.2016 Δ%
Endeudamiento corto plazo 34.971 31.855 10
Endeudamiento largo plazo 329.787 353.929 (7)
Total 364.758 385.784 (5)
Efectivo y equivalentes al efectivo 60.874 69.108 (12)
Títulos públicos federales y time deposits (vencimiento superior a 3 meses) 2.909 2.556 14
Disponibilidades ajustadas* 63.783 71.664 (11)
Endeudamiento neto* 300.975 314.120 (4)
Endeudamiento neto/(endeudamiento neto + patrimonio neto) - Apalancamiento 54% 55% (1)
Pasivo total neto* 724.263 733.281 (1)
(Capital de terceros neto / pasivo total neto) 64% 66% (2)
Índice de endeudamiento neto/LTM EBITDA ajustado* 3,24 3,54 (8)
Tabla 09 - Endeudamiento consolidado en dolares
U.S.$ millones
31.03.2017 31.12.2016 Δ%
Endeudamiento corto plazo 11.037 9.773 13
Endeudamiento largo plazo 104.087 108.597 (4)
Total 115.124 118.370 (3)
Endeudamiento neto * 94.993 96.381 (1)
Plazo promedio del endeudamiento (años) 7,61 7,46 0,15
Tabla 10 - Endeudamiento por tipo, moneda y vencimiento
R$ millones
31.03.2017 31.12.2016 Δ%
Informaciones resumidas sobre financiaciones Por tipo
Referenciado al tipo variable 201.464 208.525 (3)
Indexado a tipo fijo 162.499 176.464 (8)
Total 363.963 384.989 (5)
Por moneda
Reales 78.669 78.788 −
Dólares Estadunidenses 259.026 276.876 (6)
Euro 18.723 21.637 (13)
Otras monedas 7.545 7.688 (2)
Total 363.963 384.989 (5)
Por vencimiento
2017 25.574 31.796 (20)
2018 36.128 36.557 (1)
2019 57.163 68.112 (16)
2020 43.904 53.165 (17)
2021 59.735 61.198 (2)
2022 y adelante 141.459 134.161 5
Total 363.963 384.989 (5)
Véase las definiciones de Disponibilidad Ajustadas, Endeudamiento neto, Pasivo Total Neto y LTM EBITDA ajustado en el Glosario y reconciliación en la sección de reconciliación del LTM EBITDA Ajustado.
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INFORMACIONES ADICIONALES
1. Reconciliación del EBITDA Ajustado
7El EBITDA es un indicador calculado 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 por diferencias conversión (CTA) reclasificados a resultado y el resultado de enajenación 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 11 – Reconciliación del EBITDA Ajustado
R$ millones Primer trimestre de
2017 2016 2017 X
2016 (%) 4T-2016 1T17 X 4T16 (%)
Ganancia (pérdida) neta 4.807 (381) 1.362 2.760 74
Resultado financiero neto 7.755 8.693 (11) 5.309 46
Impuestos a las ganancias 2.320 224 936 2.467 (6)
Depreciación, agotamiento y amortización 10.766 12.649 (15) 11.229 (4)
EBITDA 25.648 21.185 21 21.765 18
Resultado de participaciones en inversiones (612) (388) (58) 1.275 (148)
Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment (21) 294 (107) 3.527 (101)
Realización del ajustes acumulados de conversión - CTA 116 − − 66 −
Resultado con enajenación/baja de activos 123 102 21 (1.845) 107
EBITDA ajustado 25.254 21.193 19 24.788 2
Margen del EBITDA ajustado (%) 37 30 7 35 2
2. Reconciliación del LTM EBITDA Ajustado
Tabla 12 – Reconciliación del LTM EBITDA Ajustado
R$ millones Últimos 12 meses (LTM)
hasta
31.03.2017 31.12.2016
Ganancia (pérdida) neta (7.857) (13.045)
Resultado financiero neto 26.247 27.185
Impuestos a las ganancias 4.438 2.342
Depreciación, agotamiento y amortización 46.660 48.543
EBITDA 69.488 65.025
Resultado de participaciones en inversiones 405 629
Reversión/Pérdida en el valor recuperable de los activos - impairment 19.982 20.297
Realización del ajustes acumulados de conversión - CTA 3.809 3.693
Resultado con enajenación/baja de activos (930) (951)
EBITDA ajustado 92.754 88.693
El LTM EBITDA ajustado es un indicador para cálculo del índex deuda neta sobre LTM EBITDA ajustado, cuya divulgación tiene el objetivo de acompañamiento de las metas establecidas en el Plan de Negocios y Gestión de la Compañía.
17
INFORMACIONES ADICIONALES
3. Hedge Flujo de Efectivo sobre Exportaciones
Tabla 13 - Hedge Flujo de Efectivo sobre Exportaciones
R$ millones Primer trimestre de
2017 2016 2017 x
2016 (%) 4T-2016 1T17 X 4T16 (%)
Variación Monetaria y Cambiaria Total 5.151 21.480 (76) 1.049 391
Variación Cambiaria Diferida registrada en el Patrimonio Neto (5.459) (22.013) 75 967 (664)
Reclasificación del Patrimonio Neto para el Resultado (2.435) (2.900) 16 (2.401) (1)
Variación Monetaria y Cambiaria, Netas (2.743) (3.433) 20 (385) (612)
El aumento de reclasificación de gastos de diferencia de cambio del patrimonio neto para el resultado en el 1T-2017, con relación al trimestre anterior, fue mantenida prácticamente inalterada, una vez que no ocurrieran reclasificaciones anticipadas de diferencias negativas de cambio en el patrimonio neto para resultado debido al valor de exportaciones planeadas que dejaran de ser proyectadas / realizadas.
Alteraciones de expectativas de realización de precios y volúmenes de exportación en futuras revisiones de los planes de negocios pueden venir a determinar necesidad de reclasificaciones adicionales de diferencias de cambio del patrimonio neto para el 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$ 2 millones del patrimonio neto para el resultado.
La previsión anual de realización del monto de las diferencias de cambios en el patrimonio neto, al 31 de marzo del 2017, es el siguiente:
Tabla 14 – Expectativa de Realización das Exportaciones
Consolidado
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 a 2027 Total
Expectativa de realización (8.109) (9.791) (2.382) (6.007) (2.931) (1.288) (1.276) 1.620 (30.164)
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INFORMACIONES ADICIONALES
4. Activos y pasivos sujetos a la variación cambiaria
8La 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. A partir de mediados de mayo del 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 diferencias de cambio se acumulan en el patrimonio neto y solamente afectan el resultado en la medida en que se realizan las exportaciones.
Durante el primero trimestre del 2017, la Petrobras, a través de su controlada indirecta Petrobras Global Trading B.V. (PGT), contrató operaciones de derivativos denominadas cross currency swap, con el objetivo de protección de la exposición en Libras Esterlinas frente al dólar, decurrente de bond en esta moneda, en el valor nocional de GBP 700 millones y con vencimiento en diciembre de 2026.
La compañía no tiene intención de liquidar tales contractos antes del plazo de vencimiento.
Los saldo de activos y pasivos en moneda extranjera de empresas controladas en el exterior no san inseridos en la exposición abajo, cuando realizadas en monedas equivalentes a sus respectivas monedas funcionales.
Al 31 de marzo del 2017, la exposición cambiaria neta de la Compañía es pasiva, siendo la principal la del dólar con relación al euro.
Tabla 15 - Activos y pasivos sujetos a la variación cambiaria
ITENS R$ millones
31.03.2017 31.12.2016
Activo 42.552 44.303
Pasivo (261.206) (271.531)
Contabilización de Hedge 198.495 201.292
Total (20.159) (25.936)
Tabla 16 – Segregación dos activos y pasivos por moneda
POR MONEDA R$ millones
31.03.2017 31.12.2016
Real/ Dólar 4.063 2.402
Real/ Euro (131) (149)
Real/ Libra (57) (56)
Dolar/ Yen (598) (599)
Dolar/ Euro (18.574) (21.453)
Dolar/ Libra* (4.862) (6.081)
Total (20.159) (25.936)
Tabla 17 – Variación Monetaria e Cambiaria
R$ millones Primer trimestre de
Variación Monetaria y Cambiaria 2017 2016 2017 x
2016 (%) 4T-2016 1T17 X 4T16 (%)
Variación Cambiaria Dolar x Euro (297) (1.443) 79 1.438 (121)
Variación Cambiaria Real x Dolar (199) 670 (130) 95 (309)
Variación Cambiaria Dolar x Libra (64) 326 (120) 324 (120)
Reclasificación de la contabilización del hedge del Patrimonio Neto para el Resultado
(2.435) (2.900) 16 (2.401) (1)
Variación Cambiaria Real x Euro (1) (258) 100 30 (103)
Otros 253 172 47 129 96
Variación Monetaria y Cambiaria, Netas (2.743) (3.433) 20 (385) (612)
No incluye operación de derivativo en los cross currency swap en el valor nocional de GBP 700 millones.
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INFORMACIONES ADICIONALES
5. Ítems especiales
Tabla 18 – Ítems especiales
R$ millones Primer trimestre de
2017 2016 Ítem del Resultado 4T-2016
(645) (297) (Pérdidas)/Ganancias com contingencia judiciales Otros ingresos (gastos) 1.561
(116) − Ajustes Acumulados de Conversión - CTA Otros ingresos (gastos) (66)
− (51) Programas de Anistias Provinciales / PRORELIT Otros ingresos (gastos) (104)
− − Ressarcimiento de valores - Operación Lava Jato Otros ingresos (gastos) 205
− − Resultado relacionado al abandono de áreas Diviersos 1.622
2 − Ganancia/(Pérdidas) con alienación de activos Otros ingresos (gastos) 3.383
(42) (294) Impairment de activos y inversiones Diviersos (3.673)
109 (544) Pérdidas con cuentas a cobrar del sector electrico Gastos de ventas (27)
275 (1) PIDV Otros ingresos (gastos) (397)
(417) (1.187) Total 2.504
Detalle del efecto del impairment de activos e inversiones en los diversos ítems del resultado:
21 (294) Pérdida en el valor recuperable de los activos - Impairment (3.527)
(63) − Resultado de participaciones en inversiones (146)
(42) (294) Impairment de activos e inversiones (3.673)
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:
− (42) Gastos Tributarios (84)
− (9) Gastos Financieros – Intereses (20)
− (51) Programas de Amnistías de los Estados / PRORELIT (104)
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.
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INFORMACIONES ADICIONALES
6. Resultado de las operaciones del 1T-2017 x 4T-2016:
Ingresos de ventas de R$ 68.365 millones, el 3% inferior al valor del 4T-2016 (R$ 70.489 millones), con destaque para:
menor ingreso de actividades en el extranjero (R$ 2.844 millones) debido, principalmente, por la venta de Petrobras Chile Distribución Ltda. (PCD) concluida en enero/2017;
disminución del 3% de los ingresos en el mercado doméstico, especialmente por:
menor demanda de derivados (R$ 1.944 millones), especialmente gasolina y diésel, reflejando la estacionalidad del consumo;
menores ingresos con energía eléctrica (R$ 301 millones), debido a menores despachos termoeléctricos; y
mayores precios de derivados practicados en el mercado interno (R$ 927 millones), siguiendo las mayores cotizaciones internacionales, especialmente para nafta y QAV.
Mayor ingreso con exportaciones (R$ 2.243 millones), principalmente de petróleo, debido al aumento del volumen comercializado y por la alta de la cotización de los precios internacionales;
Costo de ventas de R$ 44.579 millones, 6% inferior al 4T-2016 (R$ 47.677 millones), reflejando:
menores gastos en el extranjero debido, principalmente, por la venta de Petrobras Chile Distribución Ltda. (PCD), concluida en el enero/17;
menores gastos con producción de petróleo en Brasil;
reducción de gastos con importación de gas natural, debido a su menor participación en el mix de ventas, siguiendo la reducción de demanda termoeléctrica; y
menores gastos con importación de petróleo, reflejando su menor participación en la carga procesada en las refinerías.
Estos factores fueron compensados parcialmente por menores gastos con participación gubernamental, reflejando los mayores volúmenes exportados, el aumento de las cotizaciones, el aumento de la alícuota efectiva de participaciones especiales (PE) en una mayor producción del campo de Lula, además del efecto de la utilización de créditos de PE en las ventas del 4T-2016.
Gastos con ventas de R$ 2.390 millones, 22% inferior al 4T-2016 (R$ 3.051 millones), debido a:
reversión de provisión para cuentas incobrables del sector eléctrico en el 1T-2017 (R$ 109 millones), comparada a constitución en el 4T-2016 (R$ 27 millones);
menores gastos con transporte, reflejando la apreciación del real frente al dólar; y
efecto de la venta de activos de Petrobras Chile Distribución Ltda. (PCD).
Gastos generales y administrativos de R$ 2.307 millones, el 22% inferior al 4T-2016 (R$ 2.945 millones), reflejando los menores gastos con personal, principalmente, debido al impacto de la descontinuación de empleados del PIDV2014/2016, junto con el complemento de provisión del Acuerdo Colectivo de Trabajo (ACT 2016), realizado en el 4T-2016.
Gastos tributarios de R$ 291 millones, el 66% inferior a el 4T-2016 (R$ 856 millones), debido, principalmente, a los menores gastos con impuesto de renta sobre remesa a el extranjero y por efecto de adhesión a lo programa de amnistía estadual de débitos de ICMS (Impuesto sobre la Circulación de Mercadorías) en el 4T-2016.
Costos exploratorios para extracción de petróleo y gas natural de R$ 296 millones, el 79% inferior al 4T-2016 (R$ 1.409 millones), debido, principalmente, a menores bajas de pozos secos y/o no comerciales (R$ 927 millones).
Otros gastos operacionales de R$ 3.895 millones, 61% superior al 4T-2016 (R$ 2.415 millones) debido a:
mayor provisión para pérdidas y contingencias con procesos judiciales (R$ 1.678 millones), impactada, principalmente, por reversión de contingencia movida por Triunfo Agro Industrial S/A y otras cooperativas, en el monto de R$ 1.378 millones, realizada en el 4T-2016, así como por la provisión de contingencia decurrente de la no homologación de compensación de créditos tributarios en la empresa Termomacaé Ltda., reconocida en el 1T-2017 (R$ 645 millones);
pérdida con enajenación y baja de activos (R$ 123 millones), comparada a la ganancia neta, en el 4T-2016 (R$ 1.845 millones), con destaque para la ganancia con la venta de participación en el bloque exploratorio BM-S-8-Carcará (R$ 2.947 millones) y las bajas realizadas debido a las negociaciones relativas a la construcción de FPSOs en astilleros (R$ 985 millones), como se puede ver en la nota explicativa 14.4.1 de las Demonstraciones Contables de 2016;
efecto negativo de R$ 1.622 millones relacionado con la ganancia contabilizada en la revisión de provisión de abandono en el 4T- 2016; y
reversión de Impairment de R$ 21 millones, relativo a revaluación de activos, comparado a gasto de R$ 3.527 millones en el 4T- 2016,
Gastos financieros netos de R$ 7.755 millones, 46% superior al 4T-2016 (R$ 5.309 millones), debido a:
diferencia cambiaria y monetaria negativa, mayor en R$ 2.358 millones, ocasionada por:
o
21 o diferencia cambiaria negativa de R$ 297 millones debido a depreciación de 1,4% del dólar sobre la exposición
pasiva neta en euro, comparada a diferencia positiva de R$ 1.438 millones decurrentes de apreciación de 6,1% del dólar sobre la exposición pasiva neta en euro en el 4T-2016 (R$ 1.735 millones);
o diferencia cambiaria negativa de R$ 64 millones debido a depreciación de 1,2% del dólar sobre la exposición pasiva neta en libra, comparada a variación positiva de R$ 324 millones decurrentes de apreciación de 4,8% del dólar sobre la exposición pasiva neta en libra en el 4T-2016 (R$ 388 millones); y
o mayor diferencia cambiaria negativa del real sobre la exposición activa en dólar en el 1T-2017, ya considerada la reclasificación de la variación cambiaria cumulada en el patrimonio neto para resultado debido a la realización de exportaciones protegidas en el ámbito de la contabilidad de hedge (R$ 328 millones).
Aumento de R$ 224 millones en gastos financieros, reflejando:
o aumento de gastos con financiamientos en el extranjero, debido a los costos decurrentes de operación de recompra de títulos de deuda (bonds), a través de la subsidiaria integral Petrobras Global Finance B.V. (PGF) en ene/2017, compensadas en parte por el efecto de menor tasa media del dólar frente al real (R$ 768 millones);
o reducción de gastos con financiamientos en Brasil debido a pre-pagos realizados en el 1T-2017 (R$ 597 millones);
y
o mayores interés capitalizados decurrentes, principalmente, al aumento del saldo medio de obras en andamiento y mayor tasa de capitalización, compensadas parcialmente por menor tasa media de conversión en el 2017 (R$ 61 millones).
mayor ingreso financiero (R$ 136 millones) debido a ganancia con derivativos en operaciones comerciales (R$ 176 millones), compensados parcialmente por reducción en los saldos medios de aplicaciones (R$ 45 millones).
Lo resultado de participación en inversiones registro ganancia de R$ 612 millones, cuando comparado a pérdida de R$ 1.275 millones en el 4T-2016, destacando el efecto del acuerdo de lenidad en Braskem.
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INFORMACIONES ADICIONALES
7. Resultado de las operaciones del 1T-2017 x 1T-2016:
Ingresos de ventas de R$ 68.365 millones, el 3% inferior al 1T-2016 (R$ 70.337 millones), ocasionados por:
reducción ingresos en el mercado interno (R$ 5.118 millones), reflejando:
menor ingreso en venta de derivados (R$ 3.330 millones) por la retracción del 5% en ventas, así como por menores precios medios de diésel y gasolina, retratando la nueva política de revisión de precios de la compañía, empezada en el octubre/2016, parcialmente compensadas por mayores precios medios de nafta, QAV y óleo combustible, siguiendo el aumento de las cotizaciones internacionales, así como el aumento del 12,3% en los precios de GLP a granel a partir de 07/diciembre/16;
menores ingresos de gas natural (R$ 632 millones), debido a reducción de demanda del sector termoeléctrico y menores precios; y
reducción de ingresos de energía eléctrica (R$ 457 millones), principalmente de generación, reflejando las mejores condiciones hidrológicas;
menores ingresos de actividades en el extranjero (R$ 3.310 millones) debido a la desinversión en Petrobras Argentina S.A.
(PESA) e en la Petrobras Chile Distribución Ltda. (PCD); y
aumento de ingresos con exportaciones (R$ 6.456 millones) por mayor volumen, principalmente de petróleo, debido a menor demanda en el mercado de Brasil, combinada con mayor producción en Brasil, así como por mayores precios de petróleo y de derivados, siguiendo el aumento de las cotizaciones internacionales.
Costo de ventas de R$ 44.579 millones, el 10% inferior al 1T-2016 (R$ 49.329 millones), reflejando:
Menores gastos de importación de gas natural y petróleo, debido a retracción de la actividad económica, menor participación de derivados en el mercado de Brasil y reducción de demanda del sector termoeléctrico, así como por mayor participación del gas brasileño en el mix de ventas y del óleo brasileño en las cargas de refinerías;
reducción de costos asociados a actividades en extranjero debido, principalmente, a la venta de Petrobras Argentina S.A.
(PESA) y de Petrobras Chile Distribución Ltda. (PCD); y
menores gastos con depreciación en la producción de petróleo, influenciados por el efecto de las provisiones de impairment y de baja de activos ocurridas en el año de 2016.
Estos factores fueron parcialmente compensados por mayores gastos con participaciones gubernamentales, influenciados por el aumento de las cotizaciones internacionales de las commodities, así como por el mayor volumen de petróleo exportado.
Gastos de ventas de R$ 2.390 millones, el 36% inferior al 1T-2016 (R$ 3.751 millones), debido a:
menores gastos con transporte, reflejando la apreciación del real frente al dólar y la retracción del volumen de ventas en el mercado de Brasil;
efecto de la venta de Petrobras Argentina S.A. (PESA) y de Petrobras Chile Distribución Ltda. (PCD); y
reversión de provisión para créditos de liquidación dudosa del sector eléctrico en el 1T-2017 (R$ 109 millones), comparada a provisión para impairment constituida en el 1T-2016 (R$ 544 millones).
Gastos generales y administrativos de R$ 2.307 millones, el 13% inferior a el 1T-2016 (R$ 2.652 millones), reflejando los menores gastos con personal, principalmente, por el impacto de la descontinuación de empleados por el PIDV 2014/2016 y con servicios externalizados.
Costos exploratorios para extracción de petróleo y gas natural de R$ 296 millones, el 74% inferiores a el 1T-2016 (R$ 1.147 millones), debido, principalmente, a los menores gastos con bajas de pozos secos y/o no comerciales.
Otros gastos operacionales de R$ 3.895 millones, el 9% inferior al 1T-2016 (R$ 4.265 millones), especialmente por:
menores gastos con paradas no programadas, principalmente por la reducción de la ociosidad de equipos (R$ 692 millones);
reversión de gastos con el Programa de Incentivo a la Descontinuación Voluntaria (PIDV), debido a renuncia de algunos participantes (R$ 276 millones);
mayores gastos con el plan de pensión y salud con asistidos (R$ 290 millones) debido a aplicación de tasa de interés nominal en un mayor saldo de obligación actuarial neta;
efecto negativo de R$ 116 millones pertinentes a las realización de ajustes por diferencias de cambio (CTA) proveniente de desinversiones de activos, en el 1T-2017, anteriormente reconocidos en el patrimonio neto como ajuste por diferencias de cambio; y
mayor provisión para pérdidas y contingencias con procesos judiciales (R$ 109 millones).
Gastos financieros netos de R$ 7.755 millones, el 11% inferior al 1T-2016 (R$ 8.693 millones), debido a:
Diferencia cambiaria y monetaria negativa, menor en R$ 690 millones, ocasionada por:
23 (i) menor depreciación del dólar sobre la exposición pasiva neta en euro en el 1T-2017, comparada al 1T-2016 (R$
1.146 millones);
(ii) mayor diferencia cambiaria negativa del real sobre la exposición activa en dólar del 1T-2017, ya considerada la reclasificación de la diferencia cambiaria acumulada en el patrimonio neto para resultado por la realización de exportaciones protegidas en el ámbito de la contabilidad de hedge (R$ 404 millones);
(iii) diferencia cambiaria negativa de R$ 64 millones debido a la depreciación del 1,2% del dólar sobre la exposición pasiva neta en libra, comparada a diferencia cambiaria positiva de R$ 326 millones debido a apreciación cambiaria del 3,0% en el 1T-2016 (R$ 390 millones); y
(iv) reducción de la exposición real x euro, debido a liquidación de mutuos, generando un efecto positivo de R$ 257 millones.
Disminución de R$ 201 millones en los gastos financieros, reflejando:
(i) reducción de gastos con financiamientos en Brasil debido a pre-pago realizado en el 4T-2016 (R$ 683 millones);
(ii) aumento de gastos con financiamientos en el extranjero, debido a los costos decurrentes de operación de recompra de títulos de deuda (bonds), a través de su subsidiaria integral Petrobras Global Finance B.V. (PGF) en ene/2017, compensados en parte por el efecto de la menor tasa media del dólar frente al real (R$ 547 millones); y (iii) mayores interés capitalizados decurrentes, principalmente por el aumento del saldo medio de obras en curso y mayor tasa de capitalización, compensadas en parte por la menor tasa media de conversión en el 2017 (R$ 56 millones).
Gastos con Impuestos de renda y contribución social de R$ 2.320 millones (R$ 224 millones en el 1T-2016) debido, principalmente, a los resultados contabilizados en el ejercicio, como se detalla en la nota explicativa 19.4 de las Informaciones Trimestrales (ITR).
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ESTADOS CONTABLES
9Estado del Resultado - Consolidado
R$ millones Primer trimestre de
2017 2016 4T-2016
Ingresos de ventas 68.365 70.337 70.489
Costo de ventas (44.579) (49.329) (47.677)
Ganancia bruta 23.786 21.008 22.812
Gastos de ventas (2.390) (3.751) (3.051)
Gastos generales y de administración (2.307) (2.652) (2.945)
Gastos de exploración (296) (1.147) (1.409)
Gastos con investigación y desarrollo (337) (503) (325)
Otros gastos por impuestos (291) (542) (856)
Otros ingresos y gastos, netos* (3.895) (4.265) (2.415)
(9.516) (12.860) (11.001)
Ganancia (pérdida) operativa 14.270 8.148 11.811
Ingresos financieros 933 886 797
Gastos financieros (5.945) (6.146) (5.721)
Variaciones cambiarias y monetarias (2.743) (3.433) (385)
Resultado financiero neto (7.755) (8.693) (5.309)
Resultado de participaciones en inversiones 612 388 (1.275)
Ganancia (pérdida) antes de los impuestos a las ganancias 7.127 (157) 5.227
Impuestos a las ganancias (2.320) (224) (2.467)
Ganancia (pérdida) neta 4.807 (381) 2.760
Ganancia (pérdida) neta atribuible a:
Accionistas de Petrobras 4.449 (1.246) 2.510
Accionistas no controlantes 358 865 250
4.807 (381) 2.760
Incluye Impairment (reversión del R$ 21 millones en el 1T-2017 y gastos de R$ 294 millones en el 1T-2016 y R$ 3.527 millones en el 4T-2016).