Relatório de Gestão da Petrobras - 2009

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PROCESSO DE PRESTAÇÃO DE CONTAS JUNTO AO TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO

EXERCÍCIO 2009

ROL DOS RESPONSÁVEIS

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EXERCÍCIO 2009

RELATÓRIO DE GESTÃO E ANEXOS

RELATÓRIO DE GESTÃO PETROBRAS - EXERCÍCIO 2009

1. Informações Gerais a) Identificação: Nome, CNPJ, Natureza Jurídica e Vincul ação Ministerial (FC); Nome: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS CNPJ: 33.000.167/0001-01 Natureza Jurídica: Companhia Aberta Vinculação Ministerial: Ministério de Minas e Energia b) Sede: Endereço da Petrobras Holding (FC); Av. República do Chile, nº 65, 24º andar, Centro, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, CEP 20031-912, Telefone (21) 32242040, Fax (21) 32246055, E-mail [email protected] c) Auditor: Nome do auditor independente (FC); Razão social: KPMG Auditores Independentes d) Subsidiárias e Coligadas: Descrição das atividades (FR); a) Petrobras Química S.A. - Petroquisa

Participa em sociedades que objetivam a fabricação, comercialização, distribuição, transporte, importação e exportação de produtos das indústrias química e petroquímica e na prestação de serviços técnicos e administrativos relacionados com as referidas atividades.

b) Petrobras Distribuidora S.A. - BR Distribuidora

Opera na área de distribuição, comercialização e industrialização de produtos e derivados de petróleo, álcool, energia e outros combustíveis.

c) Petrobras Gás S.A. - Gaspetro

Participa em sociedades que atuam no transporte de gás natural, na transmissão de sinais de dados, voz e imagem através de sistemas de telecomunicações por cabo e rádio, bem como a prestação de serviços técnicos relacionados a tais atividades. Participa também em diversas distribuidoras estaduais de gás, exercendo o controle compartilhado que são consolidados na proporção das participações no capital social.

d) Petrobras Transporte S.A. - Transpetro

Exerce, diretamente ou através de controlada, as operações de transporte e armazenagem de granéis, petróleo e seus derivados e de gás em geral, por meio de dutos, terminais e embarcações, próprias ou de terceiros.

e) Downstream Participações Ltda.

Participa em sociedades que atuam no segmento de refino. f) Petrobras International Finance Company - PifCo

Exerce atividades de comercialização de petróleo e derivados no exterior, de intermediação de compra e venda de petróleo, derivados e materiais para empresas do Sistema Petrobras e de captação de recursos no exterior.

g) Petrobras Internacional Braspetro B.V. - PIB BV

Participa em sociedades que atuam no exterior em pesquisa, lavra, industrialização, comercialização, transporte, armazenamento, importação e exportação de petróleo e seus derivados, assim como a prestação de serviços e outras atividades relacionadas com os vários segmentos da indústria do petróleo.

Legenda: FC: Formulário Cadastral FR: Formulário de Referência RA: Relatório de Atividades


h) Braspetro Oil Services Company - Brasoil

Tem como objeto a prestação de serviços em todas as áreas da indústria do petróleo, bem como no comércio de petróleo e de seus derivados.

i) Petrobras Netherlands B.V. - PNBV

Atua, diretamente ou por intermédio de controladas, nas atividades de compra, venda, lease, aluguel ou afretamento de materiais, equipamentos e plataformas para a exploração e produção de óleo e gás.

j) 5283 Participações Ltda.

Sociedade por cota de responsabilidade limitada, com sede na cidade do Rio de Janeiro e tem como objeto a participação no capital de outras sociedades.

k) Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-PETRO

Participação no capital social de sociedades que tenham por objeto atividades realizadas pela internet ou outros meios eletrônicos, inclusive pelo provimento de serviços relacionados à rede mundial, tais como desenvolvimento, desenho e gerência de website, bem como quaisquer outras atividades correlatas ou afins, principalmente nos setores de petróleo e petroquímico.

l) Braspetro Oil Company - BOC

Tem como objeto promover a pesquisa, lavra, industrialização, comercialização, transporte, armazenamento, importação e exportação de petróleo e seus derivados, assim como na prestação de serviços e outras atividades relacionadas com os vários segmentos da indústria do petróleo.

m) Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII

Tem por objetivo viabilizar a construção de 4 edifícios administrativos em Macaé por meio da emissão de Certificados Recebíveis Imobiliários através da Rio Bravo Securitizadora S.A., lastreado em direitos creditórios locatícios junto à Petrobras.

n) Termelétricas

• Termorio S.A.; FAFEN Energia S.A.; Baixada Santista Energia Ltda.; Termomacaé Ltda.; Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE; Termoceará Ltda.; Termobahia S.A.; Ibiritermo S.A.; e Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. O conjunto de sociedades acima tem por objetivo a implantação e exploração comercial de centrais termelétricas, algumas com processo de cogeração, todas localizadas no território nacional, utilizando gás natural como combustível para geração de energia elétrica. São compostas por usinas termelétricas com potência instalada, ou em fase final de instalação, de 3,4 GW em sua totalidade, estando esta capacidade comercializada através de leilões da ANEEL, contratos de comercialização de energia e exportações.

o) Comercializadoras de Energia Elétrica

• Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN; e Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda. - TMC As comercializadoras acima centralizam a gestão da carteira de compra e venda de energia elétrica do Sistema Petrobras, sendo responsáveis pelas operações de venda de energia elétrica dos ativos de geração do Sistema Petrobras, e eventual compra de energia elétrica do mercado.

p) Petrobras Biocombustível S.A.

Tem como objeto desenvolver a produção de etanol, biodiesel e de quaisquer outros produtos e atividades correlatos ou afins e a geração de energia elétrica associada às suas operações, podendo também explorar todas essas atividades através da participação em outras sociedades,


bem como promover a integração de diversas áreas da empresa em torno do tema biocombustíveis.

q) Refinaria Abreu e Lima S.A.

Sociedade anônima de capital fechado e tem como objeto a construção e operação de uma Refinaria de Petróleo em Ipojuca - PE, bem como refino, processamento, comercialização, importação, exportação e transporte de petróleo e seus derivados, correlatos e biocombustíveis.

r) Cordoba Financial Services Gmbh - CFS

Sociedade por Cotas de Responsabilidade Limitada, com sede em Viena, Áustria, que tem como objeto a participação no capital de outras sociedades na Áustria e no exterior. Cordoba é a única acionista do World Fund Financial Services (WFFS), Companhia estabelecida sob as leis das Ilhas Cayman, que tem como objeto atuar em operações bancárias e financeiras fora das Ilhas Cayman.

s) Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - CLEP

Sociedade anônima de capital fechado, com sede na cidade do Rio de Janeiro, cuja finalidade é a locação de ativos para exploração e produção de petróleo e gás natural, incluindo a prestação e a contratação de serviços relacionados à produção de petróleo e todas as outras atividades relacionadas.

t) Marlim Participações S.A.

Companhia, com sede na cidade do Rio de Janeiro, criada exclusivamente para participar do capital social da Companhia Petrolífera Marlim (CPM). A CPM, por sua vez, é uma sociedade de propósito específico criada exclusivamente para participar do consórcio formado com a Petrobras tendo por objeto a conjugação de esforços e recursos das partes com o fim específico de complementar o desenvolvimento da produção do Campo de Marlim.

u) Nova Marlim Participações S.A.

Companhia aberta, com sede na Cidade do Rio de Janeiro, criada exclusivamente para participar do capital social da NovaMarlim Petróleo S.A. (NovaMarlim). A NovaMarlim, por sua vez, foi criada exclusivamente para participar de um consórcio formado com a Petrobras, o qual tem por objeto a conjugação de esforços e recursos das partes para otimizar a complementação do desenvolvimento da produção do Campo de Marlim.

v) Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - COMPERJ

O Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - Comperj tem como principal objetivo aumentar a produção de produtos petroquímicos, com o processamento de cerca de 150 mil barris/dia de óleo pesado nacional. Para este fim foram criadas as seguintes sociedades: Comperj Participações S.A. - Sociedade de Propósito Específico, que deterá as participações da Petrobras nas sociedades produtoras do COMPERJ; Comperj Petroquímicos Básicos S.A. - Sociedade produtora de Petroquímicos Básicos; Comperj PET S.A. - Sociedade produtora de PTA/PET; Comperj Estirênicos S.A. - Sociedade produtora de Estireno; Comperj MEG S.A. - Sociedade produtora de Etileno Glicol e Óxido de Eteno; e Comperj Poliolefinas S.A. - Sociedade produtora de Poliolefinas (PP/PE).


e) Áreas de negócios: Descrição simples das áreas Ex ploração e Produção, Gás e Energia, Abastecimento, Distribuição, Internacional e Corporativo (FR);

E&P

ABASTECIMENTO

G&E

DISTRIBUIÇÃO

INTERNACIONAL

Segmento

Abrange as atividades de exploração e produção de petróleo e gás, de abastecimento, de gás e energia e de distribuição,realizadas no exterior, em diversos países das Amér icas, África, Europa e Ásia.

Abrange as atividades de exploração, desenvolvimento da pr odução e produção de petróleo, líquido de gás natural (LGN) egás natural no Brasil, objetivando atender, prioritariame nte, as refinarias do país e, ainda, comercializando nos mer cadosinterno e externo o excedente de petróleo, bem como derivado s produzidos em suas plantas de processamento de gásnatural.

Contempla as atividades de refino, logística, transporte e comercialização de derivados, petróleo e álcoois, extraçã o eprocessamento de xisto, além das participações em e mpresas do setor petroquímico no Brasil.

Engloba as atividades de transporte e comercialização do gá s natural produzido no país ou importado, de transporte ecomercialização de GNL, de geração e comercialização de ene rgia elétrica, assim como as participações societárias emtransportadoras e distribuidoras de gás natural e em termoe létricas no Brasil, além de responsável pelos negócios comfertilizantes.

Responsável pela distribuição de derivados de petróleo, ál cool e gás natural veicular no Brasil, representada, princi palmente,pelas operações da Petrobras Distribuidora.

As atividades da exploração e produção de petróleo e gás no Brasil são o maior elemento da carteira da

Petrobras. Essas atividades normalmente começam com pesquisas geológicas e trabalhos sísmicos,

seguidas por perfuração exploratória. Quando resultados positivos são produzidos, a companhia

prossegue com testes de longa duração, perfurações de desenvolvimento e produção-piloto, que

usualmente compreendem investimentos substanciais. Normalmente são necessários até sete anos para

que uma atividade de exploração bem sucedida seja refletida no aumento das reservas e da produção.

Os campos de petróleo mais ricos do Brasil estão situados em áreas marítimas, sendo que a maioria em

águas profundas. Desde 1971, quando se iniciou a exploração na Bacia de Campos, a Petrobras tem

operado ativamente nessas águas, sendo reconhecida mundialmente como uma empresa inovadora na

tecnologia necessária para a exploração e produção de hidrocarbonetos em águas profundas e

ultraprofundas. A companhia é a maior operadora mundial (em termos de barris de óleo equivalente/dia)

de campos localizados em águas profundas e ultraprofundas de acordo com a PFC Energy, uma empresa

de consultoria no segmento de energia. Em 2009, a produção marítima representou 75.9% da produção

total (Brasil e internacional) e a produção em águas profundas foi responsável por 86.3% da produção no

Brasil.

Os custos da exploração, desenvolvimento e produção marítima são geralmente mais altos do que

aqueles em terra, mas a companhia consegue compensar estes custos maiores com melhores índices de

sucesso de perfuração e descobertas e volumes de produção maiores. Historicamente, a Petrobras teve

sucesso na descoberta e desenvolvimento de importantes jazidas petrolíferas marítimas, o que permitiu

atingir economias de escala ao distribuir os custos totais de exploração, desenvolvimento e produção

sobre uma base de produção elevada. Ao focar nas oportunidades próximas da infra-estrutura de

produção existente, a Petrobras reduziu suas necessidades de capital, e pôde acelerar o desenvolvimento

de novos campos.

Também estamos implementando uma variedade de ações projetadas para aumentar a recuperação de

petróleo de campos existentes e reduzir o declínio natural dos campos de produção maduros, elevando-

se a vida útil desses ativos.

Abastecimento: A Petrobras tem uma participação dominante no mercado nacional de refino, transporte e

comercialização de petróleo e derivados, possuindo e operando onze refinarias próprias no Brasil, com

um total de capacidade de destilação de 1.942 mbbl/d.


O petróleo bruto produzido atualmente no Brasil é relativamente pesado ou intermediário, enquanto as

refinarias foram originalmente projetadas para processar petróleo bruto importado mais leve. A Petrobras

importa petróleo bruto mais leve para equilibrar a mistura para as refinarias, e está investindo no sistema

de refinaria para maximizar a capacidade para processar o petróleo bruto nacional mais pesado. Esses

investimentos darão flexibilidade para ajustar a mistura entre petróleos brutos pesados e leves para tirar

vantagem dos preços de mercado e combinar a produção das refinarias às demandas de derivados.

Em geral, os investimentos da Petrobras em projetos de refinaria são destinados a

� aumentar o valor do petróleo bruto brasileiro, ao aumentar a capacidade para refinar quantidades

maiores do petróleo bruto mais pesado produzido no país;

� aumentar a produção dos derivados de petróleo exigidos pelo mercado brasileiro, mas que

atualmente devem ser importados, tais como o diesel;

� melhorar a qualidade da gasolina e do diesel a fim de cumprir os regulamentos ambientais mais

rigorosos que estão sendo implementados atualmente; e

� reduzir emissões de poluentes.

O segmento de Abastecimento também inclui operações petroquímicas que agregam valor aos

hidrocarbonetos produzidos e fornecem insumos benéficos para a economia brasileira. As operações de

petroquímicos propiciam um mercado crescente para o petróleo bruto e outros hidrocarbonetos

produzidos, aumentam o valor agregado para a companhia e proporcionam fornecimento nacional de

produtos que, de outra forma, teriam que ser importados. A Petrobras pretende expandir as operações de

petroquímicos no Brasil, integrando esses investimentos à cadeia do petróleo.

No passado, a indústria petroquímica brasileira era fragmentada em um grande número de pequenas

empresas, muitas das quais não eram competitivas internacionalmente. A partir de 2008, a Petrobras

participou da consolidação e reestruturação da indústria petroquímica brasileira, que hoje é notadamente

mais competitiva.

As principais estratégias para o setor incluem o aumento da produção doméstica de petroquímicos

básicos e das atividades de segunda geração e biopolímeros através de investimentos em empresas no

Brasil e no exterior, capturando sinergias dentro de todos os negócios.

Gás Natural e Energia: Durante muitos anos, a Petrobras desenvolveu simultaneamente os mercados,

infra-estrutura e as reservas de gás natural do Brasil. A companhia desenvolveu reservas de gás na costa

do Brasil e na Bolívia, aumentando o suprimento efetivo de gás natural de cerca de 11.0mmm3/d em 1999

para 46,1 mmm3/d em 2009. Para monetizar a produção crescente, construiu o gasoduto Bolívia-Brasil

(inaugurado em 1999), dois terminais de GNL (inaugurados em 2009), continua investindo na ampliação

do sistema de gasodutos para aumento da capacidade de transporte do gás nacional e na capacidade de

geração de energia elétrica a gás.

Estima-se que os planos de desenvolvimento das operações de Exploração e Produção resultem em

aumentos substanciais na produção de gás nas bacias do Espírito Santo e de Santos na costa brasileira,

incluindo reservas do pré-sal. A Petrobras continuará investindo em infra-estrutura de transporte para

entregar esses novos volumes para os mercados no nordeste e sudeste do Brasil e melhorar a

flexibilidade do sistema de distribuição. O gás natural importado da Bolívia irá exercer um papel de menor

relevância, porém ainda importante, na medida em que se aumenta a produção nacional. As importações

de GNL irão complementar a demanda de gás no Brasil, particularmente com relação a aumentos na

demanda relacionados à geração de energia termoelétrica. A companhia também está melhorando as

operações comerciais através de um conjunto de contratos de venda de gás natural que permite que se

combine melhor o suprimento e a demanda por gás, especialmente a demanda por gás para geração de

energia elétrica, que é bastante volátil.


As atividades do segmento de gás natural compreendem quatro atividades: transporte (construção e

operação de redes de dutos de gás natural no Brasil); importação e regasificação de GNL; participações

societárias em empresas distribuidoras que vendem o gás natural para o consumidor final; e

comercialização (compra e revenda de gás natural).

O aumento da produção de fertilizantes tem como finalidade a integração dos negócios da companhia,

agregando-se valor à corrente de hidrocarbonetos produzidos com o objetivo de abastecer o mercado

brasileiro, importador desses produtos.

Biocombustíveis: A Petrobras tem como objetivo tornar-se a maior produtora de biodiesel no Brasil e

participar ativamente do desenvolvimento da crescente indústria do etanol do Brasil, particularmente na

produção, transporte e exportação. O país tem um clima e condições de solo altamente favoráveis para o

cultivo da cana-de-açúcar e plantações de óleo vegetal e é um importante participante no mercado

internacional de biodiesel.

O principal combustível utilizado no Brasil é o diesel, que representa aproximadamente 758,5 mbbl/d

(44,2%) do mercado total de combustíveis no país. Por lei, todo o diesel vendido no país a partir de julho

de 2009 deve conter no mínimo 4% de biodiesel. Essa proporção aumentou para 5% em janeiro de 2010.

Num esforço para aderir a essa norma, nós estamos garantindo e misturando suprimentos de biodiesel e

os fornecendo para pequenos distribuidores, assim como para nossos próprios postos de serviço.

O etanol da cana-de-açúcar é amplamente usado como substituto da gasolina no Brasil. Atualmente a

companhia não produz etanol, mas o distribui através de segmento de negócio de Distribuição. A

Petrobras pretende expandir sua participação no negócio de etanol através de parcerias na produção de

etanol, como também na logística de transporte e exportação.

A Petrobras assinou contratos para garantir a compra de óleos vegetais de fazendeiros familiares e

produtores industriais a fim de suprir as três plantas de biodiesel, sendo duas localizadas no nordeste do

Brasil, em Candeias e Quixadá, e uma no sudeste, em Montes Claros. Em 2009, expandimos a

capacidade dessas unidades de 2,9 mbbl/d para 5,6 mbbl/d. A criação da Petrobras Biocombustível em

julho de 2008 para consolidar todas as iniciativas com relação à produção do etanol e do biodiesel reforça

o compromisso da companhia para com o meio ambiente e responsabilidade social.

Em abril de 2010 a Petrobras anunciou parceira para investir na Açúcar Guarani S.A. (Guarani),

subsidiária do Grupo Tereos, com o objetivo de acelerar seu crescimento na indústria brasileira de etanol.

O segmento de negócio internacional engloba as atividades de exploração e produção de petróleo e gás

natural, de abastecimento, de comercialização de gás, de energia, e de distribuição fora do Brasil.

O segmento de Distribuição vende derivados de petróleo que são produzidos, principalmente, pela área

de Abastecimento, e trabalha para expandir sua fatia de mercado. A Petrobras supre e opera a Petrobras

Distribuidora S.A. — BR, que responde por 38% do total do mercado (market share) de distribuição

brasileiro, de acordo com a ANP. A BR distribui derivados de petróleo, etanol, biodiesel, e gás natural

veicular para o varejo, e possui clientes comerciais e industriais.

A BR também liderou o mercado de varejo em 2009, com seus postos de serviço próprios e franqueados

respondendo por 30% das vendas de diesel, gasolina, etanol, gás natural veicular e lubrificantes, de

acordo com a ANP. A maioria dos postos BR (7.221 em dezembro de 2009) pertence a franqueados que

utilizam a marca BR sob licença e compram exclusivamente da Petrobras. A companhia também fornece

apoio técnico, treinamento e propaganda, além de possuir 773 dos postos próprios, sendo obrigada por lei

a subcontratar a operação de todos estes postos próprios para terceiros.

O mercado de varejo para combustíveis no Brasil é altamente competitivo e a companhia espera que os

preços estejam sujeitos a uma pressão contínua. Buscamos aumentar a nossa participação no mercado e

a fidelidade do cliente ao fortalecer a imagem de nossa marca, fornecer produtos e serviços de qualidade

superior, pela reforma dos postos de serviço e inclusão de centros de lubrificação e lojas de conveniência.


Também são distribuídos derivados de petróleo e biocombustíveis, sob a bandeira BR, para clientes

comerciais e industriais, incluindo empresas de aviação, transporte e industriais, bem como empresas de

serviços públicos e entidades governamentais, as quais geram uma demanda relativamente estável.

São vendidos, ainda, derivados de petróleo produzidos pela área de Abastecimento para outros varejistas

e atacadistas.

A distribuidora de GLP do Sistema Petrobras, a Liquigás Distribuidora, detém uma participação de

mercado de 22,4% e estava em segundo lugar em vendas de GLP no Brasil em 2009, de acordo com a

ANP.

Além disso, a Petrobras opera uma grande e complexa infra-estrutura de dutos e terminais e uma frota de

navios para transporte de derivados de petróleo e petróleo bruto para os mercados nacionais e de

exportação. A maioria das refinarias está localizada próxima de dutos de petróleo bruto, instalações de

armazenamento, dutos de produtos refinados e principais instalações petroquímicas, facilitando o

gerenciamento da logística de transporte de nossos produtos.

Antes da promulgação da Lei do Petróleo em 1997, a Petrobras possuía o monopólio sobre o transporte

por dutos de petróleo e gás natural, assim como da importação e exportação de petróleo e seus

derivados. A Lei do Petróleo proporcionou a concorrência aberta na construção e operação de instalações

de dutos e concedeu à ANP o poder para autorizar outras entidades a transportar petróleo bruto,

derivados de petróleo e gás natural. Para atender a essa nova norma, a companhia transferiu sua rede de

transporte e armazenamento e a frota de navios para uma subsidiária integral separada, a Petrobras

Transporte S.A.—Transpetro. A transferência foi exigida pela Lei do Petróleo e facilita o acesso à nossa

capacidade excedente por terceiros, sem discriminação. A Petrobras detém o acesso preferencial à rede

da Transpetro, com base nos níveis históricos de utilização. Na prática, terceiros fazem uso muito limitado

desta rede.

A companhia também exporta petróleo bruto e derivados de petróleo. O excedente de petróleo bruto

pesado é exportado e espera-se que as exportações aumentem já que produção tem aumentado mais

rapidamente do que a demanda brasileira por petróleo.


f) Distribuição do capital. Posição acionária dos acion istas com mais de 5% de ações ordinárias e/ou preferenciais. Evidenciar, principalmente, a pa rticipação acionária da União (FR); Distribuição do Capital:

Posição Acionária dos acionistas com mais de 5% de a ções ordinárias e/ou preferenciais: a. Nome: BNDES Participações – BNDESPar b. Nacionalidade: Brasileira c. CPF/CNPJ: 00383281/0001-09 d. quantidade de ações detidas, por classe e espécie

• Ações Ordinárias: 98.457.000 • Ações Preferenciais: 574.047.334

e. percentual detido em relação à respectiva classe ou espécie e em relação ao total do capital social

• Ações Ordinárias: 1,9% • Ações Preferenciais: 15,5% • Total: 7,7%

Acionista Controlador: a. Nome: União Federal b. Nacionalidade: Brasileira


c. CPF/CNPJ: 00.394.460/0409-50 d. quantidade de ações detidas, por classe e espécie

• Ações Ordinárias: 2.818.751.784 e. percentual detido em relação à respectiva classe ou espécie

• Ações Ordinárias: 55,6% f. percentual detido em relação ao total do capital social

• Ações Ordinárias: 32,1% g) Estrutura de Governança Corporativa (Petróleo Brasile iro S.A): Descrição da estrutura – Conselho de Administração e seus comitês, a Diretor ia Executiva, o Conselho Fiscal, a Auditoria Interna, a Ouvidoria Geral, o Comitê de Negócios e os Comitês de Gestão (RA); A Petrobras adota as melhores práticas de governança corporativa e está capacitada para utilizar os mais avançados instrumentos de gestão empresarial. Por ser uma companhia de capital aberto, está sujeita às regras da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e da Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (BM&FBovespa). No exterior, cumpre as normas da Securities and Exchange Commission (SEC) e da New York Stock Exchange (NYSE), nos Estados Unidos; do Latibex da Bolsa de Madri, na Espanha; da Bolsa de Comércio de Buenos Aires e da Comisión Nacional de Valores (CNV), na Argentina. A companhia segue procedimentos de gestão compatíveis com as normas dos mercados em que atua, de modo a garantir a adoção de padrões internacionais de transparência. Dessa forma, reforça sua credibilidade no mercado e aprimora o relacionamento com seus públicos de interesse: acionistas, investidores, clientes, fornecedores, empregados e sociedade, entre outros. Dentre os instrumentos disponíveis para garantir a boa governança corporativa, a Petrobras adota o Código de Boas Práticas, que trata de políticas, como a de Divulgação de Informações sobre Ato ou Fato Relevante e a de Negociação com Valores Mobiliários, relacionadas ao uso de informação privilegiada e à conduta dos administradores e dos funcionários da administração superior. O Código de Ética define os princípios e os compromissos éticos que norteiam as ações do Sistema Petrobras: respeito à vida, integridade, verdade, honestidade, justiça, equidade, lealdade institucional, responsabilidade, mérito, transparência, legalidade e impessoalidade. A Comissão de Governança Corporativa continuou acompanhando e monitorando a legislação e as demais regulamentações pertinentes, além de analisar a adequação e a aplicação dos instrumentos de governança adotados na companhia. A Comissão de Ética da Petrobras, vinculada à Presidência, tem como finalidade promover a gestão da ética. Em 2009, focou as suas atividades no desenvolvimento do Sistema de Gestão da Ética. Em atendimento à Lei Sarbanes-Oxley (SOX), um dos nove membros do Conselho de Administração da companhia, eleito em Assembléia Geral Ordinária, é especialista financeiro. Descrição da estrutura administrativa Descrever a estrutura administrativa do emissor, co nforme estabelecido no seu estatuto social e regimento interno, identificando:

a. atribuições de cada órgão e comitê A estrutura de governança corporativa é composta pelo Conselho de Administração e seus Comitês, Diretoria Executiva, Conselho Fiscal, Auditoria Interna, Comitê de Negócios e Comitês de Integração. 1) Conselho de Administração: É um órgão de natureza colegiada e autônomo dentro de suas prerrogativas e responsabilidades, na forma da lei e do Estatuto Social. É composto por nove membros, eleitos em Assembléia Geral Ordinária para um mandato de um ano, permitida reeleição, sendo sete representantes do acionista controlador, um representante dos acionistas minoritários titulares de ações ordinárias e um representante dos acionistas titulares de ações preferenciais.


São atribuições do Conselho de Administração: I - fixar a orientação geral dos negócios da Companhia, definindo sua missão, seus objetivos estratégicos e diretrizes; II - aprovar o plano estratégico, bem como os respectivos planos plurianuais e programas anuais de dispêndios e de investimentos; III - fiscalizar a gestão dos Diretores e fixar-lhes as atribuições, examinando, a qualquer tempo, os livros e papéis da Companhia; IV - avaliar resultados de desempenho; V - aprovar, anualmente, o valor acima do qual os atos, contratos ou operações, embora de competência da Diretoria Executiva, especialmente as previstas nos incisos III, IV, V, VI e VIII do art. 33 do Estatuto Social da Petrobras, deverão ser submetidas à aprovação do Conselho de Administração; VI - deliberar sobre a emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações e sem garantia real; VII - fixar as políticas globais da Companhia, incluindo a de gestão estratégica comercial, financeira, de investimentos, de meio ambiente e de recursos humanos; VIII - aprovar a transferência da titularidade de ativos da Companhia, inclusive contratos de concessão e autorizações para refino de petróleo, processamento de gás natural, transporte, importação e exportação de petróleo, seus derivados e gás natural, podendo fixar limites de valor para a prática desses atos pela Diretoria Executiva; IX - deliberar sobre aumento de capital com emissão de ações preferenciais, dentro do limite autorizado, na forma do § 1º do art. 4º deste do Estatuto Social da Petrobras.* Atribuições privativas do Conselho de Administração: I – deliberar sobre o Plano Básico de Organização e suas modificações, bem como a distribuição aos Diretores, por proposta do Presidente, dos encargos correspondentes às áreas de contato definidas no referido plano; II - autorização para aquisição de ações de emissão da Companhia para permanência em tesouraria ou cancelamento, bem como posterior alienação dessas ações, observadas as disposições legais, regulamentares e estatutárias; III - aprovação da permuta de valores mobiliários de sua emissão; IV - eleição e destituição dos membros da Diretoria Executiva; V - constituição de subsidiárias, participações em sociedades controladas ou coligadas, ou a cessação dessa participação, bem como a aquisição de ações ou cotas de outras sociedades; VI - convocação de Assembléia Geral dos acionistas, nos casos previstos em lei, publicando o edital de convocação com, no mínimo, 15 (quinze) dias de antecedência; VII - aprovação de um Código de Boas Práticas e do seu Regimento Interno, o qual deverá prever a indicação de Relator e a constituição de Comitês do Conselho compostos por alguns de seus membros, com atribuições específicas de análise e recomendação sobre determinadas matérias; VIII - aprovação das Diretrizes de Governança Corporativa da Petrobras; IX - escolha e destituição de auditores independentes, os quais não poderão prestar à Companhia serviços de consultoria durante a vigência do contrato; X - relatório da administração e contas da Diretoria Executiva; XI - criação do Comitê de Negócios e aprovação das atribuições e regras de funcionamento desse Comitê, consistentes com o Plano Básico de Organização, as quais devem ser divulgadas ao mercado, resumidamente, quando da publicação das demonstrações financeiras da Companhia, ou quando de sua alteração; XII - assuntos que, em virtude de disposição legal ou por determinação da Assembléia Geral, dependam de sua deliberação; Parágrafo único. O Comitê de Negócios de que trata o inciso XI submeterá à Diretoria Executiva seu parecer sobre as matérias corporativas que envolvam mais de uma área de negócios, bem como aquelas cuja importância e relevância demandem um debate mais amplo. * Foi convocada uma Assembléia Geral Extraordinária para o dia 22 de junho de 2010 para aprovar reforma estatutária, permitindo, de forma transitória, limite de capital autorizado para emissão de ações ordinárias 2) Diretoria Executiva: É composta por um presidente e seis diretores eleitos pelo Conselho de Administração, com mandato de três anos, permitida a reeleição, podendo ser destituídos a qualquer tempo. Entre os membros da Diretoria Executiva, apenas o presidente é membro do Conselho de Administração sem, no entanto, presidir o órgão. Exerce a gestão dos negócios da Companhia, de acordo com a missão, os objetivos, as estratégias e diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração.


3) Conselho Fiscal: Constituído de forma permanente, é independente da administração e dos auditores externos, conforme exigido pela Lei das Sociedades Anônimas. É composto por cinco membros, com mandato de um ano, permitida reeleição, sendo um representante dos acionistas minoritários, um representante dos acionistas titulares de ações preferenciais e três representantes da União, sendo um indicado pelo ministro de Estado da Fazenda, como representante do Tesouro Nacional. O Conselho Fiscal, sem prejuízo de outras atribuições conferidas por disposição legal ou determinação de Assembléia Geral, tem as atribuições de: • fiscalizar os atos dos administradores e verificar o cumprimento de seus deveres legais e estatutários; • opinar sobre o relatório anual e as contas da Diretoria; • apreciar as propostas dos administradores a serem submetidas à Assembléia Geral, relativas à modificação do capital social, emissão de debêntures ou bônus de subscrição, planos de investimentos ou orçamentos de capital, distribuição de dividendos, e transformação, incorporação, fusão ou cisão da Companhia; • analisar, pelo menos trimestralmente, o balancete e demais demonstrações financeiras elaboradas periodicamente pela Diretoria; • examinar as demonstrações financeiras do exercício social e sobre elas opinar. As reuniões ordinárias do Conselho Fiscal ocorrem, no mínimo, a cada 30 dias, e os assuntos tratados, os pareceres e as deliberações tomadas se baseiam, em sua maior parte, nos atos praticados pelo Conselho de Administração e pela Diretoria Executiva, nas informações fornecidas pelos acionistas, mercado e imprensa, ou em proposições individuais dos próprios conselheiros. As atas e pareceres do Conselho Fiscal são encaminhados à Administração da Companhia, para conhecimento e adoção de providências cabíveis. 4) Comitês: Realizam o amadurecimento e aprofundamento de temas a serem apresentados ao Conselho de Administração e/ou à Diretoria Executiva. Constituem fóruns de discussão que têm por escopo possibilitar, maior amadurecimento e alinhamento das proposições antes de seu encaminhamento para instâncias superiores, contribuindo para a consistência dos processos decisórios e qualidade das decisões. A Companhia é composta dos seguintes Comitês: Comitês do Conselho de Administração A Companhia possui três comitês do Conselho de Administração: Auditoria; Meio Ambiente; e Remuneração e Sucessão. São compostos por membros do Conselho e têm por objetivo assessorar o órgão no cumprimento das suas responsabilidades de orientação e direção superior da Companhia, com atribuições específicas relacionadas ao escopo de atuação. Atribuições do Comitê de Auditoria: • assessorar o Conselho de Administração, no sentido de que as demonstrações financeiras da Companhia sejam elaboradas em conformidade com as exigências legais; • acompanhar e avaliar as atividades exercidas pelas Auditorias Interna e Independente; • facilitar e otimizar a comunicação, quando apropriado, entre o Conselho de Administração e: Conselho Fiscal, Diretoria Executiva e as Auditorias Interna e Independente; • acompanhar o processo de elaboração das Demonstrações Contábeis e de aprimoramento dos sistemas de controle interno. Atribuições do Comitê de Meio Ambiente: • aconselhar o Conselho de Administração nas estratégias a serem desenvolvidas em relação às questões ambientais, de forma a alcançar o desenvolvimento sustentável da Companhia; • avaliar o gerenciamento dos riscos ambientais e de segurança do trabalho que possam afetar a Companhia, acompanhando as ações tomadas para mitigação e controle desses riscos; • revisar e recomendar ao Conselho a aprovação de políticas de segurança, meio ambiente e saúde, bem como eventuais mudanças de política ambiental, consistentes com as expectativas da comunidade e dos órgãos reguladores; • avaliar e integrar as funções de segurança, meio ambiente e saúde, estabelecendo metas ambientais mensuráveis e acompanhando seu desempenho; • revisar e aprovar o programa de auditoria ambiental.


Atribuições do Comitê de Remuneração e Sucessão: • propor ao Conselho as metas de desempenho dos membros da Diretoria Executiva; • propor ao Conselho a estrutura de compensação dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva, incluindo salários, bônus e outros incentivos; • acompanhar e avaliar o processo de planejamento sucessório das posições críticas da Companhia, acompanhando o desempenho dos executivos com alto potencial; • avaliar a eficácia do processo de retenção de talentos na Companhia; • analisar e submeter ao Conselho propostas com relação à designação de novos membros da Diretoria Executiva. Comitê de Negócios O Comitê de Negócios funciona como fórum de integração dos assuntos relevantes e estratégicos, visando promover o alinhamento entre o desenvolvimento dos negócios, a gestão da Companhia e as diretrizes do Plano Estratégico da Petrobras. Este Comitê suporta o processo decisório referente às matérias que envolvam mais de um Segmento ou Área de Negócio, bem como aquelas cuja importância e relevância demandem um debate mais amplo. Comitês de Integração Os Comitês de Integração funcionam como fóruns de análise e aprofundamento dos temas do seu escopo, podendo auxiliar na estruturação de informações a serem apresentadas ao Comitê de Negócios e Diretoria Executiva. Os Comitês de Integração dividem-se em: Comitês de Segmentos e Comitês Corporativos. As atribuições e regras de funcionamento dos Comitês de Integração são estabelecidas em seus respectivos Regimentos Internos. 5) Auditoria A Auditoria Interna tem por atribuição planejar, executar e avaliar as atividades de auditoria interna e atender as solicitações da Alta Administração e de órgãos externos de controle. A Petrobras conta também com auditoria externa, escolhida pelo Conselho de Administração, com restrição de prestação de serviços de consultoria. É obrigatório a cada cinco anos o rodízio entre empresas de auditoria.

b. data de instalação do conselho fiscal, se este n ão for permanente, e de criação dos comitês

O Comitê de Negócios foi criado em 22 de março de 2002, enquanto que os três comitês do Conselho de Administração (Auditoria; Meio Ambiente; e Remuneração e Sucessão) foram criados em 28 de junho de 2002. Os Comitês de Integração foram criados em 30 de abril de 2010.

c. mecanismos de avaliação de desempenho de cada ór gão ou comitê Conselho de Administração

Está prevista nas Diretrizes de Governança Corporativa da Petrobras a realização da avaliação de seu desempenho anualmente, a partir de critérios por ele definidos e seguindo as diretrizes dos seguintes documentos de governança corporativa da Companhia: Estatuto Social, Diretrizes de Governança Corporativa, Código de Boas Práticas e Regimento Interno do Conselho de Administração. Essa avaliação tem como objetivo principal aprimorar o desempenho do Conselho como um todo. Diretoria Executiva Está prevista nas Diretrizes de Governança Corporativa da Petrobras a avaliação de desempenho pelo Conselho de Administração, do Presidente e dos Diretores da Companhia semestralmente, a partir de critérios por ele definido, que garantam o alinhamento dos interesses dos membros da Diretoria Executiva com os interesses de longo prazo dos acionistas. O nível de desempenho esperado do Presidente e Diretores deve ser compatível com os exigidos dos altos executivos de empresas do mesmo porte e setor. Conselho Fiscal: O Regimento Interno do Conselho Fiscal estabelece atribuições, deveres e responsabilidades deste colegiado. Entretanto, não faz referência a mecanismos de avaliação de desempenho.


Comitês: Comitês do Conselho de Administração: Não há avaliação de desempenho Comitê de Negócios: Não há avaliação de desempenho, o Regimento Interno deste fórum encontra-se em revisão, devido à necessidade de implementação de alguns ajustes, de acordo com o novo modelo de Comitês e Comissões da Petrobras. Comitês de Integração: Os Regimentos Internos de tais fóruns estão em fase de elaboração, devido à necessidade de adequação dos mesmos ao novo modelo de Comitês e Comissões da Petrobras, prevendo a inclusão de mecanismos de avaliação de desempenho.

d. em relação aos membros da diretoria, suas atribu ições e poderes individuais De acordo com o art. 35 do Estatuto Social da Petrobras, além das matérias de competência originária de deliberação colegiada previstas no art. 33 do Estatuto, a Diretoria Executiva poderá deliberar sobre os atos de gestão de negócios de responsabilidade individual de cada um dos Diretores, dentro das áreas de contato fixadas pelo Conselho de Administração no Plano Básico de Organização. Compete ainda aos membros da Diretoria: I - instruir os representantes da Companhia nas Assembléias Gerais das suas subsidiárias, controladas e coligadas, em conformidade com as diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração; II - admitir e demitir empregados e formalizar as designações para cargos e funções gerenciais, aprovadas pela Diretoria Executiva; III - designar empregados da Companhia para missões no exterior; IV - assinar atos, contratos e convênios, bem como movimentar os recursos monetários da Companhia, sempre em conjunto com outro Diretor. De acordo com o art. 38 do Estatuto Social, cabem ao Presidente a direção e a coordenação dos trabalhos da Diretoria Executiva, competindo-lhe: I - convocar e presidir as reuniões da Diretoria Executiva; II - propor ao Conselho de Administração a distribuição, entre os Diretores, das áreas de contato definidas no Plano Básico de Organização; III - propor ao Conselho de Administração os nomes para Diretores da Companhia; IV - designar, dentre os Diretores, seu substituto eventual, em suas ausências e impedimentos; V - acompanhar e supervisionar, através da coordenação da ação dos Diretores, as atividades de todos os órgãos da Companhia; VI - designar os representantes da Companhia nas Assembléias Gerais das suas subsidiárias, controladas e coligadas, em conformidade com as diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração; VII - prestar informações ao Ministro de Estado ao qual a Companhia está vinculada, e aos órgãos de controle do Governo Federal, bem como ao Tribunal de Contas da União e ao Congresso Nacional.

e. mecanismos de avaliação de desempenho dos membro s do conselho de administração, dos comitês e da diretoria Conselho de Administraçã o

O Conselho realiza a avaliação de seu desempenho anualmente, a partir de critérios por ele definidos e seguindo as diretrizes dos seguintes documentos de governança corporativa da Companhia: Estatuto Social, Diretrizes de Governança Corporativa, Código de Boas Práticas e Regimento Interno do Conselho de Administração. Essa avaliação tem como objetivo principal aprimorar o desempenho do Conselho como um todo. Diretoria Executiva O Conselho deve avaliar o desempenho do Presidente e dos Diretores da Companhia semestralmente, a partir de critérios por ele definido, que garantam o alinhamento dos interesses dos membros da Diretoria Executiva com os interesses de longo prazo dos acionistas. O nível de desempenho esperado do Presidente e Diretores deve ser compatível com os exigidos dos altos executivos de empresas do mesmo porte e setor. h) Projeções empresariais e/ou de resultados: Breve aná lise sobre o Plano de Negócios da Petrobras (FR);

O Plano de Negócios 2010-2014, divulgado pela Companhia em 21/06/2010, prevê investimentos de US$

224 bilhões, representando uma média de US$ 44,8 bilhões por ano. Desse total, 95% (US$ 212,3

bilhões) destinam-se a projetos no Brasil e 5% (US$ 11,7 bilhões) a atividades no exterior, com

significativa colocação dos investimentos junto ao mercado fornecedor doméstico, com uma taxa de


conteúdo local totalizando 67%, o que significa um nível de contratação anual no Brasil de cerca de US$

28,4 bilhões.

Este montante representa um aumento de 20% em relação ao Plano anterior (Plano de Negócios 2009-2013), sendo US$ 31,6 bilhões referentes a novos projetos, dos quais 62% dedicados para a área de E&P (US$ 19,7 bilhões).

Investimento Investimento 20102010--2014 do2014 doPN 2009PN 2009--20132013

PN 2010PN 2010--20142014Novos Novos projetosprojetos

Projetos Projetos excluexclu íídosdos

MudanMudan çça de a de cronogramacronograma

MudanMudan çça a de custo e de custo e de escopode escopo

MudanMudan çça de a de participaparticipa çção ão societsociet ááriaria

186,6

31,6 (17,0) (6,8) 19,310,3

224







186,6

31,6 (17,0) (6,8) 19,310,3

224







186,6

31,6 (17,0) (6,8) 19,310,3

224

16%

21%

1%

62%

Abastecimento

Gás e Energia

Corporativo

Exploração e Produção

0,3

5,1

6,5

19,7

De acordo com o Plano de Negócios 2010-2014, o segmento de Exploração e Produção (E&P) deverá

receber investimentos de US$ 118,8 bilhões, representando um aumento de 14% em relação ao Plano de

Negócios 2009-2013. Com esses recursos, pretende-se garantir a descoberta e apropriação de reservas,

maximizar a recuperação de petróleo e gás nas concessões em produção, além de desenvolver a

produção do Pré-sal da Bacia de Santos e intensificar o esforço exploratório nas outras áreas do pré-sal e

em novas fronteiras no Brasil e no exterior.

O segmento de Refino, Transporte e Comercialização tem investimentos previstos de US$ 73,6 bilhões.

Foi mantida a estratégia de expandir a capacidade de refino, buscando o equilíbrio com o crescimento da

produção nacional de petróleo da Petrobras, adequando o parque de refino para atender o abastecimento


do mercado interno, exportando derivados, atendendo aos níveis de qualidade de produtos requeridos

pelos mercados.

50%

29%

11%

6%3%1%

Ampliação do Parque de Refino

Atendimento do Mercado Interno(Qualidade)

Melhoria Operacional

Ampliação de Frotas

Destinação do Óleo Nacional

Internacional

Já os investimentos previstos em Petroquímica somam US$ 5,1 bilhões, focando na ampliação da

produção de petroquímicos e de biopolímeros preferencialmente através de participações societárias,

principalmente no Brasil, de forma integrada com os outros segmentos da Companhia.

O negócio de Distribuição deverá receber investimentos de US$ 2,5 bilhões, visando garantir a liderança

na distribuição nacional, com meta de 40% de participação no mercado nacional em 2014, e atuação na

distribuição de derivados no exterior.

Após uma fase de investimentos em infra-estrutura no transporte de gás natural para escoamento da

produção e alcance do mercado consumidor, o segmento de Gás e Energia deverá receber US$ 17,8

bilhões. Esses investimentos serão direcionados para consolidar a liderança da Petrobras no mercado

brasileiro de gás natural, assegurando flexibilidade para comercialização nos mercados termelétrico e não

termelétrico.

Além disso, pretende-se realizar investimentos para a transformação química do Gás Natural,

aumentando a flexibilidade da cadeia do Gás Natural e da geração de Energia Elétrica, e está prevista a

construção de três novas plantas fertilizantes para a produção de nitrogenados (Amônia e Uréia) em

sinergia com outros ativos da Petrobras.

Apesar do maior direcionamento dos investimentos no mercado doméstico, na área internacional serão

investidos US$ 11,5 bilhões, com foco no desenvolvimento da exploração e produção no Golfo do México

(Cascade, Chinook, Saint Malo e Tiber), Costa Oeste da África (Nigéria) e no Peru.

RTCP

615 5%

E&P

10.330

90%

CORPORATIVO

123

1%G&E

186

2%

DISTRIBUIÇÃO

221

2%


O segmento de Biocombustíveis deverá receber US$ 3,5 bilhões, atuando na produção, logística e

comercialização dos biocombustíveis e participando na cadeia de valor no Brasil e no exterior, atuando de

forma integrada. A estratégia no segmento de etanol foi redirecionada para a aquisição de participações

com o objetivo de se tornar um importante player no mercado, assegurando o domínio tecnológico para a

produção sustentável de biocombustíveis.

Ainda no âmbito do Plano de Negócios 2010-2014, a Companhia pretende destinar investimentos para a

superação de desafios tecnológicos, segurança operacional e recursos humanos. Na área de Segurança,

Meio Ambiente e Saúde (SMS) serão investidos US$ 3,3 bilhões, US$ 2,9 bilhões da área de Tecnologia

da Informação e Telecomunicações (TIC) e US$ 5,2 bilhões em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D)

totalizando um investimento de US$ 11,4 bilhões.

O conteúdo nacional deverá contribuir para a consolidação do Brasil como um pólo fornecedor de bens e

serviços. Espera-se um nível de contratação anual no País de cerca de US$ 28,4 bilhões.

Na área de negócio Abastecimento está incluído investimentos da Petroquímica

O Plano de Negócios 2010-2014 requer a aquisição e o gerenciamento de recursos críticos para a sua

execução. Mão-de-obra qualificada, cadeia de suprimento fortalecida e capacidade de financiamento

serão necessárias para a realização do elevado número de projetos. A Companhia está trabalhando para

a superação desses desafios.

Fontes de financiamento dos investimentos

O Plano de Negócios 2010-2014 da Petrobras projeta que nos 5 anos o Fluxo de Caixa Operacional após

dividendos atingirá US$ 155 bilhões, o que corresponde a 69% do montante de investimento previsto para

o período. Esta geração de fluxo de caixa está baseada em um preço médio de petróleo de US$ 80 para

o período, abaixo da média das projeções do mercado.

A Companhia mantém uma meta de alavancagem financeira média de 25-35%. A realização de uma

oferta pública de ações deverá manter a estrutura de capital e indicadores equilibrados; contudo a

Petrobras deverá continuar buscando financiamento em várias fontes de recursos no Brasil e no exterior.

O portfólio de projetos que compõe a carteira da companhia apresenta taxa interna de retorno estimada

em torno de 14% a.a., considerando as premissas do Plano de Negócios 2010-2014.

i) Regulamentação do setor de petróleo com br eve descrição do ambiente onde a Petrobras se encontra (FR).

Descrição dos efeitos relevantes da regulação estatal sobre as atividades do emissor.


Necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de relação com

a administração pública para obtenção de tais autorizações:

- Atividades de Exploração e Produção

O Governo Federal iniciou em 1995 uma ampla reforma do marco regulatório para as atividades do setor

de petróleo e gás. Em 9 de novembro de 1995, a Constituição Federal brasileira foi modificada para

autorizar a contratação, pelo Governo Federal, de empresas estatais ou privadas para a realização das

atividades previstas nos incisos I a IV do art. 177 da CF, dentre as quais aquelas referentes aos

segmentos de exploração e produção e de abastecimento da indústria brasileira de petróleo e gás. Com o

advento da Lei 9.478/97, de 06 de agosto de 1997 (Lei do Petróleo), foi revogada a Lei 2004/53 e a

Petrobras deixou de ser a única executora do monopólio da União sobre as atividades de exploração e

produção. A Lei do Petróleo criou a criação da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e

Biocombustíveis e disciplinou o regime jurídico para a Petrobras sob a égide daquela lei, possibilitando

que a Petrobras viesse a desenvolver as suas atividades em caráter de livre competição. Segundo a Lei

do Petróleo, por ocasião da sua promulgação, a Petrobras teria ratificados seus direitos sobre cada um

dos campos que se encontravam em efetiva produção e teria o direito a prosseguir nas atividades de

exploração ou desenvolvimento da produção em áreas onde a Companhia comprovasse a capacidade de

investimento, inclusive por meio de financiamentos. Em ambas as situações o prosseguimento das

atividades de exploração e produção se deu efetivamente mediante a celebração, com a ANP, de

Contratos de Concessão, dispensada a licitação. Tais contratos se tornaram conhecidos como “Contratos

de Concessão da Rodada Zero”.

A condução das atividades de exploração, desenvolvimento e produção no Brasil é realizada através de

contratos de concessão, obtidos através da participação em rodadas de licitações realizadas pela ANP.

Em outras palavras a realização das atividades de exploração e produção somente se dão mediante a

celebração de contrato de concessão, precedido de licitação. Algumas das atuais concessões da

Companhia foram outorgadas pela ANP diretamente à Companhia, em 1998, em conformidade com a Lei

do Petróleo. Trata-se dos Contratos de Concessão da Rodada Zero. Desde aquela época, a Petrobras

tem participado de todas as rodadas de licitação.

Cabe também mencionar que a citada Lei do Petróleo previu em seus artigos 8º, V e 53 a necessidade de

autorização para a construção, ampliação e operação de unidade de tratamento de gás natural. Nesse

sentido, a ANP expediu a Portaria nº 28, de 05 de fevereiro de 1999, que regulamenta o exercício de tais

atividades. Tal documento normativo estabeleceu, em seus artigos 1º e 2º, que a autorização será

concedida conforme condições constantes em Termo de Compromisso a ser assinado por uma empresa

ou consórcio de empresas.

Além disso, nos termos do artigo 54 da referida lei, é permitida a transferência da titularidade da

autorização em comento, mediante prévia e expressa aprovação da ANP, desde que o novo titular

satisfaça igualmente os requisitos exigidos pela regulamentação da Agência.

- Proposta para Novo Marco Regulatório

A nova fronteira exploratória descoberta na camada Pré-Sal, de elevado potencial e baixo risco, levou o

governo brasileiro a propor Projetos de Lei para constituição de um novo marco regulatório para a

exploração e a produção de óleo e gás natural, que está em discussão no Congresso Nacional.

A proposta não altera os termos dos contratos de concessão já firmados para aproximadamente 28% da

área mapeada do Pré-Sal. Caso seja aprovado, o novo marco regerá apenas os contratos firmados após

sua promulgação.

Dentre as propostas em discussão, destaca-se a adoção do regime de partilha de produção para as

futuras áreas a serem leiloadas, tanto no Pré-Sal quanto em outras áreas que venham a ser consideradas

estratégicas pelo governo federal. A Petrobras seria a operadora única, com um percentual mínimo de


30% de participação nos projetos. Com isso, a companhia ficaria responsável pela condução das

atividades de exploração e produção e providenciaria os recursos críticos para o cumprimento desses

objetivos.

No regime de partilha, o vencedor da licitação será definido em função da oferta de maior percentual de

produção (óleo-lucro) para o governo. Vencerá a concorrência, portanto, a empresa que oferecer a maior

parcela de lucro à União, após ser compensada pelas despesas incorridas (óleo-custo).

Uma segunda proposta em apreciação é a cessão onerosa de até 5 bilhões de boe. Nesse caso, o

governo federal cederia onerosamente à Petrobras o direito de explorar e produzir óleo e gás até esse

volume em áreas do pré-sal não concedidas. Em contrapartida, a Petrobras pagaria por esse direito um

valor justo, a ser determinado entre as partes e certificado por instituições independentes, de acordo com

as melhores práticas da indústria mundial. Está prevista também uma capitalização da Petrobras para que

a companhia possa levar a cabo os projetos previstos no modelo de partilha de produção e adquirir os 5

bilhões de boe.

Dois outros projetos de lei completam o novo marco regulatório. Um deles cria um fundo social, a ser

constituído por recursos obtidos com o resultado dos contratos de partilha, do bônus de assinatura e dos

royalties do pré-sal. O segundo diz respeito à criação de uma companhia 100% estatal, que terá função

complementar à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e ao Conselho

Nacional de Política Energética (CNPE), especialmente na parte relativa à gestão dos custos dos

contratos em regime de partilha.

Se aprovado o novo marco regulatório, a indústria conviverá com três regimes de produção: concessão (o

atual), partilha de produção e cessão onerosa.

- Contratação de Bens e Serviços relacionados à Explo ração e Produção Relacionamento com a

Agência Nacional de Transporte Aquaviários - ANTAQ:

Com a finalidade de desempenhar as atividades de exploração, desenvolvimento e produção, a Petrobras

utiliza de contratação de bens e serviços que em determinados casos necessitam de autorizações

governamentais para o exercício dessas atividades, demandando um relacionamento com a

administração pública para obtenção de tais autorizações.

Para a contratação de afretamento a “casco nu” de embarcação de apoio marítimo detentora de bandeira

estrangeira, a Petrobras, conforme Resolução ANTAQ 495 de 13 de setembro de 2005 tem que solicitar,

junto a esta Agência Reguladora, autorizações de afretamento, utilizando-se de sua condição de Empresa

Brasileira de Navegação (EBN), de modo a possibilitar a detenção da condução náutica das

embarcações.

A Petrobras como possuidora de autorização para ser Empresa Brasileira de Navegação (EBN) no

segmento de apoio marítimo, segue as regras constantes na Resolução 843 de 14 de agosto de 2007,

submetendo-se à fiscalização da ANTAQ, para que seu certificado seja, periodicamente, renovado.

Para as atividades portuárias desempenhadas pela Petrobras, a ANTAQ concede autorizações

específicas, conforme previsto na Lei 8.630/93 e em Resoluções da citada Agência Reguladora, como,

por exemplo, a Resolução n.º 1655 de 30 de março de 2010.

Algumas contratações também demandam que a Petrobras se relacione com a Marinha do Brasil.

Conforme NORMAM 01/DPC/2005, a Petrobras deve solicitar autorizações específicas para exercer

atividades de prospecção e extração de petróleo e minerais quando utilizar unidades marítimas e

embarcações que detenham condução náutica.

Para renovar estas autorizações, a Petrobras submete-se, periodicamente, à fiscalização da Marinha,

conforme as regras contidas na NORMAM 07.

Para executar atividades portuárias a Petrobras, também necessita de aval da Marinha.


Por fim, para realizar os afretamentos de aeronaves e helicópteros a Petrobras observa as regras

contidas na Lei n.º 7.565 de 19 de dezembro de 1986, mas não necessita solicitar, junto à ANAC,

autorizações para realizar estes afretamentos.

- Aproveitamento de substâncias minerais:

Desde abril de 1990, a Lei n.º 8.029/90, autorizou o Poder Executivo a dissolver entidades da

Administração Pública Federal, entre elas a Petrobras Mineral S.A. (PETROMISA). Assim é que, naquele

mesmo ano, o Presidente da República determinou, mediante o Decreto n.º 99.226/90, a dissolução da

PETROMISA. Em face da extinção da PETROMISA, por força de medidas governamentais e com o fim do

processo de liquidação da mesma, todos os direitos minerários da sociedade extinta passaram para a

Petrobras.

Dessa forma, o fato de a Petrobras ter herdado, por força de medidas governamentais, os direitos

minerários da extinta PETROMISA, a Companhia passou a estar sujeita, estritamente no que se refere a

tais direitos minerários, ao Código de Mineração e diplomas legais complementares, bem como à

regulação e fiscalização do Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM).

É de se destacar que, consoante dispõe o Código de Mineração, atos de cessão ou transferência de

direitos minerários só terão validade depois de devidamente averbados no DNPM e desde que os

cessionários satisfaçam os requisitos legais exigidos. Em 28 de outubro de 1991, a Petrobras arrendou à

companhia Vale (Vale do Rio Doce), por um prazo de 25 anos, os direitos minerários referentes ao

Complexo Industrial Taquari-Vassouras (CITV), o qual se encontra averbado no DNPM.

- Atividades de Gás e Energia

No que concerne à regulação da indústria do gás natural, de acordo com a Lei nº 11.909/09 (Lei do Gás),

há a necessidade de autorizações da Agência Nacional do Petróleo para a exploração de monopólio

estatal da União, referentes às atividades econômicas em sentido estrito insculpidas no art. 177 da CF

(autorização para transporte de gás envolvendo acordo internacional e autorização de importação ou

exportação de gás natural, bem como autorização para comercialização de gás natural), e autorizações

para o desenvolvimento de atividades econômicas não monopolizadas (autorizações para construção e

operação dos Terminais de GNL e das instalações de tratamento, processamento e de estocagem e para

o exercício das atividades de acondicionamento e de comercialização). Além disso, a Lei 9.478/97 (Lei do

Petróleo) previu o regime de concessão para a exploração e produção de gás natural e a Lei do Gás

determinou regime similar para a exploração da atividade de transporte de gás envolvendo interesse

geral.

- Regulação das Atividades no Setor Elétrico

No que se refere à regulação das atividades da Petrobras no setor elétrico, são exigidas, conforme

determinação dos arts. 4º e 6º da Lei 9.074/95, do art. 47 do Decreto 5.163/04, autorizações (geração e

comercialização de energia), permissões (geração de energia) ou concessões (geração de energia)

outorgadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica, nos termos do Decreto 2.335/97, que

regulamentou a Lei 9.427/96 (Lei que instituiu a ANEEL). Quanto à autorização para a geração de energia

elétrica, há dois tipos: uma para o Produtor Independente de Energia - PIE (art. 11 da Lei 9.074/95), que

se enquadra no caso das UTE's, e outra para o Autoprodutor - APE (art. 7º, I da Lei 9.074/95), que se

enquadra no caso das refinarias.

- Atividades de Produção de Fertilizantes

Quanto às atividades de produção de fertilizantes, são exigidas pelo Ministério da Agricultura, Pecuária e

Abastecimento ("MAPA"), conforme disposição da Lei nº 6.894/80, o registro das pessoas físicas ou

jurídicas que produzam ou comercializem fertilizantes, corretivos, inoculantes, estimulantes ou

biofertilizantes, bem como o registro dos produtos supra mencionados (regulamentadas pela IN MAPA nº

10/2004, posteriormente alterada pela IN nº 20/09).


De acordo com a área de Assuntos Regulatórios do Gás e Energia da Petrobras, as autorizações

governamentais são obtidas sem dificuldades perante o órgão regulador, dentro dos procedimentos

estabelecidos pela administração pública, havendo de ambas as partes um bom relacionamento e

abertura para esclarecimento de questões que eventualmente surjam durante o processo, sem o prejuízo

da obtenção das autorizações.

- Atividades de Abastecimento

A atividade de Abastecimento da Petrobras é essencialmente regulada, e, portanto, várias são as

autorizações governamentais necessárias. Nessa linha, por força do art. 8º, V, XV e XVI, da Lei

9.478/1997, todas as atividades de refinação, processamento, transporte, comercialização, importação e

exportação de petróleo, derivados e biocombustíveis e construção de dutos e terminais necessitam de

autorização da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíves – ANP. Conforme art. 27,

XXII, da Lei 10233/2001, as atividades de construção e exploração de terminais portuários de uso

privativo, bem como o afretamento de navios, demandam autorização da Agência Nacional de

Transportes Aquaviários – ANTAQ. A ANTT – Agência Nacional de Transportes Terrestres regulamenta o

transporte de cargas perigosas em modal rodoviário. A área de Abastecimento da Companhia também

desenvolve atividades sujeitas ao controle preventivo e repressivo do Conselho Administrativo de Defesa

Econômica - CADE. Por fim, ressaltamos a inexistência de regulamentação específica para a atividade

petroquímica.

No que concerne ao relacionamento da Petrobras com os órgãos de controle governamentais,

esclarecemos que existe uma gerência específica na estrutura da área de Abastecimento da Companhia

criada essencialmente para se relacionar com órgãos de controle governamentais. Sendo assim, devido a

este canal de relacionamento, o histórico recente não demonstra dificuldades com a administração

pública na obtenção de tais autorizações.

2. Ambiente de Gestão 2.1 Do Mercado a) Comportamento do mercado de petróleo (RA); Os impactos da crise econômica de 2008 continuaram a afetar o mercado de petróleo e, em consequência, a dinâmica de preços da commodity. A cotação do barril do Brent passou por uma considerável variação: de um mínimo de US$39,01, no início do ano, chegou a atingir um valor máximo de US$ 79,16, no fim de 2009. A trajetória dos preços acompanhou, principalmente, o movimento de retomada da economia e as melhores expectativas em relação à recuperação da crise global. O valor médio anual do barril do Brent ficou em US$ 62,40, com uma redução de 36,5% em relação à cotação média de 2008. A demanda por petróleo teve queda nos países da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), influenciada pela retração nas atividades industriais, de transporte e também pela contenção do orçamento doméstico. No entanto, a procura por parte de países de fora da OCDE mostrou-se relativamente estável. Esse mercado se recuperou com maior rapidez dos efeitos da crise econômica e acabou sendo uma das forças responsáveis pela elevação do preço do petróleo ao longo do ano. Os destaques de crescimento da demanda continuam sendo China e Índia, com níveis superiores à média dos últimos cinco anos. Na oferta, houve aumento da produção não-Opep, apesar dos declínios registrados no Mar do Norte e no México. A Rússia alcançou um nível de produção superior a 10 milhões de bpd de óleo – novo recorde após o fim da União Soviética – e tornou-se a principal produtora mundial, superando a Arábia Saudita. Outros países do antigo bloco soviético, como o Cazaquistão e o Azerbaijão, contribuíram para o aumento da oferta. A América do Sul e o Golfo do México (Estados Unidos) também registraram aumento de produção. A Opep manteve em 2009 a meta de produção de 24,8 milhões de bpd de óleo, estabelecida em dezembro de 2008. Contudo, como reflexo da recuperação da demanda e do aumento de preços, o nível de adesão à meta pelos países-membros diminuiu durante o ano. Assim sendo, por causa da crise econômica, os estoques de petróleo permaneceram elevados em 2009. Fatores de natureza geopolítica, como os problemas com guerrilhas na Nigéria e a questão nuclear no Irã, continuaram a influenciar o mercado, mas sem afetar substancialmente o comportamento do preço do petróleo.


b) Estratégia (FR); Vide item 1.h (Breve análise sobre o Plano de Negócio s da Petrobras) c) Matérias-primas e fornecedores (FR);

Em seu relacionamento com fornecedores, a Petrobras tem como diretriz priorizar as empresas nacionais

de bens e serviços sempre que este se mostrar competitivo. Para estimular o desenvolvimento de novas

empresas fornecedoras de materiais e serviços, a Petrobras estabelece parcerias para cooperação

tecnológica e convênios envolvendo fornecedores, universidades e outros centros de pesquisa.

Procurando fortalecer as empresas de pequeno porte, a companhia mantém um convênio com o Serviço

Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae), que incentiva a inserção competitiva e

sustentável na cadeia produtiva de óleo e gás. A companhia utiliza o Portal Petronect, o portal de

compras eletrônicas da Petrobras, que inclui fornecedores do Brasil, Argentina, Bolívia, Colômbia,

Equador, Estados Unidos, entre outros.

Além disso, a Petrobras mantém um cadastro corporativo de fornecedores de bens e serviços, que

contempla requisitos técnicos, econômicos, legais e gerenciais, além de requisitos de Segurança, Meio-

Ambiente e Saúde (SMS), específicos para fornecedores de serviços. Com cerca de 4.800 empresas, o

cadastro serve de base para a seleção de fornecedores em licitações e contratações. As exigências para

cadastramento ficam disponíveis no site da companhia.

Para o fornecimento de bens, estão em vigor as Condições de Fornecimento de Materiais (CFM-2005),

estabelecidas a partir da interação com associações de classe. Os padrões de contratação e as diretrizes

contratuais da Petrobras constam do Manual de Procedimentos Contratuais (MPC). Os documentos

também estão disponíveis no site da companhia.

As contratações na Petrobras são regidas pelo Decreto 2.745/98 – Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petróleo Brasileiro S.A..

Não há dependência relevante de poucos fornecedores ainda que em alguns nichos intensivas em capital

o fornecimento de serviços ou equipamentos seja feito por um número reduzido de companhias.

Grande parte dos custos da indústria de óleo e gás é relacionada aos preços internacionais desses

produtos. Portanto, as alterações nos preços do petróleo podem implicar em alterações nos custos da

Petrobras.

No caso de recursos críticos para a atividade de exploração e produção, a Petrobras busca firmar

contratos de longo prazo, para garantir estabilidade de preços e evitar volatilidade. Por exemplo, a

companhia planeja cuidadosamente as futuras necessidades de sondas de perfuração. Utilizando uma

combinação de sondas próprias e unidades contratadas por períodos de cinco anos ou mais, a Petrobras

tem historicamente garantido a disponibilidade das unidades de perfuração para atender as necessidades

de nosso plano de negócios, pagando preços médios diários menores do que se tivesse contratado as

unidades sob condições de taxa à vista.

d) Relacionamento com fornecedores (FR); Vide item 2.1.c e) Contratação de bens e serviços (FR); Vide item 2.1.c


f) Produtos e serviços oferecidos (% da recei ta líquida) (FR);

R$ Mil

Segmento

E&P

ABASTECIMENTO

G&E

DISTRIBUIÇÃO

INTERNACIONAL

ELIMINAÇÕES

CONSOLIDADO

76.182.838 24%

146.768.975 47%

11.627.332 4%

58.277.172 19%

21.167.309 7%

(131.313.569) -

182.710.057 100%

2009**

** De acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (Leis 11638/07 e 11.941/09 e CPSs deliberadas pela CVM até 2008) Os percentuais estão considerado sobre o agregado da receita dos Segmentos (não considerando as Eliminações) g) Principais clientes por produtos e serviço s (FR);

Razão Social do Cliente

PETROBRAS DISTRIBUIDORA S A

PETROBRAS INTERNATIONAL

Receita Líquida (R$ mil)

Participação %

34.394.242 26%

12.345.059 9%

2009

Participação calculada com base na Receita Líquida da Petrobras Controladora.

h) Posicionamento no processo competitivo (FR);

A Petrobras possui uma posição dominante de mercado na produção (98,5%), no refino (100%) e na

distribuição (38%) de petróleo e seus derivados no Brasil. A experiência da Companhia como única

exploradora de petróleo e seus derivados (período anterior a desregulamentação do mercado) possibilitou

a criação de uma extensa rede de operações e elevada reserva de petróleo e gás. Sua longa história,

elevados recursos e o estabelecimento de diversas bases no Brasil garantem à companhia vantagens

competitivas frente aos atuais e futuros participantes do setor de petróleo e gás natural.

Como conseqüência da gradual abertura do setor de petróleo e gás natural no Brasil, a Companhia

enfrenta competição em todos os segmentos de suas operações.

No segmento de exploração e produção, os procedimentos licitatórios realizados pelo Governo Federal

para exploração de novas áreas permitiram que diversas empresas regionais e multinacionais iniciassem

a exploração de petróleo no Brasil. Caso esses competidores venham a descobrir quantidades

economicamente viáveis de petróleo e se tornem capazes de processá-lo no país, o mercado brasileiro

tenderá a uma competição mais acirrada.

No segmento de abastecimento, ainda não se tem enfrentado forte concorrência desde o fim do

monopólio estatal. No entanto, com a desregulamentação do setor, outras empresas passaram a poder

refinar, transportar e comercializar produtos derivados de petróleo no Brasil. Conseqüentemente, com a

possibilidade de importação de produtos refinados por estas empresas, os derivados de petróleo

produzidos nas refinarias nacionais podem sofrer maior competição no acesso ao mercado. A companhia

precisa competir com as importações globais, a preços internacionais. Esta concorrência influencia os

preços cobrados pela companhia por seus produtos no país.

A companhia espera um crescimento na concorrência enfrentada em seu segmento de distribuição.

Dentre todos os segmentos de operação da companhia, este é o segmento que atualmente enfrenta a


maior concorrência. Isso porque o mercado de distribuição brasileiro está passando por um processo de

consolidação que já redundou em algumas fusões e incorporações, e que também envolve a entrada de

novos competidores com experiência no negócio de distribuição.

No segmento internacional, a companhia planeja expandir suas operações, não obstante espere continuar

enfrentando concorrência em regiões nas quais já atua, incluindo o Golfo do México, África e Cone Sul.

Especificamente no segmento de distribuição, onde a competição é mais presente, enfrentamos forte

posicionamento dos concorrentes nos mercados da Argentina e Colômbia, estando melhor posicionados

no Paraguai e Uruguai. Em razão das peculiaridades encontradas em cada mercado (legais,

concorrências e geográficas), a característica de ser uma empresa integrada pode representar vantagem

competitiva, pela possibilidade de aproveitamento de sinergias.

Existe certo nível de sazonalidade na indústria de petróleo e gás, que pode afetar o equilíbrio entre oferta

e demanda dos produtos produzidos e comercializados pela Companhia. A Petrobras está sujeita à

sazonalidade tanto no mercado interno, quanto no exterior, que pode influenciar a demanda por derivados

de petróleo e energia elétrica, tais como sazonalidade agrícola e as estações de inverno e verão no

hemisfério norte.

i) Ambiente do setor de gás (FR).

No segmento de gás natural, a companhia espera um aumento da competição em função do

estabelecimento do novo marco regulatório, a Lei do Gás, que estimula a entrada de novos atores e/ou

investimentos no setor, além do aumento da oferta de gás natural produzido por terceiros no País. No

segmento de energia elétrica, a companhia pretende expandir sua participação, mesmo atuando num

ambiente de competição com outras fontes energéticas, como a geração hidrelétrica, o carvão e a

biomassa. Essa expansão se dará principalmente através da construção ou ampliação de usinas

termelétricas a gás natural ou óleo combustível.

2.2 Dos Riscos a) Fatores de risco (FR);

Fatores de risco relacionados:

a. ao emissor

� Nossa capacidade de atingir nossos objetivos de cre scimento a longo prazo depende da

nossa capacidade de descobrir reservas adicionais e desenvolvê-las com sucesso, sem o que

podemos não conseguir alcançar nossas metas de long o prazo para o crescimento da

produção.

Nossa capacidade de alcançar nossos objetivos de crescimento a longo prazo, incluindo os definidos

em nosso Plano de Negócios para 2010-2014, depende muito da nossa capacidade de obter novas

concessões através de novas rodadas de licitações, e da descoberta de reservas adicionais, assim

como do desenvolvimento bem-sucedido de nossas reservas existentes. Precisaremos realizar

investimentos substanciais a fim de alcançar as metas de crescimento definidas em nosso Plano de

Negócios para 2010-2014, e não podemos garantir que estaremos aptos a levantar o capital exigido.

Além disso, nossa vantagem competitiva nas rodadas de licitações para novas concessões no Brasil

vem diminuindo ao longo dos anos devido ao aumento da concorrência no setor de petróleo e gás no

Brasil. Mais ainda, nossas atividades de exploração nos expõem a riscos inerentes à perfuração,

incluindo o risco de que não descubramos reservas comercialmente produtivas de petróleo ou gás

natural. Os custos de perfuração são sempre incertos, e diversos fatores além do nosso controle

(tais como condições inesperadas de perfuração, falhas nos equipamentos ou acidentes e atrasos na

disponibilidade das plataformas de perfuração e a entrega dos equipamentos) podem fazer com que


essas operações sejam atrasadas ou canceladas. Estes riscos aumentam quando perfuramos em

águas profundas ou ultraprofundas. A perfuração em águas profundas ou ultraprofundas representou

aproximadamente 72,6% dos poços exploratórios offshore que perfuramos em 2009.

A menos que conduzamos a exploração e o desenvolvimento das atividades com sucesso ou

adquiramos reservas provadas, ou ambas, e assim possamos aumentar o capital necessário para

financiar estas atividades, nossas reservas provadas diminuirão conforme forem extraídas. Além

disso, sem a incorporação de reservas adicionais, poderemos não conseguir atingir nossas metas de

crescimento, o que pode prejudicar o crescimento da produção e causar um efeito adverso relevante

nos nossos resultados futuros.

� Nossas estimativas quanto às reservas de petróleo e gás natural envolvem certo grau de

incerteza, a qual pode afetar negativamente nossa c apacidade de gerar receita.

As reservas provadas de petróleo e gás natural são nosso volume estimado de petróleo, gás natural

e líquidos de gás natural cujos dados geológicos e de engenharia demonstram serem recuperáveis a

partir de reservas conhecidas sob condições operacionais e econômicas existentes (como exemplo:

os preços e custos nas datas em que as estimativas foram feitas). Nossas reservas provadas de

petróleo e gás natural são reservas que esperamos recuperar através dos poços existentes,

utilizando os equipamentos e métodos operacionais existentes. Há certo grau de incerteza na

estimativa de quantidades de reservas provadas em relação aos preços prevalentes do petróleo e

gás natural aplicáveis a nossa produção, o que pode nos levar a fazer revisões em nossas

estimativas de reservas. As revisões a menor em nossas estimativas de reservas podem nos levar a

diminuir a produção futura, o que pode afetar negativamente nossos resultados operacionais e

posição financeira.

� Poderemos não ter recursos suficientes para exploraç ão, desenvolvimento e produção de

nossas descobertas do pré-sal.

A exploração de nossas descobertas de petróleo e gás na camada de pré-sal exigirá um aumento

substancial do capital, recursos humanos e uma variedade de serviços offshore. O desafio

operacional principal será o desenvolvimento de um conjunto de soluções inovadoras para

enfrentarmos os novos desafios impostos pela exploração e produção das reservas do pré-sal

recentemente descobertas. Estas reservas estão localizadas em águas profundas e ultra-profundas,

a distâncias consideráveis da costa, cujo tamanho e a magnitude representam desafios operacionais

aos nossos recursos. Além disso, esses reservatórios apresentam um conjunto de propriedades

específicas que exige o desenvolvimento de novas tecnologias de exploração. Continuaremos a ter

que enfrentar estes novos desafios e existe a possibilidade de não conseguirmos desenvolver

tecnologia ou desenvolvê-la de forma satisfatória para explorar e produzir com sucesso as reservas

do pré-sal, da mesma forma que não podemos assegurar que contaremos com os recursos

suficientes para o desenvolvimento da tecnologia que precisaremos para alcançar nossas metas de

exploração, produção e desenvolvimento em relação às nossas descobertas do pré-sal.

� Podemos ter prejuízos e perder tempo e dinheiro nos defendendo em possíveis processos

judiciais e de arbitragem.

Atualmente, somos parte em diversos processos judiciais nas áreas cível, administrativa, ambiental,

trabalhista e fiscal. Estes processos envolvem valores significativos e outros tipos de pedidos.

Diversas ações individuais respondem por uma parte substancial da quantidade total de ações contra

nós. Por exemplo, com base no fato de as plataformas de produção e perfuração não poderem ser

classificadas como embarcações marítimas, a Receita Federal brasileira considera que as remessas

ao exterior para pagamentos de afretamentos devem ser reclassificadas como pagamentos de

arrendamento e sujeitas a retenção de imposto de renda à alíquota de 25%. A Receita Federal lavrou

um auto de infração contra nós que, em 31 de dezembro de 2009, totalizavam o valor de R$4.391

milhões.


Caso venhamos a perder os processos que envolvem valores substanciais para os quais não temos

provisões, ou, caso as perdas estimadas sejam significativamente maiores do que as provisões

feitas, o custo agregado das decisões desfavoráveis poderá ter impacto negativo material em nossa

posição financeira e nos resultados operacionais. Além disso, nossos executivos terão que direcionar

seu tempo e atenção para a defesa destes processos, o que poderá prejudicar o foco destes em

nossos negócios principais. Dependendo do resultado, certos litígios poderão resultar em restrições

às nossas operações, com impacto material e adverso nossos negócios.

� Nosso investimento nos mercados locais de gás natur al e energia talvez não gerem os

resultados esperados.

Nos últimos anos, investimos, sozinhos ou com outros parceiros, em diversas plantas a gás natural

no Brasil. Essas usinas a gás fornecem baixa capacidade de carga para o sistema e tendem a operar

com taxas de utilização abaixo da média. Esta taxa de utilização baixa possui um efeito negativo na

nossa capacidade de conseguir retorno desses investimentos.

Também estamos sujeitos a multas e podemos perder nossa licença para a venda de energia elétrica

se não conseguirmos cumprir com nossos compromissos de entrega de energia para com a ANEEL,

a agência reguladora de energia no Brasil, devido às restrições de fornecimento de gás. Existem

diversos fatores que podem afetar nossa capacidade de entregar gás às nossas plantas, incluindo

nossa incapacidade de assegurar o fornecimento de gás natural, falta de infra-estrutura de transporte

de gás natural e aumento na demanda do mercado não-termoelétrico.

A demanda de gás natural é também influenciada pelas condições econômicas como um todo e

pelos preços do petróleo. Nosso preço de gás natural não se ajusta imediatamente às oscilações no

preço internacional do petróleo e derivados, o que pode tornar o gás natural menos competitivo até

que seja ajustado a preços internacionais mais baixos. Quedas de preços prolongadas no mercado

de gás natural brasileiro terão um efeito negativo nos nossos resultados operacionais e na nossa

posição financeira.

Como resultado do acima mencionado, nossos investimentos em gás natural e no mercado brasileiro

de energia elétrica geraram prejuízos no passado e podem não gerar os resultados esperados no

futuro.

� Não temos seguro contra a paralisação dos negócios de nossas operações no Brasil, e a

maioria de nossos ativos não está assegurada contra guerra ou sabotagem.

Não mantemos coberturas de seguros contra interrupções dos negócios de qualquer natureza para

as nossas operações no Brasil, incluindo as interrupções de natureza trabalhista. Se, por exemplo,

nossos trabalhadores fizerem greve, as interrupções no trabalho poderão nos afetar negativamente.

Além disso, embora mantenhamos contratos de seguro para os nossos negócios, existem

determinados tipos de risco que podem não estar cobertos pelas apólices (tais como guerra e

sabotagem). Assim, na hipótese de ocorrência de quaisquer desses eventos não cobertos que cause

a interrupção de nossos negócios ou nos obrigue a incorrer em custos adicionais para a reparação

dos nossos estabelecimentos, teremos um impacto negativo em nossa posição financeira ou em

nossos negócios. Adicionalmente, não podemos garantir que, mesmo na hipótese da ocorrência de

um sinistro coberto por nossas apólices, o pagamento do seguro será suficiente para cobrir os danos

decorrentes de tal sinistro. Ademais, nós podemos não ser capazes de renovar as apólices de seguro

em melhores ou nas mesmas condições contratadas, o que pode nos gerar um efeito adverso

relevante.

� Estamos expostos a aumentos nas taxas de juros predo minantes no mercado, o que nos deixa

vulneráveis a um aumento nas despesas financeiras.

Em 31 de dezembro de 2009, aproximadamente 51% — U.S.$29.047 milhões do total de nossa

dívida – consistia em dívida de taxa flutuante. À luz das considerações de custo e análise de

mercado, decidimos não firmar contratos de derivativos ou fazer outros acordos de hedge contra os


riscos de um aumento nas taxas de juros. Desse modo, se as taxas de juros dos mercados

(principalmente LIBOR) subirem, nossas despesas financeiras aumentarão, o que poderá ter um

impacto negativo em nossos resultados operacionais e na nossa posição financeira.

b. a seu controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle

� O governo brasileiro, na qualidade de acionista con trolador, poderá nos exigir o alcance de

certas metas macroeconômicas e sociais que poderão ter um impacto negativo nos nossos

resultados operacionais e posição financeira.

O governo federal, na qualidade de acionista controlador, já alcançou, e poderá alcançar no futuro,

alguns dos seus objetivos macroeconômicos e sociais através de nossa companhia. A legislação

brasileira exige que o governo federal detenha a maioria de nossas ações com direito a voto, e assim

sendo, o governo federal tem o poder de eleger a maioria dos membros do nosso conselho de

administração e, através deles, a maioria dos membros da diretoria executiva que são responsáveis

pela nossa gestão diária. Com isso, poderemos participar de atividades que dêem preferência aos

objetivos do governo federal em vez de nossos próprios objetivos econômicos e empresariais.

Adicionalmente, continuamos a prestar assistência ao governo federal para garantir que o suprimento

e o preço do petróleo e derivados no Brasil atendam aos requisitos de consumo do país. Desse

modo, podemos fazer investimentos, incorrer em custos e realizar vendas a prazo que poderão

impactar negativamente em nossos resultados operacionais e posição financeira. Além disso, antes

de janeiro de 2002, os preços do petróleo e derivados eram regulados pelo governo federal, que

eventualmente estabelecia preços abaixo dos predominantes nos mercados internacionais de

petróleo. Não podemos assegurar que os controles de preço não serão restabelecidos no Brasil.

� Poderemos não obter financiamentos para alguns de no ssos investimentos planejados, e,

caso isso ocorra, nossos resultados operacionais e posição financeira poderão ser afetados

negativamente.

O governo federal mantém controle sobre nosso orçamento de investimentos e estabelece limites

para nossos investimentos e endividamento a longo prazo. Como somos uma entidade estatal,

devemos submeter nossa proposta de orçamento anual ao Ministério do Planejamento, Orçamento e

Administração, ao Ministério de Minas e Energia (MME) e ao Congresso brasileiro para aprovação.

Se nosso orçamento aprovado reduzir os investimentos propostos e aquisição de novas dívidas, e

não conseguirmos obter financiamentos que não exijam a aprovação do governo federal,

possivelmente não poderemos realizar todos os investimentos que desejamos, inclusive aqueles que

concordamos em fazer para expandir e desenvolver nossos campos de petróleo e gás natural. Se

não pudermos fazer estes investimentos, nossos resultados operacionais e posição financeira

poderão ser negativamente impactados.

Além disso, esperamos levantar um montante significativo de capital a fim de financiar nossas

atividades de E&P nas reservas do pré-sal e outros investimentos planejados por meio de uma

capitalização. Como parte das mudanças propostas para a Lei do Petróleo, encontra-se em

discussão no Congresso Nacional projeto de lei que poderá autorizar uma capitalização da

companhia e uma transferência onerosa, pelo governo brasileiro, de direitos de exploração e

produção de áreas não concedidas do pré-sal até o montante de 5 bilhões de barris de óleo

equivalente. As mudanças propostas na Lei do Petróleo, incluindo a capitalização proposta, estão

sujeitas à aprovação do Congresso Nacional. Nossos resultados operacionais e condição financeira

podem ser afetados negativamente se a capitalização não for aprovada e não conseguirmos realizar

estes investimentos.

c. a seus acionistas

� O desenvolvimento e a percepção do risco em outros países, especialmente nos Estados

Unidos e em países emergentes, podem afetar o preço de mercado dos títulos brasileiros,

incluindo nossas ações, e limitar nossa capacidade de financiar nossas operações.


O valor de mercado dos títulos das companhias brasileiras é afetado em diversos níveis pelas

condições econômicas e de mercado de outros países, incluindo os Estados Unidos, outros países

da América Latina e países emergentes. Apesar de as condições econômicas desses países

diferirem significativamente das condições econômicas do Brasil, as reações dos investidores nesses

outros países poderão ter um impacto negativo no valor de mercado dos títulos dos emissores

brasileiros. As crises em outros países ou suas políticas econômicas podem diminuir o interesse do

investidor nos títulos de emissores brasileiros, inclusive os nossos. Isto pode afetar negativamente

nossas ações e pode limitar nossa capacidade de financiar nossas operações.

d. a suas controladas e coligadas

� A Petrobras possui um grande número de empresas cont roladas e coligadas (conforme item

8.1), e muitas estão sujeitas a riscos operacionais e de mercado similares aos da Companhia,

podendo ter efeitos adversos nos resultados consoli dados.

Um número expressivo de empresas controladas e coligadas da companhia está sujeito a riscos

semelhantes aos riscos a que a companhia está sujeita, tais quais riscos de mercado e operacionais,

que podem causar um efeito adverso e relevante em seus resultados individuais, podendo, inclusive,

dificultar ou mesmo impedir a distribuição de dividendos à companhia. Além disso, eventuais efeitos

adversos nos resultados de empresas controladas e coligadas podem prejudicar os resultados da

companhia e, eventualmente, reduzir o montante que seria distribuído aos acionistas a título de

dividendos ou mesmo prejudicá-lo.

e. a seus fornecedores

� A Petrobras tem necessidade de aumentar a frota de p lataformas de perfuração. A

disponibilidade de plataformas existentes é limitad a, assim como a capacidade dos estaleiros

de construir novas unidades.

Somos continuamente obrigados a alternar a prioridade entre poços de desenvolvimento e poços

pioneiros, e talvez não possamos assegurar a quantidade de plataformas de perfuração necessária

para atender às nossas metas de exploração, produção e desenvolvimento em relação a nossa

camada de pré-sal.

f. a seus clientes

� Conforme item 7.4.a, os maiores clientes da Companh ia fazem parte do Sistema Petrobras.

Ainda assim, podem ocorrer situações adversas que a fetem a capacidade de honrar as

obrigações desses ou de outros clientes, impactando nossa receita e nossos resultados.

Os principais clientes da Petrobras são a PifCo e a Petrobrás Distribuidora, que tradicionalmente

respondem por parcela significativa dos seus resultados. Em conjunto, foram responsáveis por 35%

da receita operacional líquida da Petrobras no período de três meses encerado em 31 de março de

2010.

Não se pode garantir que os clientes da Petrobras, incluindo a PifCo, a Petrobrás Distribuidora ou

outras empresas do Sistema Petrobras, honrarão as obrigações assumidas ou que vierem a assumir

perante a Petrobras. Podem ocorrer, por exemplo, situações adversas na situação econômico-

financeira de clientes que sejam, em conjunto ou isoladamente, representativos para a Petrobras.

Nesse caso, a receita e os resultados da Petrobras poderão ser adversamente afetados.

� A maioria de nossas receitas está denominada em rea is. Como grande parte de nossos

passivos está denominada em moeda estrangeira, as o scilações nas taxas de câmbio podem

ter um impacto negativo na nossa condição financeir a e resultados operacionais.

Os impactos das oscilações das taxas de câmbio, especialmente da taxa Real/dólar americano, nas

nossas operações são variados e podem ser significativos. O principal mercado para os nossos


produtos é o Brasil, já que nos últimos três exercícios fiscais mais de 73% das nossas receitas foram

expressas em reais, enquanto que parte de nossos investimentos e despesas operacionais, e uma

parte substancial de nossas dívidas são, e espera-se que continuem sendo, expressas em ou

indexadas ao dólar e outras moedas estrangeiras. Além disso, durante 2009 importamos U.S.$12,3

bilhões em petróleo e derivados, cujos preços foram todos expressos e pagos em dólar.

Nossas demonstrações financeiras refletem a valorização do Real em 8,7%, 17,2% e 25,4% contra o

dólar em 2006, 2007 e 2009, respectivamente, e a depreciação do Real em 31,9% contra o dólar em

2008. Esses valores se referem às taxas médias de cambio.

g. aos setores da economia nos quais o emissor atue

� A volatilidade e as quedas substanciais ou prolonga das nos preços internacionais do

petróleo, derivados e gás natural podem impactar ne gativamente nosso lucro e metas de

crescimento futuro.

A maior parte de nossa receita é oriunda da venda de petróleo, derivados e, em menor grau, do gás

natural. Não temos e nem teremos controle sobre os fatores que influenciam os preços

internacionais desses produtos. O preço médio do Brent, referência internacional, foi de

aproximadamente U.S.$62,40 por barril em 2009, U.S.$96,99 por barril em 2008 e U.S.$72,52 por

barril em 2007, e o preço médio do Brent foi de U.S.$76,78 por barril no primeiro trimestre de 2010.

As alterações nos preços do petróleo implicam alterações nos preços dos derivados e do gás natural.

Historicamente, os preços internacionais desses produtos oscilaram muito devido a diversos fatores,

os quais incluem:

• Desenvolvimento econômico, global ou regional, fatores geopolíticos, especialmente nas

regiões produtoras de petróleo, particularmente no Oriente Médio;

• A habilidade da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) em definir e manter

os níveis de produção e de defender os preços do petróleo;

• A oferta e demanda global e regional de petróleo, derivados e gás natural;

• As crises financeiras globais, tal como a crise financeira mundial de 2008;

• A concorrência com outras fontes de energia;

• As regulamentações de governos nacionais e estrangeiros; e

• Condições climáticas.

A volatilidade e as incertezas quanto aos preços internacionais do petróleo, derivados e gás natural

podem se manter. As quedas substanciais ou prolongadas nos preços internacionais do petróleo

podem afetar de forma relevante e significativa tanto os nossos negócios quanto os resultados

operacionais e posição financeira, assim como o valor de nossas reservas provadas. Além disso, as

reduções substanciais nos preços do petróleo podem nos obrigar a reduzir ou alterar o momento de

nossos investimentos, o que poderá ter impacto negativo em nossas estimativas de produção a

médio prazo e estimativas de reservas no futuro. Ainda, nossa política de preço no Brasil deve estar

em paridade com os preços internacionais dos produtos a longo prazo. Em geral, não ajustamos

nossos preços do diesel, gasolina ou GLP durante os períodos de volatilidade nos mercados

internacionais. Consequentemente, a alta rápida ou prolongada do preço internacional do petróleo e

derivados pode resultar em margens reduzidas e pode ser que não aufiramos todos os ganhos que

nossos concorrentes auferem em períodos de preços internacionais mais altos.

� O governo federal historicamente exerce e continua exercendo uma influência significativa na

economia brasileira. As condições políticas e econô micas têm um impacto direto em nossos

negócios e poderão ter um efeito adverso em nossos resultados operacionais e posição

financeira.


As políticas econômicas do governo federal poderão ter efeitos importantes nas companhias

brasileiras, grupo no qual estamos incluídos, e nas condições de mercado e preços dos títulos

brasileiros. Nossa posição financeira e resultados operacionais podem ser impactados pelos

seguintes fatores e pela resposta do governo federal a eles:

• Desvalorizações e outras alterações nas taxas de câmbio;

• inflação;

• políticas de controle de câmbio;

• instabilidade social;

• instabilidade de preços;

• taxas de juros;

• liquidez dos mercados financeiro e de capitais domésticos;

• políticas fiscais;

• políticas normativas para o setor de petróleo e gás, incluindo a política de preços; e

• outros desenvolvimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos no Brasil ou que venham

a afetá-lo.

Podemos ser particularmente afetados por certas iniciativas para aumentar a tributação de nossas

atividades de exploração e produção. Em junho de 2003, o Estado do Rio de Janeiro publicou uma

nova lei fiscal que impõe a cobrança do ICMS sobre nossas atividades de E&P, incluindo a

importação de equipamentos exploratórios de petróleo e gás. O Estado do Rio de Janeiro nunca

executou essa lei, e sua constitucionalidade está sendo questionada no Supremo Tribunal Federal

(STF). Se o governo estadual tentar executar esta lei e o tribunal validar tal execução, estimamos que

o valor do ICMS que temos que pagar ao Governo do Estado do Rio de Janeiro aumentará

aproximadamente R$10,2 bilhões por ano.

Além disso, a descoberta recente de grandes reservas de petróleo e gás natural nas áreas do pré-sal

das bacias de Campos e Santos levantou discussões sobre as possíveis mudanças na atual Lei do

Petróleo. Mudanças substanciais na regulamentação das atividades de E&P nas áreas do pré-sal,

não sujeitas às concessões existentes, estão sendo discutidas pelo Congresso Nacional. Não

podemos estimar o impacto que qualquer mudança na Lei do Petróleo teria na Petrobras ou quando

qualquer nova regulamentação poderá entrar em vigor.

A incerteza sobre a possibilidade de o Governo Federal implantar estas ou outras mudanças na

política, ou regulamentações que possam afetar qualquer um dos fatores mencionados acima ou

outros fatores no futuro, poderá gerar incertezas econômicas no Brasil e aumentar a volatilidade do

mercado de títulos brasileiro e dos títulos emitidos no exterior por companhias brasileiras. Tais

mudanças nas políticas e regulamentações poderão ter um impacto negativo em nossos resultados

operacionais e posição financeira.

h. à regulação dos setores em que o emissor atue

� Não possuímos nenhuma das reservas de petróleo e gá s natural no Brasil.

Uma fonte garantida de reservas de petróleo e gás natural é essencial para a produção sustentável e

geração de renda de uma companhia de petróleo e gás. De acordo com a legislação brasileira, o

governo federal detém todas as reservas de petróleo e gás natural no Brasil, e a concessionária

retém o que for produzido por elas em termos de petróleo e gás. Nós temos o direito exclusivo de

explorar nossas reservas de acordo com os acordos de concessão a nós concedidos pelo governo

brasileiro, e são nossos os hidrocarbonetos que produzimos de acordo com os contratos de

concessão. No entanto, se o governo federal nos restringisse ou proibisse de explorar estas reservas

de petróleo e gás natural, nossa capacidade de auferir renda seria impactada negativamente.


� Estamos sujeitos a diversas regulamentações ambienta is e de saúde tornadas mais rígidas

recentemente, e que poderão resultar em aumento de passivo e de investimentos.

Nossas atividades estão sujeitas a uma ampla variedade de leis e normas federais, estaduais e

municipais, e exigências de licenças relativas à proteção da saúde humana e ambiental, tanto no

Brasil quanto em outras jurisdições em que operamos. No Brasil, podemos estar sujeitos a sanções

criminais e administrativas, multas e ordens de fechamento devido ao não-cumprimento destas leis

ambientais, que, dentre outras coisas, limitam ou proíbem as emissões ou derrames de substâncias

tóxicas produzidas em nossas operações. Tivemos derrames de óleo no passado que resultaram em

multas de diversas agências ambientais estaduais e federais e em diversos processos cíveis e

criminais e investigações. As regras sobre despejo de resíduos e emissões também podem exigir que

limpemos ou melhoremos nossas instalações a um custo muito alto e que resultem em passivos

substanciais. O IBAMA fiscaliza constantemente nossas plataformas de produção de petróleo e

podem impor multas, restrições nas operações e outras sanções oriundas dessas fiscalizações. Além

disso, estamos sujeitos a leis ambientais que nos fazem incorrer em gastos significativos para cobrir

danos que os projetos possam causar ao meio ambiente. Estes custos adicionais podem ter um

impacto negativo na rentabilidade dos projetos que pretendemos implantar, ou podem torná-los

economicamente inviáveis.

Conforme as regras ambientais vêm se tornando mais rígidas, e novas leis e regulamentos relativos à

mudança climática, incluindo o controle da emissão de gás carbônico, vão se tornando aplicáveis a

nós, é provável que nossos investimentos em relação ao cumprimento das regulamentações

ambientais e melhorias em nossas práticas de saúde, segurança e meio ambiente aumentem

substancialmente no futuro. Além disso, como nossos investimentos estão sujeitos à aprovação do

governo federal, o aumento dos gastos com as regulamentações ambientais poderiam reduzir outros

investimentos estratégicos. Qualquer aumento substancial nos gastos para atendimento das

regulamentações ambientais ou redução em investimentos estratégicos poderá impactar

negativamente nossos resultados operacionais ou nossa condição financeira.

i. aos países estrangeiros onde o emissor atue

� Estamos sujeitos a riscos substanciais relativos às nossas operações internacionais, em

especial na América Latina, África Ocidental e Orie nte Médio.

Operamos em diversos países, particularmente da América Latina, África Ocidental e Oriente Médio,

áreas nas quais pode haver instabilidades políticas, econômicas e sociais. Os resultados

operacionais e a posição financeira de nossas subsidiárias nesses países podem ser afetados

negativamente pelas oscilações nas economias, instabilidade política e ações governamentais locais,

incluindo:

• A imposição de controles de câmbio e preços;

• A imposição de restrições nas exportações de hidrocarbonetos;

• A oscilação das moedas locais frente ao Real;

• A nacionalização das reservas de petróleo e gás, como ocorrido recentemente na

Venezuela, Equador e Bolívia;

• Os aumentos nas alíquotas do imposto de exportação e do imposto de renda para

petróleo e derivados, conforme ocorrido recentemente na Argentina, Venezuela, Equador e

Bolívia; e

• Mudanças institucionais unilaterais (governamentais) e contratuais, incluindo controles e

limitações sobre os investimentos em novos projetos, conforme ocorrido recentemente na

Venezuela, Equador e Bolívia.


Se um ou mais dos riscos acima descritos ocorrerem, poderemos perder parte ou todas as nossas

reservas no país afetado, e talvez não consigamos alcançar nossos objetivos estratégicos nesses

países ou em nossas operações internacionais como um todo, o que pode impactar de forma

negativa nossos resultados operacionais e posição financeira.

Dos países em que operamos, além do Brasil, a Argentina é o mais significativo, representando 43,6% do

total de nossa produção internacional de petróleo e gás natural e 44,3% de nossas reservas

internacionais provadas de petróleo e gás natural em 31 de dezembro de 2009. Desde 2007, o governo

argentino aumentou as alíquotas de imposto de exportação para petróleo, gás natural e derivados que

afetaram negativamente nossos resultados operacionais posição financeira. Também temos operações

significativas na Bolívia e Venezuela que representaram, respectivamente, 19,8% e 4,3% do total de

nossa produção internacional em barris de petróleo equivalente em 31 de dezembro de 2009. Em 31 de

dezembro de 2008, a Bolívia respondeu por 31,02% de nossas reservas internacionais provadas de

petróleo e gás natural. Entretanto, em 25 de janeiro de 2009, a Bolívia adotou uma nova constituição que

proíbe a propriedade privada dos recursos de petróleo e gás do país. Como resultado, ficamos

impossibilitados de incluir quaisquer reservas provadas na Bolívia em nossas reservas provadas ao final

do exercício de 2009. Continuamos a registrar a produção de nossas operações na Bolívia relativa aos

nossos contratos existentes naquele país.

b) Gestão de riscos (RA). Gerenciamento de riscos

O gerenciamento de riscos da Petrobras está fortemente alinhado aos objetivos e metas corporativos

estabelecidos em seu Plano de Negócios 2009-2013. A estrutura integrada de riscos é constituída por

políticas e diretrizes definidas e aprovadas pelos principais executivos da companhia, pelo Comitê de

Gestão de Riscos e por sistemas de identificação, quantificação, resposta e controle de riscos.

Fatores como variações no preço do petróleo e de seus derivados, taxas de juros (interna e externa),

oscilações cambiais e outras classes de riscos impactam os resultados e precisam de constante

monitoramento. Por esse motivo, a evolução da estrutura de gerenciamento de riscos é permanente e

segue as mais avançadas práticas de governança, com o objetivo de equilibrar o grau de tolerância aos

riscos, as metas de crescimento e a expectativa de rentabilidade.

Riscos de mercado

Em 2009, a Petrobras manteve a prática de limitar as operações com derivativos a transações específicas

de curto prazo. De acordo com essa premissa, as operações com derivativos (futuros, swaps e opções)

são realizadas exclusivamente para proteger o resultado de transações no mercado internacional de

cargas físicas. Nessas operações de proteção patrimonial (hedge), as variações positivas ou negativas

são compensadas, total ou parcialmente, por resultado oposto na carga física.

Tais operações só se realizam dentro dos limites de uma diretriz específica para gestão de risco de

commodities. Nesse contexto, as posições de caixa, a dívida e as transações comerciais são levadas em

conta na hora de quantificar a exposição líquida da companhia aos riscos relacionados às taxas de

câmbio e juros, de modo a orientar qualquer eventual atuação no mercado de derivativos.

A política de gestão de riscos da Petrobras, portanto, restringe a utilização de instrumentos derivativos

somente a operações de proteção – e, ainda assim, sob rígido controle.


2.3 Dos Negócios (RA) a) Resumo operacional: Tabela onde constem números sob re as operações;

b) Exploração e produção: Incluindo desafios do crescim ento, descobertas, novas concessões, reservas provadas; Exploração e Produção Exploração Em 2009, a Petrobras consolidou o sucesso da atividade exploratória na seção Pré-Sal das bacias sedimentares brasileiras do Sul e do Sudeste, fortalecendo os alicerces para que a produção de petróleo no Brasil continue a sua trajetória de crescimento, com sustentabilidade, ao longo das próximas décadas.


BM-S-9 Na Bacia de Santos, o consórcio formado pela Petrobras (operadora, com 45%), BG Group (30%) e Repsol (25%) comprovou a ocorrência de mais uma jazida de petróleo leve no bloco BM-S-9, localizado em águas ultraprofundas. Esse bloco é composto por duas áreas de avaliação: a do poço 1-SPS-50 (Carioca) e a do poço 1-SPS-55 (Guará). O novo poço 4-SPS-60 (Iguaçu) localiza-se dentro da área de avaliação de Carioca, a aproximadamente 340 km da costa do estado de São Paulo, em lâmina d’água de 2.140 m. A descoberta foi comprovada por amostragem de petróleo em teste, nos reservatórios localizados a uma profundidade aproximada de 4.900 m. Ainda na área de Carioca, foi comprovada a ocorrência de mais uma jazida de petróleo e gás, com a perfuração do poço 4-SPS-66C (Abaré Oeste), a aproximadamente 290 km da costa do estado de São Paulo, em lâmina d’água de 2.163 m. A confirmação da descoberta foi obtida por amostragem, em reservatórios localizados a uma profundidade aproximada de 5.150 m. Nos quatro poços perfurados nesse bloco, foi comprovada a existência de petróleo e gás. O teste de formação no poço de Guará foi concluído e revelou um volume de óleo recuperável estimado entre 1,1 e 2 bilhões de barris de petróleo de boa qualidade (em torno de 30º API) e gás natural. Localizado em lâmina d’água de 2.141 m, o poço está a aproximadamente 310 km da costa do estado de São Paulo e 55 km a sudoeste de Tupi. Dados preliminares constataram que os reservatórios possuem potencial de altíssima produtividade, com a obtenção, durante o teste de formação, de vazões da ordem de 7 mil bpd de óleo, limitadas à capacidade dos equipamentos. Sem essa restrição, a estimativa inicial da capacidade de produção seria de aproximadamente 50 mil bpd de óleo. Com esse resultado, a área de Guará terá prioridade para receber um sistema piloto de produção. BM-S-11 No bloco BM-S-11 (Tupi), localizado em águas ultraprofundas da Bacia de Santos, o consórcio formado pela Petrobras (operadora, com 65%), BG Group (25%) e Petrogal (10%) ratificou o potencial estimado de 5 a 8 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural recuperável nos reservatórios do Pré-Sal daquela área. A confirmação ocorreu com a perfuração de mais um poço, o 4-RJS-647 (Iracema), situado 33 km a noroeste da perfuração pioneira (poço 1-RJS-628). Foi constatada a presença de petróleo de boa qualidade (em torno de 30º API) e de reservatórios semelhantes ao do poço pioneiro de Tupi, o que reforçou as estimativas iniciais para a área. O poço 4-RJS-647 está localizado em lâmina d’água de 2.210 m, a uma distância aproximada de 250 km da costa do estado do Rio de Janeiro. Dois testes de formação nesse mesmo poço constataram a alta produtividade dos reservatórios carbonáticos do Pré-Sal. A vazão de cada um dos testes ficou em torno de 5.500 bpd de óleo leve (32º API, aproximadamente), limitada à capacidade dos equipamentos. Estima-se que a produção inicial do poço poderá atingir até 50 mil bpd, o que comprova a alta capacidade de produção de petróleo leve na área noroeste de Tupi. Ainda no BM-S-11 foram concluídos os testes de formação no poço 1-RJS-656 (Iara), que comprovaram o potencial exploratório da área para a produção de óleo de boa qualidade, com aproximadamente 28º API. Os resultados confirmaram a estimativa de volume recuperável de até 4 bilhões de barris de petróleo leve e gás natural em Iara, anunciada após a perfuração concluída em setembro de 2008. O poço testado está localizado em lâmina d’água de 2.230 m e distância de 230 km da costa do estado do Rio de Janeiro. Estão previstos para 2010 novos testes em outro poço a ser perfurado nessa mesma área. BM-S-7 O consórcio formado pela Petrobras (operadora, com 63%) e pela Repsol (37%) para a exploração do bloco BM-S-7, também na Bacia de Santos, comprovou a presença de uma espessa coluna de gás em reservatórios acima da camada de sal. A confirmação veio após a perfuração do poço 6-SPS-53, localizado em águas rasas da parte sul da bacia, no estado de São Paulo, que deu origem ao campo de Piracucá. Esse poço localiza-se aproximadamente 210 km a sudeste da cidade de Santos, em lâmina d’água de 214 m. Sua perfuração faz parte das atividades exploratórias do Plano de Avaliação do poço 1-BSS-68, aprovado pela ANP. A descoberta, de grande importância em razão do potencial de produção de gás em águas rasas no sul da Bacia de Santos, foi confirmada por testes nos reservatórios situados a partir de 3.970 m de profundidade.

Outras descobertas de petróleo e gás Em 2009, a Petrobras anunciou mais uma descoberta de petróleo de boa qualidade no pós-sal (reservatórios carbonáticos) da Bacia de Campos, com a perfuração do poço 1-RJS-661 (Aruanã), na


concessão exploratória BM-C-36 (bloco C-M-401), onde a companhia é operadora exclusiva. Análises preliminares indicam a presença de volumes recuperáveis em torno de 280 milhões de barris de petróleo de 28º API. O poço descobridor situa-se aproximadamente a 120 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em lâmina d’água de 976 m. A descoberta foi comprovada por teste de formação em poço revestido, realizado em reservatórios entre 2.993 e 3.123 m de profundidade, e será objeto de um Plano de Avaliação a ser apresentado à ANP. Marlim Sul Em reservatórios geologicamente semelhantes aos de Aruanã, a Petrobras perfurou o poço 6-MLS-146D-RJS (Muçuã), localizado no campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos, em lâmina d’água de 1.200 m. O potencial de Muçuã e o resultado obtido em 2007 com a perfuração do poço 6-MLS-122-RJS (Jurará) geraram uma estimativa total de 350 milhões de barris recuperáveis de petróleo de 27º API. Em 2009, foram perfurados e concluídos 558 poços para o desenvolvimento da produção, dos quais 517 em terra e 41 no mar. Na atividade de exploração foram perfurados 116 poços, 65 em terra e 51 no mar. O índice de sucesso exploratório foi de 40%. Áreas marítimas e terrestres

Em 2009, a Petrobras declarou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a viabilidade comercial de 16 descobertas, das quais 13 em terra e 3 no mar. Desses campos, os marítimos localizam-se nas Bacias de Santos (2) e Camamu (1), e os terrestres nas bacias do Espírito Santo (2), Recôncavo (2), Potiguar (5) e Sergipe/Alagoas (4). Novos blocos exploratórios

Não houve rodada de licitações da ANP em 2009. O portfólio de concessões exploratórias da companhia, com as aquisições e as devoluções realizadas no ano, passou a contar com 225 blocos, que totalizam 123,4 mil km². Além disso, estão sendo avaliadas descobertas em outras 33 áreas, que compreendem 13,7 mil km². A área exploratória da Petrobras é de 137,1 mil km². Produção No início de 2009, duas novas plataformas iniciaram suas operações na Bacia de Campos. Em janeiro, no campo de Marlim Sul, começou a operar a plataforma P-51, instalada em lâmina d’água de 1.255 m e a 150 km da costa de Macaé, com capacidade para produzir até 180 mil bpd de óleo. Em fevereiro, entrou em operação o FPSO Cidade de Niterói, que integra o Módulo II de Marlim Leste e tem capacidade para produzir 100 mil bpd de óleo e 3,5 milhões de m³/dia de gás. Com o início de produção do poço 7-MLL-54HP, localizado em lâmina d’água de 1.419 m, a Petrobras alcançou o recorde mundial de produção por poço nessa profundidade em reservatórios carbonáticos. Em 2009, a companhia bateu ainda o seu próprio recorde, ao atingir nesse poço a produção de 43.588 bpd de óleo em 15 de maio. Em junho de 2009, duas unidades entraram em operação. No campo de Camarupim, na Bacia do Espírito Santo, foi iniciada a produção no FPSO Cidade de São Mateus, uma parceria entre a Petrobras (75%) e a empresa americana El Paso (25%). É o primeiro FPSO para gás instalado no Brasil e tem capacidade para processar 10 milhões de m³/dia de gás e 35 mil bpd de óleo. No campo de Frade, na Bacia de Campos, o consórcio formado pela Chevron (operadora, 51,7%), Petrobras (30%) e Impex (18,3%) deu início à operação do FPSO Frade, que tem capacidade para produzir até 100 mil bpd de óleo. Em julho, o FPSO Espírito Santo, operado pela Shell (50%), em parceria com a Petrobras (35%) e a ONGC (15%), iniciou a produção no Parque das Conchas (antigo BC-10), a 110 km da costa do Espírito Santo, onde se encontram reservatórios de óleo pesado a quase 2.000 m de lâmina d’água, no norte da Bacia de Campos. Esses projetos, aliados ao aumento de produção das plataformas instaladas no final de 2007 e em 2008 (P-52, P-54, FPSO Cidade de Rio das Ostras e P-53), compensaram o declínio natural da produção e ainda garantiram à companhia um aumento de 6,3% na produção nacional de óleo e LGN, atingindo 1.971 mil bpd.

O custo médio de extração, sem participação governamental, foi de US$ 8,78/boe, o que significa uma

queda de 5,2% em relação ao ano anterior. Considerando as participações governamentais, o custo

chegou a US$ 20,51/boe, 21,4% abaixo do verificado em 2008. Em reais, o custo médio de extração foi


de R$ 17,20/boe, superior em 0,7% ao registrado no ano anterior. Incluídas as participações

governamentais, o custo atingiu R$ 39,49, valor inferior em 17,1% ao do exercício anterior.

Produção de gás natural A oferta de gás natural no Brasil cresceu em relação a 2008, principalmente em função da entrada em operação das plataformas P-51 e P-53, do FPSO Cidade de Niterói e do início da produção dos campos de Camarupim, no Espírito Santo, e de Lagosta, na Bacia de Santos. Contribuíram também para esse crescimento a ampliação da oferta de gás do campo de Manati, na Bahia, e a entrada em operação do gasoduto Coari-Manaus, em novembro de 2009, que tornou possível a oferta comercial de gás proveniente da província de Urucu, no Amazonas. A baixa demanda de gás durante o ano, porém, manteve praticamente inalterado o volume entregue ao mercado, apesar da ampliação da oferta. A produção de gás natural em 2009 totalizou 50,3 milhões de m³/dia e manteve-se praticamente no mesmo nível de 2008, principalmente em função da redução da demanda, que provocou o fechamento de alguns campos de gás não associado. Em continuidade à implantação dos projetos previstos no Plano de Antecipação da Produção de Gás (Plangás), a Petrobras colocará em produção os campos de Mexilhão, Uruguá e Tambaú, na Bacia de Santos, o que contribuirá para atender à demanda com a recuperação do mercado de gás, prevista para 2010. Pré-Sal As principais descobertas na camada Pré-Sal localizam-se nas áreas de Tupi, Guará e Iara (Bacia de Santos) e no Parque das Baleias (Bacia de Campos). As reservas provadas do País poderão ser duplicadas caso se confirmem os volumes recuperáveis nessas áreas, estimados entre 10,6 e 16 bilhões de boe, sendo a parcela da Petrobras entre 7,2 e 10,7 bilhões de boe. Em 2009 a Petrobras perfurou cinco novos poços na Bacia de Santos, sendo quatro exploratórios e um de desenvolvimento de produção. Além disso, os resultados de quatro testes de formação comprovaram o alto potencial e o baixo risco da área. No dia 1º de maio foi iniciado o Teste de Longa Duração (TLD) de Tupi, no poço 1-RJS-646, localizado em lâmina d’água de 2.140 m e interligado ao FPSO BW Cidade de São Vicente. O TLD marcou o começo da produção na camada Pré-Sal da Bacia de Santos, atingindo a média de 20 mil bpd de óleo. As informações obtidas serão decisivas para definir o modelo de desenvolvimento de Tupi e das outras acumulações do Pré-Sal, subsidiando a tomada de decisão para os futuros projetos de desenvolvimento da produção na área. Em função desses resultados, a Petrobras está revisando o Plansal (Plano Diretor de Desenvolvimento Integrado do Polo Pré-Sal da Bacia de Santos), para incorporar as informações obtidas ao longo de 2009. A companhia estima alcançar, em 2017, uma produção diária superior a 1 milhão de barris de óleo nas áreas do Pré-Sal em que é operadora. Reservas provadas As reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras no Brasil atingiram 14,169 bilhões de boe em 2009 pelo critério ANP/SPE, volume que corresponde a um aumento de 0,5% em relação ao ano anterior. Foram apropriados 861 milhões de boe em reservas e produzidos 785 milhões de boe, adicionando às reservas provadas da companhia 76 milhões de boe. Com essa incorporação, o Índice de Reposição de Reservas (IRR) se manteve em 110%. Isso significa que para cada barril de óleo equivalente produzido no ano foi acrescentado 1,1 barril às reservas. O indicador Reserva/Produção (R/P) caiu de 18,9 para 18 anos.

Em 2009, as apropriações em campos existentes por meio de projetos de aumento de recuperação foram, em parte, responsáveis pelo aumento das reservas provadas. Também contribuíram para esse resultado as descobertas em blocos exploratórios e novas acumulações. O Pré-Sal do Espírito Santo acrescentou 182 milhões de boe às reservas.


Projetos

Em 2010, diversos sistemas entrarão em produção, com destaque para: • TLD de Tiro e Sidon – As informações obtidas nos testes de longa duração subsidiarão a

implantação dos projetos de desenvolvimento definitivo de produção dos campos de Tiro e Sidon na área ao sul da Bacia de Santos. A plataforma SS-11, onde serão iniciados os testes, tem capacidade para produzir 20 mil bpd de óleo e escoará sua produção para o FSO Avaré.

• Campos de Uruguá e Tambaú – O desenvolvimento integrado desses campos na Bacia de Santos será feito a partir da instalação do FPSO Cidade de Santos, em lâmina d’água de aproximadamente 1.300 m. Terá capacidade para produzir 10 milhões m³/dia de gás e 35 mil bpd de óleo. Será também lançado um gasoduto com 174 km de extensão até a plataforma de Mexilhão (PMXL-1).

• Campos de Cachalote e Baleia Franca – O desenvolvimento integrado desses campos, na Bacia de Campos, ocorrerá com a instalação do FPSO Capixaba, em lâmina d’água de aproximadamente 1.480 m, com capacidade de processamento de 100 mil bpd de óleo e 3,2 milhões de m³/dia de gás. A essa plataforma serão interligados ainda dois poços do Pré-Sal, do campo de Baleia Franca.

• Unidade de Tratamento de Gás (UTG) Sul Capixaba – Será tratado nessa unidade o gás produzido pelos campos no sul do estado do Espírito Santo (Cachalote, Baleia Franca e Parque das Conchas). A capacidade total de processamento será de 2,5 milhões de m³/dia. Será lançado também um gasoduto com 83 km de extensão e capacidade de escoamento de 4,5 milhões de m³/dia.

• Campo de Mexilhão – Localizado na Bacia de Santos, o campo será desenvolvido com a instalação de uma plataforma fixa, em lâmina d’água de aproximadamente 170 m, com capacidade para 15 milhões de m³/dia de gás. Será também lançado um gasoduto com 120 km de extensão até o litoral de Caraguatatuba.

• Unidade de Tratamento de Gás (UTG) de Caraguatatuba – Essa unidade, localizada no litoral do estado de São Paulo, entrará em operação para proceder à especificação do gás proveniente dos campos de Uruguá, Tambaú, Mexilhão e da área de Tupi. Sua capacidade de processamento será de 18 milhões de m³/dia de gás natural e de 42 mil bpd de óleo.

Merecem também destaque os seguintes projetos, com início de produção em 2010, na Bacia de Santos, na área do Pré-Sal: • TLD de Guará (BM-S-09) – O objetivo do TLD é obter informações que subsidiem a implantação

dos projetos de desenvolvimento definitivo de produção da área. Os testes serão iniciados com a instalação do FPSO Dynamic Producer, em lâmina d’água de aproximadamente 2.150 m, com capacidade de processamento de 30 mil bpd de óleo. O projeto será executado por um consórcio formado pelas empresas Petrobras (operadora, com 45%), BG (30%) e Repsol (25%).

• TLD de Tupi Nordeste (BM-S-11) – O teste de produção terá início com a instalação do FPSO BW São Vicente, em lâmina d’água de aproximadamente 2.200 m. A capacidade de processamento será de 30 mil bpd de óleo. Compõem o consórcio as empresas Petrobras (operadora, com 65%), BG (25%) e Petrogal (10%).

• Piloto de Tupi (BM-S-11) – O desenvolvimento da área começará com a instalação do FPSO Cidade de Angra dos Reis, em lâmina d’água de aproximadamente 2.150 m. A capacidade de processamento será de 100 mil bpd de óleo e 5 milhões de m³/dia de gás. Será também lançado um gasoduto com 250 km de extensão até a plataforma de Mexilhão (PMXL-1).

Ainda em 2010, prosseguirão as obras de construção e montagem das seguintes plataformas: • FPSO Piloto de Guará – área de Guará (BM-S-09), Pré-Sal da Bacia de Santos. • SS P-55 – módulo 3 do campo de Roncador, Bacia de Campos. • SS P-56 – módulo 3 do campo de Marlim Sul, Bacia de Campos. • FPSO P-57 – fase 2 do campo de Jubarte, Bacia de Campos. Espera-se também, para 2010, a assinatura dos contratos e/ou o início de construção das plataformas: • FPSO P-58 – Parque das Baleias, Bacia de Campos. • TLWP P-61 e FPSO P-63 – módulos 1 e 2 do campo de Papa-Terra, Bacia de Campos. • P-62 – módulo 4 do campo de Roncador, Bacia de Campos. • Construção de 8 FPSOs padronizados para o desenvolvimento do cluster do Pré-Sal da Bacia de

Santos.


Construção de 9 sondas de perfuração próprias – sondas específicas para operação em lâmina d’água ultraprofunda, de até 3.000 m. c) Refino e comercialização: Refino Em 2009, as 11 refinarias da Petrobras instaladas no País processaram 1.791 mil bpd de carga fresca e produziram 1.823 mil bpd de derivados, com utilização média de 92% da capacidade de refino. Os campos brasileiros foram responsáveis por 79% do volume total do petróleo processado. O programa de otimização das condições operacionais das refinarias para aumentar a produção de diesel contribuiu para uma redução na importação de 5,9 milhões de barris desse derivado.

Devido à crescente produção nacional de óleo pesado, a companhia vem investindo em novas unidades de refino e em melhorias tecnológicas para converter esse tipo de óleo em derivados de maior valor. Nesse sentido, em 2009 entrou em produção, na Refinaria Duque de Caxias, uma unidade de hidrotratamento da nafta proveniente da unidade de coqueamento retardado. A qualidade dos combustíveis também foi objeto de expressivos investimentos em 2009. Para a gasolina, há melhorias sendo implementadas nas seguintes refinarias: Presidente Bernardes (RPBC), Duque de Caxias (Reduc), Gabriel Passos (Regap), Landulpho Alves (RLAM), Presidente Getúlio Vargas (Repar), Henrique Lage (Revap), Capuava (Recap) e Paulínia (Replan). Para a redução do teor de enxofre do diesel, vêm sendo realizados investimentos nas refinarias Revap, Repar, Recap e RLAM. Dessa forma, com esses investimentos, a cesta de derivados estará mais adequada à demanda e à qualidade requeridas. As refinarias Regap, Repar, Replan, RPBC e Revap estão aptas a processar a tecnologia H-BIO, que possibilita a inclusão de óleo vegetal na corrente do diesel, resultando em um produto de alta pureza. A capacidade de produção de propeno (produto de alto valor agregado) cresceu com a entrada em operação de novas unidades nas refinarias Repar e Replan. Incluindo a Reduc, a Revap e a Refap – que já operavam –, a capacidade total passou para 1.068.000 t/ano. Novos empreendimentos Refinaria Abreu e Lima A Refinaria Abreu e Lima terá capacidade para processar 230 mil bpd de petróleo pesado e poderá produzir até 162 mil bpd de diesel com baixíssimo teor de enxofre, em conformidade com as especificações internacionais para esse combustível. Produzirá também GLP, nafta petroquímica, óleo combustível para navios e coque de petróleo. As obras de terraplenagem estão em fase final. Foram iniciadas a construção e a montagem da casa de força, da estação de tratamento de água, da estação de tratamento de efluentes e dos tanques de água bruta, de óleo cru e de derivados, além dos prédios administrativos. Foram assinados os contratos para construção e montagem das principais unidades de processamento (hidrotratamento, destilação e coqueamento), das unidades de apoio à operação e do sistema de dutos de interligação da refinaria ao porto. O início de operação da refinaria está previsto para 2012. Refinarias premium A Petrobras construirá duas refinarias premium para produzir derivados de elevada qualidade e baixo teor de enxofre, a partir do processamento de petróleo nacional. O perfil de produção dessas refinarias será voltado basicamente para a produção de destilados médios: diesel e QAV. Parte do coque produzido será consumido nas próprias unidades, para geração de vapor e energia. A Refinaria Premium I, a ser construída em Bacabeira, no Maranhão, está programada para operar a partir de 2013, com capacidade de processamento de 300 mil bpd de óleo. Na segunda fase, prevista para 2015, atingirá a capacidade total de 600 mil bpd de óleo. O empreendimento contará com um terminal portuário para receber, armazenar e expedir granéis líquidos e sólidos. A Premium II será construída em Caucaia, no Ceará, com capacidade para processar 300 mil bpd de óleo e início de operação previsto para 2013. A refinaria será interligada a um terminal portuário em Pecém por uma faixa de dutos de 11 km de extensão.


Refinaria Potiguar Clara Camarão Foram iniciadas em novembro as obras para a ampliação das instalações da Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC), em Guamaré, no Rio Grande do Norte. Com capacidade de processamento de 30 mil bpd, a unidade é integralmente abastecida com petróleo proveniente do Rio Grande do Norte e do Ceará. Atualmente produz 8,5 mil bpd de diesel e 1,5 mil bpd de QAV. Em 2010, a produção alcançará uma média diária de 10,1 mil barris de diesel e 1,7 mil barris de QAV. Em novembro, foram iniciadas as obras da unidade de gasolina, que terá capacidade para produzir, aproximadamente 4,5 mil bpd de gasolina e 1,9 mil bpd de nafta petroquímica. O início de suas operações está previsto para dezembro de 2010, quando a refinaria atingirá a capacidade de 33 mil bpd. Comercialização Mercado interno Os volumes comercializados pela Petrobras em 2009 foram impactados pela crise financeira internacional. A companhia comercializou no mercado interno 2.106 mil bpd, volume inferior em 1,9% ao de 2008. Os principais produtos em volume de vendas foram óleo diesel, gasolina, gás natural, GLP e nafta. Ainda assim, as vendas de nafta aumentaram 8,6% em 2009, e o crescimento só não foi maior por conta da redução da demanda em janeiro e fevereiro. Enquanto isso, as de QAV subiram 5,3%. Houve aumento de demanda em função da redução do preço internacional do produto, da entrada de novos players na aviação civil e das promoções oferecidas pelas companhias aéreas, fatores que contribuíram para superar os efeitos adversos da conjuntura econômica do primeiro semestre. A comercialização de GLP caiu 1,4%, essencialmente em função da queda da atividade industrial. As vendas de gasolina tiveram retração de 1,7%, devido a fatores como a diminuição da frota de veículos movidos exclusivamente a gasolina e o aumento da participação de outros players, com destaque para as gasolinas formuladas. Isso se refletiu na redução da participação de mercado da Petrobras. Com relação ao óleo diesel, a queda de 2,6% nas vendas está associada à redução da atividade industrial, às maiores entregas por terceiros (importações e Refinaria Ipiranga), ao aumento do percentual de biodiesel e ao não funcionamento das térmicas a diesel do Sistema Interligado Nacional em 2009. As vendas de óleo combustível (sem bunker) diminuíram 7,3%, principalmente devido ao menor consumo das indústrias e das termelétricas, em virtude das condições satisfatórias dos reservatórios das hidrelétricas.

Exportações x importações As exportações de petróleo em 2009 atingiram 478 mil bpd, superando em 8,8% as de 2008. Já as de derivados, que totalizaram 227 mil bpd, registraram queda de 2,9%, em comparação com o ano anterior. As importações de petróleo ficaram em 397 mil bpd, o que representou um acréscimo de 6,4%, enquanto as de derivados somaram 152 mil bpd, com redução de 22,8%. A importação de destilados médios, como diesel e QAV, caiu devido ao aumento da produção e dos investimentos contínuos na ampliação e na otimização do parque de refino. O volume de diesel importado ficou em 57 mil bpd, inferior em 42,5% ao de 2008, e o de QAV em 21 mil bpd, com redução de 22,2%. O óleo combustível liderou mais uma vez as exportações em 2009, apesar da queda de 1,2% em relação a 2008. O volume total exportado desse derivado ficou em 150 mil bpd. O saldo financeiro da Balança Comercial da companhia em 2009, calculado com base nas exportações e importações de petróleo e derivados, sem considerar gás natural, gás natural liquefeito (GNL) e nitrogenados, apresentou um superávit de US$ 2,9 bilhões.


d) Petroquímica: Fertilizantes Petroquímica A atuação da Petrobras na área de petroquímica é integrada aos demais negócios da companhia, de modo a diversificar o portfólio de produtos e valorizar o petróleo e o gás natural. O processo de consolidação da Quattor Participações – constituída por ativos petroquímicos da Petrobras, da Petroquisa e da Unipar – teve mais uma etapa concluída em 2009, com o fechamento do capital da Petroquímica União (PQU) e sua incorporação pela Polietilenos União. A empresa resultante dessa incorporação teve sua razão social alterada para Quattor Química S.A. Após esse movimento, a Quattor Participações passou a deter 100% do capital total da Quattor Química, 99,4% da Quattor Petroquímica e 75% da Rio Polímeros. A Quattor Participações é controlada pela Unipar, que detém 60% do capital total. O restante ficou distribuído entre a Petrobras, que participa com 31,9%, e a Petroquisa, com 8,1%. Em 2009, a Quattor concluiu as obras de ampliação de suas unidades de polipropileno (PP) e cumeno. Com o investimento, a capacidade de produção de PP aumentou em 190 mil t/ano, enquanto a de cumeno cresceu 100 mil t/ano. Foram também concluídas a construção da nova unidade de polietilenos, com capacidade de produção de 230 mil t/ano de PEAD (Polietileno de Alta Densidade) e de PELBD (Polietileno de Baixa Densidade Linear), e a ampliação da unidade de químicos básicos, que elevará a produção em aproximadamente 420 mil t/ano. O montante desses investimentos, que fazem parte do plano de expansão da companhia, é de R$ 2,4 bilhões. A incorporação da Petroquímica Triunfo S.A. pela Braskem, nos termos do Protocolo e Justificação de Incorporação de 7 de abril de 2009, foi aprovada na Assembleia Geral Extraordinária da Braskem, em 30 de abril, e na da Triunfo, em 5 de maio. Essa operação concluiu a integração de ativos prevista no Acordo de Investimentos entre Braskem, Odebrecht, Petrobras, Petroquisa e Norquisa, celebrado em novembro de 2007 e aprovado pelo Cade em julho de 2008. Com a incorporação, a Petroquisa passou a deter 31% do capital votante e 25,3% do capital social total da Braskem. Maior participação no setor petroquímico A Petrobras consolidou sua atuação no setor petroquímico, com aumento de sua participação na Braskem, empresa que se tornará a maior produtora de resinas termoplásticas das Américas e terá mais vantagens competitivas para atuar em escala mundial. Para essa operação, foram firmados, em janeiro de 2010, três acordos – de Investimento, de Acionistas e de Associação – entre a Petrobras, sua subsidiária Petrobras Química S.A. (Petroquisa), Braskem S.A., Odebrecht S.A. e Odebrecht Serviços e Participações S.A. Por esses acordos, a Petrobras amplia a sua participação societária na Braskem, com um aporte de R$ 2,5 bilhões (destinados a aumentar o capital desta última) e a incorporação de suas participações direta e indireta na Quattor Participações, ampliando também os seus direitos políticos na Braskem. Nos termos do Acordo de Acionistas, Odebrecht e Petrobras compartilharão as decisões da Braskem. A Odebrecht deterá 50,1% do capital votante da Braskem. A diferença entre as participações direta e indireta da Odebrecht e da Petrobras no capital total será de 2,33%.

Os acordos estipulam também que a Braskem assumirá, sob determinadas condições, as empresas que desenvolvem a primeira e a segunda gerações petroquímicas do Comperj e adquirirá, gradualmente, participação nas sociedades que desenvolvem os negócios do Complexo Petroquímico de Suape. Projetos Os investimentos no setor petroquímico previstos no Plano de Negócio 2009-2013 somam US$ 5,6 bilhões e representam aproximadamente 3% do total. Em 2009, destacaram-se: Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) – Será composto por um sistema de unidades de primeira geração e refino que fornecerão petroquímicos básicos (eteno, polietileno e butadieno, entre outros) para as unidades de segunda geração, que os transformarão em petroquímicos finais. Esses compostos – como polietileno (PE), polipropileno (PP), estireno e etilenoglicol – são a matéria-prima da indústria de transformação (terceira geração) para a fabricação de produtos finais de consumo.


Como preparação para a entrada de potenciais sócios, foram constituídas as seis empresas do Comperj, criadas inicialmente como subsidiárias integrais da Petrobras: Comperj Estirênicos S.A., Comperj MEG S.A., Comperj PET S.A., Comperj Petroquímicos Básicos S.A., Comperj Poliolefinas S.A. e Comperj Participações S.A. Nas obras do Comperj estão em andamento os serviços de terraplenagem, montagem da subestação de energia para a obra e elaboração do projeto executivo para construção do prédio de fiscalização. Companhia Petroquímica de Pernambuco (PetroquímicaSuape ) – A etapa de terraplenagem foi concluída e houve avanços significativos nas fases de construção e montagem. Continuam em andamento o estaqueamento e as fundações do terreno destinado à unidade de PTA (ácido teraftálico purificado). Os principais equipamentos importados estão armazenados. Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe) – Foram concedidas as licenças de construção e instalação das unidades de POY (filamentos de poliéster) e PET (polietileno tereftalato). Além disso, foram concluídas as negociações para o fornecimento de tecnologia e equipamentos para a unidade PET. Foi firmado também o contrato para a etapa de construção e montagem, enquanto a terraplenagem está sendo terminada. Encontra-se em fase final a captação de financiamento para a PetroquímicaSuape e para a Citepe com instituições financeiras nacionais e estrangeiras. As negociações para o ingresso de outros parceiros continuam em andamento. Coquepar – Em parceria com a Energy Investments e a Unimetal, a Petrobras construirá duas unidades de calcinação de coque de petróleo – no Rio de Janeiro e no Paraná –, voltadas principalmente para a produção de coque verde. A capacidade total de produção será de 700 mil t/ano. Fertilizantes Em 2009, a crise financeira internacional provocou retração na demanda e queda de preços de vários produtos. A Petrobras vendeu 707 mil t de ureia e 207 mil t de amônia, produzidas em duas fábricas. A comercialização desses produtos gerou receita líquida de R$ 582 milhões, valor inferior aos R$ 925 milhões contabilizados em 2008. A Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados da Bahia (Fafen-BA) produziu, no ano, 218 mil t de ureia, volume menor que o do ano anterior, devido, entre outros fatores, à parada programada de manutenção, realizada em agosto e setembro. Já a produção da Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados de Sergipe (Fafen-SE) foi de 407 mil t de ureia, também menor que a de 2008. Com relação aos novos projetos, estão sendo desenvolvidos estudos de viabilidade para a instalação de duas novas unidades de produção de fertilizantes nitrogenados no país. A Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III – UFN III terá uma produção anual de 1,1 milhão de t de ureia e 796 mil t de amônia, com um consumo de 2,2 milhões de m3/dia de gás natural. Já a Unidade de Fertilizantes Nitrogenados IV – UFN IV produzirá 763 mil t de ureia e 1,1 milhão de t de metanol, entre outros produtos, e consumirá 4 milhões m3/dia de gás natural. Em setembro foi aprovada pelo Conselho de Administração a transferência dos negócios de Fertilizantes da diretoria de Abastecimento para a de Gás e Energia, o que se efetivará a partir de 2010, com o objetivo de otimizar os resultados da cadeia do gás natural. Dessa forma, os resultados obtidos no segmento de Fertilizantes em 2009 foram mantidos na área de negócio do Abastecimento. e) Transporte: Frota, Terminais e oleodutos e Gás natu ral Transporte

Transporte e armazenamento

A Petrobras Transporte S.A. (Transpetro), subsidiária da Petrobras para o segmento de transporte e armazenamento de petróleo, derivados, etanol e gás natural, opera 7.453 km de oleodutos, 5.416 km de gasodutos e 47 terminais – 20 terrestres e 27 aquaviários –, além de 52 navios.

Em 2009, 57,1 milhões de t de petróleo e derivados foram transportadas por navio, volume inferior em 3,7% ao de 2008. A Transpetro movimentou, por seus dutos, 676 milhões de m³ de líquidos, volume


semelhante ao de 2008, além de uma média de 35 milhões de m³/dia de gás natural, 24% abaixo da registrada no ano anterior, devido à queda na demanda industrial e à menor geração termelétrica.

Novos navios

O Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef), da Transpetro, compreende a construção de 49 navios, que acrescentarão 4 milhões de toneladas de porte bruto (tpb) à tonelagem da frota atual e demandarão 680 mil t de chapas de aço em sua construção. O Promef permitirá a incorporação de novas tecnologias às embarcações. Dividido em duas fases, foi desenvolvido com base em três premissas: construir os navios no Brasil, alcançar o nível mínimo de nacionalização de 65% na primeira fase e de 70% na segunda fase.

Em setembro de 2009 ocorreram os dois primeiros batimentos de quilha (momento em que o primeiro bloco é instalado, em posição definitiva, no dique de construção do navio). O primeiro foi de um navio do tipo Suezmax (para transporte de óleo cru), enquanto o segundo contemplou um navio do tipo Produtos (para transporte de petróleo e etanol, com capacidade de 48 mil tpb). A previsão é que essas embarcações sejam lançadas ao mar em 2010.

A segunda fase do Promef, já iniciada, prevê a construção de 23 navios, dos quais dez foram contratados. Sete deles, construídos pela primeira vez no Brasil, são aliviadores de última geração, com posicionamento dinâmico e sistema de carregamento na proa. Os outros três são para transporte de bunker (óleo combustível de navio).

Para atender à demanda de transporte de biocombustíveis (sobretudo etanol) na hidrovia Tietê-Paraná, a Transpetro pretende construir 20 comboios, cada um composto por um empurrador e quatro barcaças. A capacidade individual do comboio está em torno de 7.200 m3.

Terminais e dutos No Terminal de Guamaré/RN, a infraestrutura marítima e terrestre será ampliada para permitir a movimentação de derivados da Refinaria Potiguar. O terminal receberá investimentos de R$ 419 milhões e sua entrada em operação está prevista para o segundo semestre de 2010. Em 2009, a malha de gasodutos operada pela Transpetro aumentou em aproximadamente 900 km, sendo 802 km no Norte, com a partida do gasoduto Urucu-Coari-Manaus e seus ramais, e o restante no Sudeste (16 km antecipados do Gasduc III, 45 km do Japeri-Reduc e 15 km do ramal de GNL na Baía de Guanabara). Entrou em operação também a nova estação de bombeamento intermediária do oleoduto Osório-Canoas, no Rio Grande do Sul, que aumentou a capacidade de suprimento da Refinaria Alberto Pasqualini (Refap). Ao todo, foram investidos R$ 250 milhões no oleoduto. Plangás Como parte das iniciativas do Plano de Antecipação da Produção de Gás (Plangás), o Terminal de Cabiúnas (Tecab), em Macaé, no Rio de Janeiro, recebeu novas instalações para ampliar sua capacidade de processamento de gás natural em 50%, atingindo 21 milhões de m³/dia. Para garantir o escoamento da produção de GLP, na Baía de Guanabara, a Petrobras está ampliando as instalações do Terminal de Ilha Redonda e construindo um novo terminal na Ilha Comprida. Em Barra do Riacho, no Espírito Santo, também está sendo construído um novo terminal.

Programa de escoamento de etanol

O Corredor de Escoamento de Etanol é um sistema de transporte dutoviário que contribuirá para que o País cumpra as metas de exportação de biocombustíveis e de redução das emissões de CO2 na atmosfera, além de tornar mais seguro e eficiente o atendimento ao crescente mercado nacional. Seu escopo contempla adaptações e melhorias em instalações nas regiões Centro-Oeste e Sudeste; construção de novos dutos, terminais, centros coletores e estações intermediárias de bombeamento; e integração com outros modais.

Um exemplo são as obras de melhoria das instalações da Ilha d’Água, no Rio de Janeiro, iniciadas em 2009, que permitirão à Petrobras dobrar sua capacidade de exportação por esse terminal em 2010.

No projeto dutoviário, o traçado aproveita uma faixa de dutos, terminais e píeres existentes, passando por regiões onde há concentração de usinas produtoras de etanol. No trecho entre Senador Canedo e Paulínia, em São Paulo, a execução ficará a cargo da PMCC, empresa formada por Petrobras, Mitsui e Camargo Corrêa. Já no trecho entre Paulínia e São Paulo, o investimento será realizado integralmente pela Petrobras.


A Hidrovia Tietê interligará as áreas produtoras de São Paulo, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais e Goiás aos mercados de destino. Esse projeto envolve a integração entre transporte rodoviário, centros coletores, terminais aquaviários, transporte fluvial e dutoviário. Representa uma alternativa mais segura e eficiente, em grande escala, para o transporte do etanol, hoje realizado quase exclusivamente por caminhões-tanque. f) Distribuição Distribuição A Petrobras Distribuidora registrou em 2009 um novo recorde de vendas: 41.841,8 mil m3. Esse volume é 10,7% maior que o de 2008 e superou o crescimento do próprio mercado, de 2%. Dessa forma, a Petrobras Distribuidora manteve a liderança no setor e ampliou seu market share. Contribuiu para esse desempenho a incorporação do negócio de distribuição de combustíveis da Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste. O volume de vendas foi o principal responsável pelo lucro líquido da Petrobras Distribuidora, de R$ 1,5 bilhão, que superou em 11% o resultado de 2008. A subsidiária manteve sua liderança também no mercado global de combustíveis, com participação de 38% em 2009, o que representa um crescimento de 3,1 p.p. No mercado de GLP, a Liquigás Distribuidora conquistou pela primeira vez o segundo lugar na distribuição nacional, ao atingir 22,4% de market share no ano. No total, foram investidos R$ 0,6 bilhão no segmento de Distribuição, com ênfase no desenvolvimento e na modernização da rede de postos de serviço; na melhoria da infraestrutura de operações e logística; no suporte aos clientes comerciais e industriais; na manutenção da infraestrutura de distribuição de GLP; na implantação do Centro Operativo de Distribuição de GLP em Duque de Caxias/RJ; e nos programas de Segurança, Meio Ambiente e Saúde. Destacam-se também o início da comercialização do S-50, um diesel menos poluente, produzido com menor teor de enxofre, e a inauguração de duas estações de abastecimento pioneiras no País: o eletroposto, no Rio de Janeiro, e a unidade para veículos a hidrogênio, em São Paulo. Além disso, a Petrobras Distribuidora promoveu uma mudança na marca do Programa De Olho no Combustível. O objetivo foi retratar melhor a busca contínua pela qualidade dos combustíveis e valorizar a marca Petrobras e sua posição de liderança no mercado consumidor. Ao final de 2009, 6.467 postos estavam certificados. g) Gás natural: Suprimento e Transporte Gás Natural A expansão da oferta de gás natural continuou em 2009, com a conclusão de importantes projetos voltados para a infraestrutura de produção e escoamento. A produção média, incluindo a de parceiros, atingiu 57,6 milhões de m3/dia, superando em 13% a de 2008. A oferta doméstica foi de 23 milhões de m3/dia, descontados o gás liquefeito e o utilizado no processo produtivo, a injeção e as perdas. Pelo gasoduto Bolívia-Brasil foi ofertada ao mercado brasileiro uma média de 21,6 milhões de m3/dia, descontado o gás de uso no sistema. O volume total importado de GNL regaseificado foi de 0,67 milhão de m3/dia. A oferta total ao mercado brasileiro foi de 45,3 milhões de m3/dia. Os investimentos foram expressivos em 2009: a infraestrutura de transporte recebeu R$ 9,6 bilhões, 60% a mais que em 2008. Foram destaques a conclusão dos terminais de importação de GNL e a expansão da capacidade da malha de gasodutos no País. Transporte de Gás Natural A malha nacional de gasodutos de transporte da companhia teve incremento de 729 km em 2009 e atingiu 7.659 km, com a entrada em operação dos seguintes dutos: • Japeri-Reduc – Com 45 km de extensão, interliga o eixo Rio-São Paulo (Gascar, em Japeri) ao

sistema Tecab-Reduc (Gasduc III, na Reduc). Essa conexão permite o aproveitamento pleno da oferta de GNL do Terminal da Baía de Guanabara e do sistema Tecab-Reduc, para atendimento aos mercados do Rio de Janeiro e de São Paulo. A capacidade do Japeri-Reduc é de 25 milhões m³/dia.

• Urucu-Coari-Manaus – Esse empreendimento possibilitará o envio do gás de Urucu para consumo

em Manaus e também em localidades entre Coari e Manaus, bem como a substituição do óleo


combustível e do diesel utilizados nas usinas termelétricas por gás natural. Sua extensão total é de 661 km, tendo sido concluídos 383 km em 2009. A capacidade de escoamento é de 4,1 milhões de m³/dia e pode atingir 5,5 milhões de m³/dia com a instalação de estações de compressão.

• Paulínia-Jacutinga – O duto tem 93 km de extensão e capacidade de escoamento de 5 milhões de

m³/dia. Esse ramal do gasoduto Bolívia-Brasil parte de Paulínia, em São Paulo, e segue até Jacutinga, no sul de Minas Gerais.

• Ramal Gascav-UTG Sul Capixaba – Esse ramal, com extensão de 10 km, parte da UTG Sul

Capixaba, em Anchieta/ES, e possui duas pontas, uma interligada ao Gasoduto Cabiúnas-Vitória (Gascav) e outra à distribuidora BR-ES.

• Ramal de gasoduto do terminal de GNL Baía de Guanab ara – Com 15 km de extensão, interliga o

Terminal de GNL à Estação de Campos Elíseos, em Duque de Caxias/RJ. • Gasduc III – Em dezembro de 2009, foram concluídas as obras de construção e montagem do

gasoduto Gasduc III, com 183 km de extensão e capacidade para transportar 40 milhões de m³/dia. O empreendimento interliga-se ao gasoduto Cabiúnas-Vitória, primeiro trecho do Gasene (Gasoduto Sudeste-Nordeste), transportando o gás natural das bacias de Campos e Espírito Santo para atender à região Sudeste. A inauguração desse gasoduto está prevista para o início de 2010.

• Gasene – As obras desse gasoduto, que interliga as malhas Sudeste e Nordeste, estão dentro do

cronograma. O trecho Cacimbas-Catu, com 949 km de extensão e capacidade de escoamento de 20 milhões de m3/dia, começará a operar em 2010.

Gás Natural Liquefeito Foi inaugurado em 2009, na Baía de Guanabara, o segundo terminal de regaseificação de Gás Natural Liquefeito (GNL) do País, com capacidade de produção de 20 milhões de m3/dia. O terminal dá continuidade ao Projeto GNL Petrobras, concebido para dar maior flexibilidade e segurança à oferta de gás natural ao mercado brasileiro. O terminal de Pecém regaseificou 0,54 milhão de m3/dia em 2009. O gás processado destinou-se ao mercado não térmico e à geração de energia elétrica nas usinas Termoceará, Termofortaleza, Jesus Soares Pereira (Rio Grande do Norte) e Termopernambuco. A Petrobras afretou mais uma embarcação, o Golar Winter, com capacidade de regaseificação de 14 milhões de m³/dia. O navio pode armazenar até 138 mil m³ de GNL, o equivalente a 86 milhões de m³ de gás natural.

Em 2009, a Petrobras e as empresas BG Group, Repsol e Petrogal formalizaram a criação de uma joint venture para desenvolver o FEED (Front End Engineering and Design), com o objetivo de construir uma unidade de liquefação de gás natural embarcada (GNLE), projeto inédito no mundo. Uma das soluções tecnológicas de transporte para escoar o gás natural produzido nas camadas de Pré-Sal, essa unidade vai operar na Bacia de Santos, a 300 km da costa. A capacidade de processamento será de aproximadamente 14 milhões m³/dia de gás associado. Na unidade de GNLE os produtos processados serão armazenados e transferidos para navios metaneiros, que farão o transporte até o mercado consumidor.

Comercialização de Gás Natural

Em 2009, a Petrobras adotou uma nova modalidade de contratos de curto prazo para a venda de gás natural e realizou nove leilões eletrônicos para a comercialização do produto no novo sistema.

Nos oito primeiros leilões, foram oferecidos ao mercado volumes de gás natural previstos nos contratos com as distribuidoras estaduais, mas não utilizados, com descontos médios de 36% em relação aos preços contratuais.

O nono leilão marcou o início do desenvolvimento do mercado secundário de gás natural no País. Além do prazo de fornecimento de seis meses, novas regras incentivam a redução progressiva do preço com o aumento do consumo.


Distribuição de Gás Natural O volume médio de gás natural comercializado pelas distribuidoras ficou em 37 milhões de m3/dia. A participação da Petrobras em 20 das 27 distribuidoras estaduais em todo o Brasil, com percentuais que variam de 24% a 100%, manteve o mesmo perfil em 2009. No que se refere aos segmentos não termelétricos, o consumo em cogeração foi 8% maior que o de 2008. O consumo residencial cresceu 2%, enquanto o comercial, o industrial e o automotivo registraram queda de 3%, 15% e 13%, respectivamente. h) Energia elétrica Energia Elétrica No ano de 2009, a Petrobras gerou 525 MW médios para o Sistema Interligado Nacional (SIN), por meio das 17 usinas termelétricas (UTEs) próprias ou alugadas que compõem o seu parque gerador termelétrico, com capacidade instalada de 5.476 MW. A menor geração em 2009, quando comparada com 2008, é resultado das condições hidrológicas favoráveis do País, que mantiveram elevados os níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas, dispensando na maior parte do ano o fornecimento das UTEs da Petrobras. Investimentos Os investimentos na área de energia elétrica atingiram R$ 1,4 bilhão, o dobro do ano anterior. Projetos concluídos em 2009: • UTE Euzébio Rocha – Localizada em Cubatão/SP, a termelétrica tem capacidade instalada de 208

MW e opera em sistema de cogeração, produzindo energia elétrica e vapor a partir do gás natural. Parte da energia elétrica gerada abastecerá o Sistema Interligado Nacional (SIN), pois a usina foi vencedora do Leilão A-5 para a comercialização de 141 MW a partir de 2010. A parte remanescente atenderá à Refinaria Presidente Bernardes (RPBC) com 48 MW de energia elétrica e 415 t/h de vapor.

• UTE Juiz de Fora (MG) – Foram concluídas as obras de conversão da usina para operar com dois

tipos de combustível: gás e etanol. Com a nova tecnologia, 42 MW de sua capacidade instalada serão movidos a etanol. Será a primeira termelétrica do mundo a utilizar esse combustível na produção de energia.

Projeto iniciado em 2009:

• Fechamento de Ciclo da UTE Luiz Carlos Prestes (Três Lagoas/MS) – O projeto tem como objetivo aumentar a capacidade instalada da UTE de 262 MW para 368 MW, por meio do fechamento de ciclo, com a instalação de quatro caldeiras recuperadoras e duas turbinas a vapor. A unidade ampliada entrará em operação comercial em 2011.

Participação da Petrobras em empreendimentos de geraç ão O portfólio do setor de Gás e Energia possui participações em 15 pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e oito termelétricas a óleo. Considerando os ativos em operação comercial e os que estão em fase de construção, esses empreendimentos totalizam uma capacidade instalada de 1.471 MW. Usinas concluídas em 2009:

• Termelétrica a óleo combustível Goiânia II (Brentec h) – Localizada em Goiás, a usina tem capacidade instalada de 140 MW e garantia física de 65 MW médios. O empreendimento é uma parceria da Petrobras (30%) com a GenRent do Brasil Ltda. (70%).

• Termelétrica a óleo diesel Potiguar III – Localizada no Rio Grande do Norte, tem capacidade instalada de 66 MW e garantia física de 29 MW médios. O empreendimento é uma parceria da Petrobras (20%) com a Global Energia Participações Ltda. (80%).

• Termelétrica a óleo diesel Potiguar – Localizada no Rio Grande do Norte, tem capacidade instalada de 53 MW e garantia física de 27 MW médios. O empreendimento é uma parceria da Petrobras (20%) com a Global Energia Participações Ltda. (80%).


• PCH Monte Serrat – Localizada no Rio de Janeiro, possui capacidade instalada de 25 MW e garantia física de 18,3 MW médios. O empreendimento é uma parceria da Petrobras (49%) com a Global Energia Participações Ltda. (51%).

• PCH São Simão – Localizada no Espírito Santo, possui capacidade instalada de 27 MW e garantia física de 15,2 MW médios. O empreendimento é uma parceria da Petrobras (49%) com a Global Energia Participações Ltda. (51%).

• PCH São Pedro – Localizada no Espírito Santo, possui 30 MW de capacidade instalada e garantia física de 18,4 MW médios. O empreendimento é uma parceria da Petrobras (49%) com a Global Energia Participações Ltda. (51%).

• PCH Retiro Velho – Localizada em Goiás, tem 18 MW de capacidade instalada e garantia física de 11,1 MW médios. O empreendimento é uma parceria da Petrobras (49%) com a Global Energia Participações Ltda. (51%).

Energia Eólica

A companhia desenvolveu projetos próprios em locais onde vem realizando a medição do potencial eólico há anos. A Usina Eólica Piloto de Macau, primeiro projeto de energia eólica da Petrobras, possui 1,8 MW instalados e completou seis anos de operação. Desde sua implantação, produziu 28.164 MWh e evitou a emissão de aproximadamente 1,2 mil t/ano de CO2 para a atmosfera. A Petrobras participou do primeiro leilão de energia de reserva exclusivo para geração eólica, no qual vendeu 49 MW médios, correspondentes a 104 MW de capacidade instalada. Os quatro empreendimentos vencedores – Mangue Seco 1, 2, 3 e 5, no Rio Grande do Norte – contam com 52 aerogeradores e participação da Petrobras de 49%, 51%, 49% e 49%, respectivamente. Leilões de Energia Elétrica – Nova Modalidade Contra tual Em 2009, houve dois leilões eletrônicos, nos quais foram comercializados contratos PPA (Power Purchase Agreements) com prazos de fornecimento de um a seis meses. No primeiro leilão, foram comercializados 63 MW médios para fornecimento nos submercados Norte, Nordeste e Sudeste/Centro-Oeste. Na segunda edição, o montante vendido foi de 84 MW médios. i) Recursos energéticos renováveis: Biodiesel e Etanol BIOCOMBUSTÍVEIS Biodiesel A Petrobras Biocombustível opera com três usinas que produzem biodiesel, localizadas nos municípios de Candeias (BA), Quixadá (CE) e Montes Claros (MG). Investimentos em melhorias operacionais, realizados em 2009, ampliaram a capacidade total de produção dessas plantas de 171 para 326 mil m3/ano. Encontra-se atualmente em andamento a obra de duplicação da seção de transesterificação

(processo de separação da glicerina do óleo vegetal) da usina de Candeias, que agregará mais 108 mil m3/ano à capacidade instalada. Em agosto de 2010, data prevista para a conclusão da duplicação, a capacidade total das três usinas passará a ser de 434 mil m3/ano. A Petrobras Biocombustível adquiriu recentemente da empresa BSBIOS participação acionária de 50% na usina de biodiesel de Marialva, no estado do Paraná. Sua entrada em produção está prevista para abril de 2010, com capacidade para produzir 120 mil m3/ano de diesel. Além desses empreendimentos, a Petrobras Biocombustível está adaptando uma planta experimental em Guamaré/RN para operação comercial. Essa unidade demonstrou e consolidou a tecnologia Petrobras de biodiesel, que permite processar uma gama muito variada de matérias-primas existentes no Brasil. A usina deverá operar comercialmente até o final do primeiro semestre de 2010 e terá capacidade de produção de 15 mil m3/ano. Uma segunda planta experimental, também em Guamaré, receberá em 2010 recursos para o desenvolvimento de tecnologia para a produção de biodiesel completamente renovável, substituindo o metanol pelo etanol no processo de produção. Encontra-se em fase de estudos e projeto, para a região Norte do País, uma nova usina de biodiesel que utilizará como matéria-prima o óleo de palma. Esse empreendimento, com entrada em operação prevista para 2012, acrescentará mais 120 mil m3/ano de capacidade ao portfólio da Petrobras Biocombustível.


Com todos esses empreendimentos, a capacidade total de produção da Petrobras Biocombustível atingirá 650 mil m3/ano de biodiesel em 2012. Suprimento agrícola A Petrobras Biocombustível segue as diretrizes do Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel (PNPB). Suas usinas possuem o Selo Combustível Social, criado pelo Ministério do Desenvolvimento Agrário. A companhia está firmando parcerias com entidades representativas de agricultores familiares para fornecimento de oleaginosas. A meta é trabalhar com 80 mil famílias nas regiões onde estão localizadas as usinas, com assinatura de contratos de longo prazo, garantia de preços justos, distribuição de sementes e prestação de assistência técnica, além de um programa inicial de correção de solo. Até o final de 2009, a Petrobras Biocombustível tinha contratado um total de 59.611 agricultores familiares, garantindo 174.319 ha de área plantada, dos quais 136.789 ha de mamona e 37.530 ha de girassol. A estratégia de suprimento agrícola da subsidiária tem como premissa garantir a estruturação da cadeia produtiva da agricultura familiar de forma sustentável, considerando os aspectos econômicos, sociais e ambientais. Para aumentar a produtividade de oleaginosas no semiárido e garantir a obtenção, a manutenção e o uso do Selo Combustível Social na safra 2008/2009, foram distribuídas 407 t de sementes, das quais 261 t de mamona e 145 t de girassol. Os custos com assistência técnica atingiram aproximadamente R$ 12 milhões. Na mesma safra, a Petrobras Biocombustível adquiriu da agricultura familiar 32,8 mil t de grãos, a um custo de aproximadamente R$ 34,7 milhões. Etanol Em dezembro, a Petrobras Biocombustível ingressou no capital social da Total Agroindústria Canavieira S.A., passando a deter 40,4% das ações da empresa. Essa parceria marca a entrada da empresa na produção de etanol. A Total possui uma usina de etanol no município de Bambuí/MG, com capacidade instalada de 100 milhões de litros/ano de etanol hidratado. A parceria viabilizará a ampliação da usina para uma capacidade total de 203 milhões de litros/ano, gerando um excedente de energia elétrica para comercialização de 38,5 MW, a partir do aproveitamento do bagaço de cana-de-açúcar. Em 2009, a Petrobras continuou investindo fortemente para ampliar a comercialização de etanol no mercado externo, com o objetivo de consolidar as relações de longo prazo com seus clientes e promover a abertura de novos mercados globais. O volume de etanol comercializado pela companhia foi de aproximadamente 330 mil m³, principalmente para Ásia e Estados Unidos, o que equivale a 11% do total exportado pelo País. As exportações de 2009 foram resultado, sobretudo, das operações de álcool industrial para a Ásia (Coreia e Japão) e das operações de etanol hidratado combustível realizadas via CBI (Caribbean Basin Initiative), mecanismo criado pelos Estados Unidos para impulsionar o desenvolvimento econômico dos países da América Central e do Caribe. Esse mecanismo isenta de tarifas de importação os produtos industrializados naqueles países, entre os quais o etanol. Esse incentivo favoreceu a manutenção da rentabilidade nas operações de exportação para os Estados Unidos e abriu novas oportunidades de negócios para o mercado europeu. Como parte da estratégia de comercialização do etanol, destaca-se a atuação da Petrobras International Financial Company (PifCo), responsável pelas operações offshore da companhia; da Petrobras Singapore Private Ltd. (PSPL), responsável pelas operações de álcool industrial na Ásia; e da Brazil Japan Ethanol (BJE), joint venture entre a Petrobras e a Nippon Alcohol Hanbai KK, criada especificamente para desenvolver o mercado japonês. Com o objetivo de intensificar suas operações no mercado internacional, a Petrobras alocou traders dedicados ao etanol em seus escritórios de Londres e Cingapura, pontos que concentram as operações de trading da companhia para os mercados europeu e asiático.


2.4 Da atuação Internacional (RA) INTERNACIONAL Atuação internacional As descobertas na camada Pré-Sal levaram a um realinhamento da estratégia de atuação internacional da Petrobras, que passou a adotar as seguintes orientações, complementares ao portfólio nacional:

• Conquista de mercados, crescimento em downstream e alinhamento do portfólio aos segmentos nacionais, de modo a valorizar os negócios da companhia, integrar a cadeia de produtos e torná-los mais rentáveis.

• Ampliação dos negócios de gás natural para complementar o mercado brasileiro, cumprindo o

compromisso de responsabilidade com a segurança energética do País.

• Gestão integrada dos recursos críticos em upstream, para otimizar a alocação dos recursos da companhia, a fim de permitir o desenvolvimento dos projetos nacionais e internacionais.

Para viabilizar a execução das estratégias internacionais, a companhia atua em 24 países e em todos os segmentos da indústria petrolífera:

• Exploração e Produção – Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, Estados Unidos, Índia, Irã, Líbia, México, Moçambique, Namíbia, Nigéria, Paquistão, Peru, Portugal, Senegal, Tanzânia, Turquia, Uruguai e Venezuela.

• Refino – Argentina, Estados Unidos e Japão.

• Distribuição – Argentina, Chile, Colômbia, Paraguai e Uruguai.

• Petroquímica e Energia Elétrica – Argentina.

A Petrobras possui escritórios de representação em Nova York, Londres, Tóquio, Pequim, Cingapura e Lisboa e mantém acordos de cooperação com diversos países, voltados para o desenvolvimento recíproco da cadeia produtiva de petróleo. A produção internacional, em 2009, foi de 140,7 mil bpd de óleo e 16,5 milhões de m³/dia de gás natural, volumes que representam, respectivamente, 6,7% e 24,7% do total produzido pela companhia. Foram também processados 196,6 mil bpd de óleo nas quatro refinarias da Petrobras no exterior (duas na Argentina, uma no Japão e uma nos Estados Unidos), cujas capacidades somam 280,8 mil bpd de óleo. As reservas provadas internacionais ficaram em 0,69 bilhão de boe, volume 30% inferior ao de 2008 e que corresponde a 5% das reservas totais da companhia, segundo o critério ANP/SPE. A redução se deve ao volume produzido no ano (87 milhões de boe) e à não divulgação de reservas provadas na Bolívia para atender à Nova Constituição Política do Estado, que proíbe a anotação e o registro da propriedade de reservas de óleo e gás por empresas privadas no país. Essa redução foi parcialmente compensada pela incorporação de reservas provadas na Nigéria. No ano, os investimentos internacionais somaram R$ 6,8 bilhões, dos quais 61% foram destinados ao segmento de E&P, sendo 16% à exploração e 45% à produção de óleo e gás. Os segmentos de Refino e Petroquímica receberam 18% dos recursos e os setores de Distribuição, de Gás e Energia e Corporativo receberam 17%, 3% e 1%, respectivamente. A companhia direcionou investimentos também para a gestão, dando continuidade ao Programa de Processos de Integração Internacional (Proani). Esse programa destina-se a implementar um modelo único de gestão, para facilitar a identificação de novas oportunidades de negócios, a troca de informações e o desenvolvimento profissional de funcionários no exterior. Os Estados Unidos estão sendo integrados ao programa, adotado com sucesso na Argentina, em Angola e no Chile. Desenvolvimento de negócios América do Sul A companhia concluiu, em 2009, o processo de aquisição dos ativos de distribuição da Esso Chile Petrolera. O valor da operação foi de aproximadamente US$ 400 milhões e incluiu 230 postos, comercialização em aeroportos e terminais de distribuição, além de 16% do mercado varejista e 7% do mercado industrial. A Petrobras assinou também acordo para a compra de ativos da Chevron Chile SAC,


produtora e comercializadora de lubrificantes, pelo valor de aproximadamente US$ 12 milhões. Essa aquisição, que contempla uma planta de lubrificantes com capacidade de produção de 15.900 m3/ano e 23 tanques de armazenamento, permitirá à companhia aumentar para 6% a sua participação no mercado chileno de lubrificantes. Em agosto foi inaugurado o primeiro posto da marca Petrobras no Chile, dando início à conversão da marca dos postos adquiridos. A companhia também adquiriu a concessão de exploração de dois blocos na bacia de Punta del Este, no Uruguai, onde será operadora com participação de 40%, e arrematou duas áreas de exploração na província de Neuquén, na Patagônia argentina. A Petrobras Energia, subsidiária argentina da companhia, aprovou a venda dos ativos do segmento de fertilizantes. Serão transferidos ativos físicos, marcas, rede comercial e pessoal vinculados à operação, incluindo uma planta para a produção de fertilizantes na cidade de Campana, na Argentina. América do Norte Em 2009, a Petrobras America Inc., subsidiária da Petrobras nos Estados Unidos, adquiriu a participação de 50% do Transcor Astra Group na Pasadena Refining Systems, Inc. (PRSI). O valor de compra, definido e proferido em processo arbitral, foi de US$ 466 milhões, pagos quando o Astra Group decidiu exercer a opção de venda de sua participação. Com essa transação, a Petrobras passou a controlar 100% da PRSI. A companhia também anunciou a descoberta de petróleo no poço Tiber-1, no Golfo do México, do qual participa com 20%. Além disso, concluiu a conversão do FPSO destinado aos campos de Cascade e Chinook (Estados Unidos), onde será a operadora. Em 2010, a Petrobras iniciará suas atividades de produção nas águas do Golfo do México. África Na Nigéria, foi aprovado o projeto de desenvolvimento do campo de Egina e iniciada a produção do campo de Akpo. A Petrobras detém uma participação de 16% em cada um deles. Em Angola, foram anunciadas descobertas de petróleo nos poços N’goma-1 e Cabaça Grande 1 – localizados no bloco 15/06, onde a companhia detém 5% de participação – e no poço Manganês-1, no bloco 18/06, onde a Petrobras é operadora, com 30% de participação. No mar da Namíbia, a companhia adquiriu participação em um bloco de exploração. Ásia Em 2009, iniciou-se no Japão a produção da gasolina com 3% de etanol, em parceria com a empresa Japan Alcohol Trading. A Refinaria de Okinawa (Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha – NSS), controlada pela Petrobras, será a fornecedora de gasolina para a produção do novo combustível, mais ecológico e eficiente. Na Turquia, foi assinado o contrato para cessão da sonda que irá operar no Mar Negro, no poço Sinop, do qual a Petrobras é operadora. No estaleiro Samsung, na Coreia do Sul, foram concluídos a construção e os testes de mar do navio-sonda Petrobras 10000, que seguiu para Angola, onde irá operar nos blocos 18/06 e 26. O navio-sonda Petrobras II 10000 está em construção no mesmo estaleiro e tem previsão de entrega para junho de 2010. Europa A Petrobras abriu um escritório em Portugal paralelamente ao início das atividades de exploração na costa desse país. A companhia detém os direitos de quatro blocos, onde atua como operadora, em associação com parceiros. Expansão dos negócios O Plano de Negócios 2009-2013 da companhia prevê um investimento total de US$ 15,9 bilhões para as atividades internacionais. O segmento de E&P receberá 79% dos recursos – a maior parte destinada ao desenvolvimento e à manutenção da produção dos ativos nos Estados Unidos, Nigéria, Angola e Argentina. Os segmentos de Refino, Transporte, Comercialização e Petroquímica ficarão com 7% dos recursos, dos quais aproximadamente 40% voltados para novos negócios. Gás e Energia e Distribuição receberão 13%, destinados principalmente a novos negócios.


2.5 Dos Projetos de Investimento (RA) Vide item 1.h 2.6 Da Governança Corporativa a) Controles Internos. (RA). As Certificações de Controles Internos da Petrobras e da Petrobras International Finance Company (PifCo), relativas a 2008, em atendimento à Seção 404 da SOX e de acordo com as regras estabelecidas pela SEC, foram arquivadas em 2009, sem ressalvas, pelos auditores independentes, repetindo o êxito alcançado em 2006 e 2007. Os controles internos da companhia referentes à preparação das demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2009 também foram considerados eficazes pela Administração. Essas Certificações são planejadas e operacionalizadas pela área corporativa de Controles Internos e contemplam os principais processos da controladora, subsidiárias e controladas que se enquadram na categoria de relevantes, em conformidade com os quesitos da SOX e suas regulamentações. A supervisão dos trabalhos está a cargo do Comitê de Gestão de Controles Internos, vinculado à Diretoria Executiva, com monitoramento pelo Comitê de Auditoria do Conselho de Administração. A companhia também desenvolve ações contínuas para a integração dos controles em nível de entidade e de processos. Grande parte dessas ações é voltada para a atualização da avaliação de riscos e para a extensão dos controles essenciais a todas as empresas relevantes da Petrobras. Em 2009, a companhia adotou um novo sistema de gerenciamento e documentação de controles internos, para ampliar a automatização do processo de certificação anual, facilitar o desdobramento das melhores práticas de governança e monitorar as autoavaliações. A Política e Diretrizes de Controles Internos, aprovada pelo Conselho de Administração, é o documento que estabelece os princípios para fortalecer a uniformidade metodológica e a integração do gerenciamento dos controles internos de riscos relevantes nas empresas da Petrobras. Sua implementação nas rotinas de controle tornará a companhia capaz de realizar ajustes com maior eficácia e precisão. Inserir ‘Relatório da Administração sobre Controle Interno de relatórios financeiros’ (FR);

A Administração da Petróleo Brasileiro - Petrobras e subsidiárias (“a Companhia”) é responsável pelo

estabelecimento e manutenção de controles internos eficazes referentes à preparação e divulgação das

demonstrações contábeis consolidadas, bem como pela avaliação da eficácia dos controles internos

referentes ao processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis consolidadas.

Os controles internos da Companhia referentes à preparação e divulgação das demonstrações contábeis

consolidadas são processos desenvolvidos pelo ou sob a supervisão do Comitê de Auditoria da

Companhia, do Presidente e do Diretor Financeiro e executados pelos administradores e outros

funcionários para fornecer segurança razoável relativamente à confiabilidade do processo de preparação

e divulgação dos relatórios financeiros e à preparação das demonstrações contábeis para uso externo, de

acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Os controles internos da Companhia sobre o

processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis consolidadas incluem as políticas e os

procedimentos que (1) se referem à manutenção dos registros que, com detalhe razoável, refletem com

exatidão e satisfatoriamente as transações e disposições dos ativos da Companhia; (2) fornecem

segurança razoável de que as transações sejam registradas conforme necessário para permitir a

preparação das demonstrações contábeis conforme os princípios contábeis geralmente aceitos e que os

recebimentos e gastos da Companhia somente sejam feitos com autorizações da administração e dos

diretores da Companhia e (3) fornecem segurança razoável relativa à prevenção ou detecção oportuna da

aquisição, uso ou destinação não autorizada dos ativos da Companhia que possam afetar de maneira

relevante as demonstrações contábeis consolidadas.


Devido às limitações próprias, os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação das

demonstrações contábeis consolidadas podem não evitar ou detectar erros oportunamente. Portanto,

mesmo os sistemas estabelecidos e considerados eficazes podem fornecer somente segurança razoável

relativa ao processo de preparação e apresentação das demonstrações contábeis consolidadas.

A Administração avaliou a eficácia dos controles internos da Companhia referente ao processo de

preparação e divulgação das demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2009. Com

base nesta avaliação, a Administração concluiu que, em 31 de dezembro de 2009, os controles internos

da Companhia referentes à preparação das demonstrações contábeis consolidadas são eficazes.

b) Informações sobre a prestação de outros serviços qu e não sejam de auditoria externa pelo auditor independente – Instrução CVM 381/2003. (RA);

A Petrobras utiliza instrumentos de gestão empresarial pautada em seu Código de Ética, Código de Boas

Práticas e Diretrizes de Governança Corporativa.

O Estatuto Social da Companhia, no artigo 29, determina que os auditores independentes não poderão

prestar serviços de consultoria à Petrobras durante a vigência do contrato de auditoria.

A Petrobras contratou a KPMG Auditores Independentes para a prestação de Serviços Técnicos

Especializados em Auditoria Contábil nos exercícios sociais de 2006, 2007, 2008, desde abril de 2006.

Em abril de 2009 o contrato foi prorrogado por mais dois anos, para os exercícios de 2009 e 2010.

Durante o exercício de 2009, a KPMG Auditores Independentes prestou os seguintes serviços para a

Petrobras e suas subsidiárias e controladas:

R$ Mil Auditoria Contábil 17.735 Auditoria SOX 1.686 Serviços relacionados à auditoria 216 Auditoria de Impostos 457 Outros 91 Total dos serviços 20.185

c) Composição dos Conselhos e da Diretoria: composição do CA, CF, Comitês do CA (Auditoria, Meio Ambiente e Sucessão) e Diretoria no exercício s ocial (FR); CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

a) nome b) Data de Nascimento c) Profissão d) CPF e) Cargo Eletivo Ocupado

FABIO COLLETTI BARBOSA

03/10/1954 Administrador 711.733.258-20 Conselheiro

JORGE GERDAU JOHANNPETER 08/12/1936 Advogado 000.924.790-49 Conselheiro

GUIDO MANTEGA 07/04/1949 Economista 676.840.768-68 Presidente do Conselho de Administração

JOSE SERGIO GABRIELLI DE AZEVEDO

03/10/1949 Economista 042.750.395-72 Conselheiro

LUCIANO GALVAO COUTINHO

29/09/1946 Economista 636.831.808-20 Conselheiro

MARCIO PEREIRA ZIMMERMANN

01/07/1956 Engenheiro 262.465.030-04 Conselheiro

SERGIO FRANKLIN QUINTELLA 21/02/1935 Engenheiro 003.212.497-04 Conselheiro

SILAS RONDEAU CAVALCANTE SILVA

15/12/1952 Engenheiro 044.004.963-68 Conselheiro

FRANCISCO ROBERTO DE ALBUQUERQUE

17/05/1937 Militar 351.786.808-63 Conselheiro


f) Data da

Eleição g) Data da Posse

h) Prazo de Mandato

i) Outros Cargos no Emissor J) Indicação

FABIO COLLETTI BARBOSA 22/4/2010 26/4/2010 1 ano Nenhum Acionistas Ordinaristas

Minoritários

JORGE GERDAU JOHANNPETER

22/4/2010 26/4/2010 1 ano Nenhum Acionista Preferencialista

GUIDO MANTEGA 22/4/2010 26/4/2010 1 ano Nenhum Acionista Controlador


22/4/2010 26/4/2010 1 ano Presidente Acionista Controlador

LUCIANO GALVAO COUTINHO

22/4/2010 26/4/2010 1 ano Nenhum Acionista Controlador

MARCIO PEREIRA ZIMMERMANN 22/4/2010 26/4/2010 1 ano Nenhum Acionista Controlador

SERGIO FRANKLIN QUINTELLA


SILAS RONDEAU CAVALCANTE SILVA




DIRETORIA EXECUTIVA


ALMIR GUILHERME BARBASSA

19/05/1947 Economista 012.113.586-15 Diretor Financeiro de Relações com Investidores

JOSE SERGIO GABRIELLI DE AZEVEDO 03/10/1949 Economista 042.750.395-72 Presidente

JORGE LUIZ ZELADA 20/01/1957 Engenheiro 447.164.787-34 Diretor Internacional

MARIA DAS GRACAS SILVA FOSTER

26/08/1953 Engenheiro 694.772.727-87 Diretor de Gás e Energia

PAULO ROBERTO COSTA

01/01/1954 Engenheiro 302.612.879-15 Diretor de Abastecimento

RENATO DE SOUZA DUQUE 29/09/1955 Engenheiro 510.515.167-49 Diretor de Serviços

GUILHERME DE OLIVEIRA ESTRELLA

18/04/1942 Geólogo 012.771.627-00 Diretor de Exploração e Produção

f) Data da Eleição

g) Data da Posse

h) Prazo de Mandato i) Outros Cargos no Emissor

J) Indicação

ALMIR GUILHERME BARBASSA

4/4/2008 4/4/2008 3 anos Nenhum


4/4/2008 4/4/2008 3 anos Conselheiro

JORGE LUIZ ZELADA 4/4/2008 4/4/2008 3 anos Nenhum

MARIA DAS GRACAS SILVA FOSTER

4/4/2008 4/4/2008 3 anos Nenhum

PAULO ROBERTO COSTA

4/4/2008 4/4/2008 3 anos Nenhum

RENATO DE SOUZA DUQUE

4/4/2008 4/4/2008 3 anos Nenhum

GUILHERME DE OLIVEIRA ESTRELLA

4/4/2008 4/4/2008 3 anos Nenhum

Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS


CONSELHO FISCAL


MARCUS PEREIRA AUCÉLIO 15/11/1966 Engenheiro 393.486.601-87 Conselheiro Fiscal

TÚLIO LUIZ ZAMIN 31/03/1958 Contador 232.667.590-87 Conselheiro Fiscal

CESAR ACOSTA RECH 02/12/1967 Economista 579.471.710-68 Conselheiro Fiscal

NELSON ROCHA AUGUSTO

31/07/1963 Economista 083.085.058-99 Conselheiro Fiscal

MARIA LÚCIA DE OLIVEIRA FALCÓN 19/03/1961 Engenheira 187.763.105-15 Conselheiro Fiscal

f) Data da Eleição

g) Data da Posse

h) Prazo de Mandato

i) Outros Cargos no Emissor

J) Indicação

MARCUS PEREIRA AUCÉLIO 22/4/2010 26/4/2010 1 ano Nenhum Acionista Controlador

TÚLIO LUIZ ZAMIN 22/4/2010 26/4/2010 1 ano Nenhum Acionista Controlador

CESAR ACOSTA RECH 22/4/2010 26/4/2010 1 ano Nenhum Acionista Controlador

NELSON ROCHA AUGUSTO

22/4/2010 26/4/2010 1 ano Nenhum Acionistas Ordinaristas Minoritários

MARIA LÚCIA DE OLIVEIRA FALCÓN 22/4/2010 26/4/2010 1 ano Nenhum Acionistas Preferencialistas

COMITÊ DE AUDITORIA


FABIO COLLETTI BARBOSA

03/10/1954 Administrador 711.733.258-20 Membro

SERGIO FRANKLIN QUINTELLA 21/02/1935 Engenheiro 003.212.497-04 Membro


17/05/1937 Militar 351.786.808-63 Membro

f) Data da


h) Prazo de Mandato i) Outros Cargos no Emissor J) Indicação

FABIO COLLETTI BARBOSA - 17/06/2005 - Conselheiro Acionistas Ordinaristas

Minoritários

SERGIO FRANKLIN QUINTELLA

- 13/11/2009 - Conselheiro Acionista Controlador




COMITÊ DE REMUNERAÇÃO E SUCESSÃO



08/12/1936 Advogado 000.924.790-49 Membro

MARCIO PEREIRA ZIMMERMANN

01/07/1956 Engenheiro 262.465.030-04 Membro


17/05/1937 Militar 351.786.808-63 Membro

f) Data da


h) Prazo de Mandato

i) Outros Cargos no Emissor J) Indicação


- 15/10/2007 - Conselheiro Acionista Preferencialista

MARCIO PEREIRA ZIMMERMANN - 30/04/2010 - Conselheiro Acionista Controlador



d) Currículo dos conselheiros e diretores;

Conselho de Administração

Guido Mantega

Presidente do Conselho

Formado em economia pela Faculdade de Economia e Administração da Universidade de São Paulo, foi

professor de economia da Escola de Administração de Empresas da Fundação Getúlio Vargas - FGV

desde 1981.

Fez doutorado em Sociologia do Desenvolvimento na Faculdade de Filosofia, Ciências e Letras da

Universidade de São Paulo, com especialização no Institute of Development Countries (IDS) da

Universidade de Sussex, Inglaterra em 1977.

Professor de Economia no curso de mestrado e doutorado da Pontifícia Universidade Católica de São

Paulo - PUC-SP de 1984 a 1987. Diretor de Orçamento e Chefe de Gabinete da Secretaria Municipal de

Planejamento de São Paulo, de 1982 a 1992.

Membro da Coordenação do Programa Econômico do PT nas eleições presidenciais de 1984, 1989 e

1998, é Assessor Econômico do Presidente Luiz Inácio Lula da Silva desde 1993 e um dos

coordenadores do Programa Econômico do PT na campanha de 2002.

Publicou dezenas de artigos em revistas como Revista de Economia Política, Estudos CEBRAP e Teoria

em Debate.

Livros publicados: "Acumulação Monopolista e Crises no Brasil", Editora Paz e Terra, 1981; "A Economia

Política Brasileira", Vozes, 1984; "Custo Brasil - Mito ou Realidade", Vozes, 1997; "Conversas com

Economistas Brasileiros II", Editora 34, 1999, entre outros.

Foi ministro do Planejamento, Orçamento e Gestão até 18 de novembro de 2004, quando foi nomeado

pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva para exercer o cargo de presidente do Banco de

Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES. Em 28 de março de 2006, assumiu o cargo de ministro

da Fazenda.

Não ocupou ou ocupa cargos de administração em companhias abertas.


José Sergio Gabrielli de Azevedo

Natural da cidade de Salvador (BA). Economista, formado pela Universidade Federal da Bahia, com

mestrado sobre incentivos fiscais e desenvolvimento regional.

É doutor em Economia pela Boston University, com tese sobre Financiamento das Estatais no período de

1975 a 1979.

Foi pró-reitor de Pesquisa e Pós-Graduação, diretor da Faculdade de Ciências Econômicas e

coordenador do Mestrado em Economia da Universidade Federal da Bahia; superintendente da Fundação

de Apoio a Pesquisa e Extensão (Fapex); pesquisador visitante da London School of Economics and

Political Science 2000-2001. É autor de vários artigos e livros sobre reestruturação produtiva, mercado de

trabalho, macroeconomia e desenvolvimento regional.

Exerceu o cargo de Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Companhia, de 31 de janeiro

de 2003 a 22 de julho de 2005, quando foi eleito membro do Conselho de Administração e Presidente da

PETROBRAS.

Márcio Pereira Zimmermann

É Ministro de Minas e Energia, desde 31 de março de 2010.

Mestre em Engenharia Elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, é engenheiro da

Eletrosul, desde agosto de 1980, onde exerceu diversos cargos técnicos, bem como funções de média e

alta gerência, inclusive, na Itaipu Binacional, de 1982 a 1985.

Foi aluno do Programa de Desenvolvimento de Executivos para a Alta Administração do Setor Elétrico –

PRODESEL, na Faculdade de Economia e Administração da Universidade de São Paulo - USP.

Preside, desde 2008, o Conselho de Administração da Centrais Elétricas Brasileiras S/A – Eletrobrás.

Membro efetivo do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), desde 2009.

Francisco Roberto de Albuquerque

Cursou a Escola de Aperfeiçoamento de Oficiais, em 1969, e concluiu a Escola de Comando e Estado-

Maior do Exército em 1977. Comandou o 2º Grupo de Artilharia de Campanha Autopropulsado, sediado

em Itu (SP). Formado em Ciências Econômicas.

Exerceu o cargo de assistente-secretário do general-de-Exército Leônidas Pires Gonçalves. No então

gabinete do ministro do Exército, exerceu as funções de chefe da Terceira Assessoria e subchefe de

gabinete.

Chefe da Comissão do Exército Brasileiro e adjunto do adido militar, em Washington (EUA); chefe do

gabinete do Estado-Maior do Exército; comandante da 11ª Brigada de Infantaria Blindada; coordenador da

Missão de Observadores Militares no Processo de Paz do conflito Equador/Peru; subchefe do Estado-

Maior do Exército; secretário-geral do Exército; chefe do Departamento-Geral de Serviços e Secretário de

Tecnologia da Informação.

Promovido ao posto atual em 31 de março de 2000. Ao ser nomeado comandante do Exército, exercia o

cargo de comandante militar do Sudeste, na capital paulista.

Foi condecorado, entre outras, com a Ordem do Mérito Militar, Ordem do Mérito Naval, Ordem do Mérito

Aeronáutico, Ordem do Mérito Forças Armadas, Ordem do Mérito Judiciário Militar, Ordem de Rio Branco,

Medalha Militar de Ouro com Passador de Platina, Medalha do Pacificador, Medalha Mérito Tamandaré,

Medalha Mérito Santos Dumont e Medalha de Serviço Amazônico.


Recebeu também as seguintes condecorações estrangeiras: Medalha Estrela das Forças Armadas do

Equador; Medalha Meritória de Unidade Conjunta e Medalha do Serviço Meritório, ambas dos Estados

Unidos da América; e a Cruz Peruana do Mérito Militar.

Não ocupou ou ocupa cargos de administração em companhias abertas.

Silas Rondeau Cavalcante Silva

É engenheiro eletricista, formado pela Universidade Federal de Pernambuco (UFPE), com especialização

em Engenharia de Linhas de Transmissão pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Em 11 de

julho de 2005 assumiu o cargo de ministro de estado de Minas e Energia.

Foi presidente da Eletrobrás (2004-2005), da Eletronorte (2003-2004), da Manaus Energia (2000-2002),

da Companhia Energética do Amazonas (2000/2002), da Boa Vista Energia (2002-2003). Iniciou sua

carreira no setor público na Companhia Energética do Maranhão (CEMAR), onde exerceu vários cargos

até chegar a diretor técnico e de Distribuição. É professor licenciado da Universidade Federal do

Maranhão (UFMA).

Diretor-presidente da Boa Vista Energia (BOVESA/2002-2003), empresa subsidiária integral da

Eletronorte, concessionária de geração e distribuição de energia elétrica no município de Boa Vista (RR).

No período, acumulou a diretoria técnica da empresa. Diretor-presidente da Manaus Energia

(MESA/2000-2002), empresa subsidiária integral da Eletronorte, concessionária de geração, transmissão

e distribuição de energia elétrica no município de Manaus (AM). Diretor-presidente da Companhia

Energética do Amazonas (CEAM/2000-2002), empresa federalizada pela Eletrobrás, concessionária de

geração e distribuição de energia elétrica nos demais 61 municípios do estado do Amazonas.

Professor da Universidade Federal do Maranhão (UFMA/1979-1986). Professor colaborador do

Departamento de Matemática e Física do Centro de Estudos Básicos (Portaria 467/79) e professor

assistente do Departamento de Engenharia Elétrica do Centro Tecnológico (Portaria 249/81). Admitido por

concurso público em 1981.

Na Eletronorte foi Coordenador Geral da Presidência (1996-2000) e Assistente da Diretoria Financeira

(1995-1996); Diretor-Técnico e de Distribuição da CEMAR (1986-1994); Presidente do Comitê

Coordenador de Operações do Norte e Nordeste (CCON/1990-1991); Vice-Presidente de Distribuição,

Comitê Diretor, Subcomitê de Operação da Distribuição Grupo de Trabalho de Manutenção de Linhas de

Transmissão do CCON (1980-1990); Departamento de Engenharia e Construção, Departamento de

Operações e Divisão de manutenção de Linhas de Transmissão da CEMAR (1979-1986); Conselho de

Administração da Boa Vista Energia (BOVESA/2002-2003); Conselho de Administração da Manaus

Energia e da CEAM (1999-2000); Conselho de Administração da CEMAR (1992-1994); Conselho

Deliberativo do Projeto Reviver - Revitalização do Centro Histórico de São Luís (1991-1994); MBA

Executivo Internacional (Amana-Key-APG, São Paulo, 1996) e MBA Executivo em Finanças (IBMEC

Business School, Brasília, 1999).

Luciano Galvão Coutinho

Doutor em Economia pela Universidade de Cornell (EUA) e professor convidado da Universidade de

Campinas (Unicamp). Seus estudos acadêmicos sempre tiveram como temas principais a política

industrial e o lado real da economia.

Especialista em economia industrial e internacional, escreveu e foi organizador de vários livros além de

ter extensa produção de artigos, publicados no Brasil e no exterior. Em 1994, coordenou o Estudo de

Competitividade da Indústria Brasileira, trabalho de quase uma centena de especialistas que mapeou com

profundidade inédita o setor industrial brasileiro.


Entre 1985 e 1988 foi secretário-executivo do Ministério de Ciência e Tecnologia, participando da

estruturação do Ministério e na concepção de políticas voltadas a áreas de alta complexidade, como

biotecnologia, informática, química fina, mecânica de precisão e novos materiais.

Nascido em Pernambuco, Coutinho é bacharel em Economia pela Universidade de São Paulo e, durante

o curso, recebeu o prêmio Gastão Vidigal como melhor aluno de Economia de São Paulo. Possui

mestrado em Economia pelo Instituto de Pesquisas Econômicas da USP e foi professor visitante nas

Universidades de São Paulo, de Paris XIII, do Texas e do Instituto Ortega y Gasset, além de professor

titular na Unicamp. Até assumir a Presidência do BNDES era sócio da LCA Consultores, atuando como

consultor-especialista em defesa da concorrência, comércio internacional e perícias econômicas.

Membro do Conselho de Administração da Vale desde julho de 2007 e Membro do Comitê Estratégico

Companhia Vale do Rio Doce de março 2005 a março 2006.

Sergio Franklin Quintella

Formado em: Engenharia pela Universidade Católica do Rio de Janeiro / Economia pela Faculdade de

Economia do Rio de Janeiro / Engenheiro Econômico pela Escola Nacional de Engenharia.

Cursou no Exterior (Itália) Mestrado em Administração de Empresas (IPSOA) / (EEUU) MBA lato sensu

em Administração de Empresas (Advanced Management Program) (Harvard Business School) / (EEUU)

Administração de Empresas - Curso de Extensão em Finanças Públicas (Pensylvania State University -

Philadelphia).

Exerceu atividades empresariais como Vice-Diretor Presidente da Montreal Engenharia de 1965 a 1991,

foi Membro do Conselho de Administração da Sulzer de 1976 a 1979, foi Membro do Conselho de

Administração da CAEMI de 1979 a 1983, foi Presidente da Internacional de Engenharia de 1979 a 1990,

foi Membro do Conselho de Administração de Refrescos do Brasil S.A de 1980 a 1985, foi Presidente da

Companhia do Jarí de 1982 a 1983, e é Membro do Conselho Técnico da Confederação Nacional do

Comércio desde 1990.

Exerce atividades acadêmicas como Membro do Conselho Diretor do Instituto Nacional de Altos Estudos -

INAE de 1991 a 2010; É Membro do Conselho de Desenvolvimento da Pontifícia Universidade Católica do

Rio de Janeiro - PUC Rio desde 1978, é Membro do Conselho de Desenvolvimento da Universidade

Estácio de Sá desde 2002 e é Vice Presidente da Fundação Getulio Vargas desde 2005.

Exerceu Atividades Públicas como Membro do Conselho de Administração do BNDES Banco Nacional de

Desenvolvimento Econômico e Social de 1975 a 1980, foi Presidente da ABNT Associação Brasileira de

Normas Técnicas de 1975 a 1977, foi Membro do Conselho Monetário Nacional de 1985 a 1990, foi

Presidente do Tribunal de Contas do Estado do Rio de Janeiro de 1993 a 2005.

Fabio Colletti Barbosa

Administrador de Empresas pela Fundação Getúlio Vargas, de São Paulo em 1976, obteve seu MBA no

IMEDE (Institut for Management and Development), na Suíça, em 1979. Exerceu funções na Tesouraria

da Nestlé, no Brasil e no exterior, no período de 1974 a 1986. No grupo Citicorp, foi diretor de várias

áreas financeiras entre 1986 e 1992. Foi presidente do LTCB Latin America Ltda. entre maio de 1992 e

agosto de 1995. A partir de setembro de 1995, transferiu-se para o ABN Amro Bank/São Paulo - Brasil

onde exerceu a função de diretor do Corporate Banking & Finance, até agosto de 1996, quando passou a

presidente da instituição. Com a incorporação do Banco Real S.A. pelo ABN Amro Bank tornou-se, desde

novembro de 1998, o diretor-presidente do Banco ABN AMRO REAL S.A.. Participa do Conselho e da

Diretoria Executiva da Federação Brasileira das Associações de Bancos - FEBRABAN, desde 1999.


Convidado pelo presidente da República para o Conselho de Desenvolvimento Social e Econômico, é

membro da instituição, desde sua criação, no início de 2003.

Jorge Gerdau Johannpeter

Jorge Gerdau Johannpeter é presidente, desde 1983, do Conselho de Administração do Grupo Gerdau,

que ocupa o 24º lugar entre as maiores companhias siderúrgicas do mundo. Coordenador da organização

não governamental Ação Empresarial Brasileira, que trata de questões de desenvolvimento; líder do

Programa Gaúcho da Qualidade e Produtividade - PQGP, referência para os setores público e privado na

implementação de gestão de qualidade total; representante no Brasil da American Society for Quality

(ASQ); presidente do Conselho do Prêmio Qualidade do Governo Federal; membro do Conselho de

Administração do Instituto Brasileiro de Siderurgia (IBS); e presidente do Conselho de Administração da

Aço Minas Gerais – Açominas.

Conselho Fiscal

Marcus Pereira Aucélio

Engenheiro Florestal pela Universidade de Brasília com pós-graduações em finanças pelo IBMEC de

Brasília e em Economia do Setor Público pela FGV/SP.

Atua na Secretaria do Tesouro Nacional – STN -, na Coordenação-Geral de Gerenciamento de Fundos e

Operações Fiscais – COFIS, ocupando desde junho de 2002 o posto de Coordenador-Geral.

Desempenhou também atividade na CODIP (Coordenação-Geral de Administração da Dívida Pública),

entre 1994 e 2002.

Atuou ainda no Conselho Fiscal do Banco do Estado de São Paulo – BANESPA de abril/1998 a nov/2000

e no Conselho Fiscal do Banco do Brasil entre maio/2000 e abril /2005. É membro do Conselho Curador

do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço – FGTS, do Conselho Curador do Fundo de Compensações

das Variações Salariais – FCVS e do Conselho Diretor do Fundo da Marinha Mercante – CDFMM.

Túlio Luiz Zamin

Formado em Ciências Contábeis pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul em 1982. De

2000 a 2003, foi presidente do Banco do Estado do Rio Grande do Sul S.A. Foi secretário substituto da

Fazenda do estado do Rio Grande do Sul, acumulando o cargo de diretor-geral nessa Secretaria, de 1999

a 2000. Na Companhia Carris Porto- Alegrense, exerceu o cargo de diretor-presidente, de 1995 a 1998.

De 1992 a 1994, foi secretário da Fazenda do município de Porto Alegre. De 1990 a 1992, exerceu a

função de assessor na Secretaria de Planejamento do município de Porto Alegre. Em 1986, foi nomeado

agente fiscal do Tesouro do estado do Rio Grande do Sul. Na Farol S.A. – Indústria Gaúcha de Farelos e

Óleos –, exerceu o cargo de auditor interno, de 1977 a 1986. É diretor-presidente da Empresa Pública de

Transporte e Circulação (EPTC) da Prefeitura Municipal de Porto Alegre desde 2003. Participou, como

membro suplente, do Conselho de Administração do Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo

Sul, de 1999 a 2003. Foi membro do Conselho de Administração do Detran de 1999 a 2000. Participou

como vice-presidente do Conselho de Administração de 2000 a 2003, membro titular do Conselho Fiscal

em 1999 e suplente de 1988 a 1991 do Banrisul S.A. Foi membro do Conselho Fiscal da Distribuidora de

Valores do estado do Rio Grande do Sul, de 1987 a 1989. É conselheiro fiscal da Petrobras desde 27 de

março de 2003.


Cesar Acosta Rech

Atualmente é Gerente de Relações Institucionais da Agência Brasileira de Promoção de Exportações e

Investimentos – Apex-Brasil. No período compreendido entre 1998 e 2002, exerceu a função de Diretor da

Associação Nacional de Entidades Promotoras de Empreendimentos de Tecnologias Avançadas –

ANPROTEC, organização que congrega os parques tecnológicos e incubadoras de empresas brasileiras.

Foi Diretor de Administração e Finanças do Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas – SEBRAE

– no biênio 2005/2006 e Diretor do Departamento de Micro, Pequena e Média Empresas do Ministério do

Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior, nos anos de 2003 e 2004.

Entre 1993 e 2002, ocupou cargos de gerência, supervisão e diretoria em âmbito municipal e estadual no

Rio Grande do Sul, entre eles o de gerente da Incubadora Empresarial Tecnológica de Porto Alegre – de

1993 a 1996.

Atuou ainda como Conselheiro em diversos órgãos colegionados, entre eles Junta de Administração da

FINAME/BNDES, e os conselhos deliberativos da Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial –

ABDI e do SEBRAE, todos de caráter nacional. No plano estadual atuou como Conselheiro da CRP –

Companhia Riograndense de Participações, do SEBRAE/RS e do SOFTSUL – Sociedade

Sulriograndense de Software, entre outros. Atualmente é membro do Conselho Fiscal do BNDES.

Nelson Rocha Augusto

Economista formado pela Unicamp, com pós graduação em macroeconomia pela PUCSP, foi presidente

da BB Administração de Ativos – Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários S.A., a BB DTVM,

subsidiária integral do conglomerado Banco do Brasil, de 31 de março de 2003 a 27 de novembro de

2006. Foi premiado pelas revistas Exame (2005) e Você /A como o melhor gestor de recursos de terceiros

do Brasil em 2004 e 2005. Neste período a BB DTVM obteve, pela primeira vez, a nota máxima MQ1

como gestora de recursos de terceiros emitida pela Moody’s, agência internacional de avaliação de riscos.

Também em 2003 (junho) tornou-se vice-presidente da Associação Nacional dos Bancos de Investimento,

ANBID, tendo deixado ambos os cargos em novembro de 2006. É membro do Conselho Fiscal da

Petrobras desde 2003. A partir de 2005 passou a integrar o Conselho Consultivo da Associação Brasileira

de Private Equity & Venture Capital (cargo que ainda exerce) e foi membro do Conselho de Administração

da Bolsa de Mercadorias & Futuros (BM&F) até o final de 2007. Também em 2007 assumiu a presidência

do Banco Ribeirão Preto S/A e passou a integrar o Conselho de Administração do SEB-COC. Em março

de 2009 foi eleito Diretor da Andima (Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro),

mantendo-se no mesmo cargo após a união com a ANBID (Associação Nacional de Bancos de

Investimento) que atualmente recebe o nome de Anbima (Associação Brasileira das Entidades dos

Mercados de Financeiros e Capitais).

Até assumir a presidência do BB DTVM, foi diretor executivo-financeiro do Banco Ribeirão Preto S/A,

tendo concebido conceitualmente todo o processo de sua abertura, iniciado em 1995. Entre janeiro de

2001 a junho de 2002, exerceu a função de Secretário do Planejamento e Gestão Ambiental do Município

de Ribeirão Preto. No início dos anos 90 participou da equipe que constituiu o Banco Votorantim, sendo o

responsável pela implementação do seu departamento econômico. Nos anos 80, implementou o

departamento econômico do Banco Francês e Brasileiro. Trabalhou como pesquisador e foi bolsista no

programa de formação de quadros do CEBRAP – Centro Brasieliro de Análise e Planejamento.

Foi professor do MBA da FEA-USP em Ribeirão Preto. É fonte e palestrante constante em temas ligados

à Economia, com participações nos telejornais da Bloomberg TV e Globonews e entrevistas e artigos

publicados nos jornais Valor Econômico, Gazeta Mercantil, O Estado de São Paulo e Folha de São Paulo.


Maria Lúcia De Oliveira Falcón

Engenheira agrônoma pela Universidade Federal da Bahia em 1982. Obteve título de mestre em

Economia também na Universidade Federal da Bahia em 1990. Tem especialização em Reestruturação

Produtiva e Qualidade Total pela USP/UFMG e IBQN, com missão no Japão em 1995. Concluiu o

doutorado em Sociologia na Universidade de Brasília em 2000. Participou do quadro do Dieese como

supervisora do escritório da Bahia e de Sergipe, de 1986 a 1992. Leciona no Departamento de Economia

da Universidade Federal de Sergipe desde 1993. Foi secretária de Planejamento da prefeitura de Aracaju

(SE) de 1997 a 1998 e reassumiu o cargo em 2001 até 2006. Desde 2006, é secretária de Estado do

Planejamento, Habitação e Desenvolvimento Urbano.

Diretoria Executiva

José Sergio Gabrielli de Azevedo

Presidente

O Currículo do Sr. José Sergio Gabrielli de Azevedo foi apresentado anteriormente, na seção de Membros

do Conselho de Administração.

Maria das Graças Silva Foster

Diretora de Gás e Energia

É natural da cidade de Caratinga, Minas Gerais, pertence ao quadro de profissionais de carreira da

Petrobras, é graduada em Engenharia Química pela Universidade Federal Fluminense (UFF), com

mestrado em Engenharia Química e Pós-Graduação em Engenharia Nuclear pela Universidade Federal

do Rio de Janeiro (COPPE/UFRJ) e com MBA em Economia pela Fundação Getúlio Vargas.

Foi designada Diretora da Área de Negócio de Gás e Energia da PETROBRAS em 21 de setembro de

2007.

Desde maio de 2006, ocupava o cargo de Presidente da Petrobras Distribuidora S.A., tendo acumulado a

função de Diretora Financeira da Empresa.

Anteriormente, esteve na Presidência da Petroquisa, cargo que assumiu em setembro de 2005 tendo

acumulado, neste período, a Diretoria de Relações com Investidores da mesma Companhia.

Simultaneamente, desempenhou ainda a função de Gerente Executiva de Petroquímica e Fertilizantes,

ligada a Diretoria de Abastecimento da Petrobras.

De janeiro de 2003 até setembro de 2005, Foster exerceu a função de Secretária de Petróleo, Gás

Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia. Neste período, Foster ainda

exerceu, por Decretos Presidenciais, as funções de Coordenadora Interministerial do Programa do

Governo Federal de Biodiesel: Produção e Uso de Biodiesel e de Secretária Executiva Nacional do

Programa do Governo Federal de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo – PROMINP.

Antes já havia ocupado cargos de gerência na Unidade de Negócios de Gás Natural, no Centro de

Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Miguez de Mello (CENPES) e na Transportadora Brasileira do

Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG).

Atualmente é Presidente da Gaspetro (Petrobras Gás S.A.) e dos Conselhos de Administração da TBG

(Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A.) e da TAG (Transportadora Associada de Gás

S.A.) e membro dos Conselhos de Administração da Transpetro (Petrobras Transporte S.A.), da PBIO


(Petrobras Biocombustível S.A.) e do Inst. Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis.

Também já foi Presidente do Conselho de Administração da Liquigás Distribuidora S.A. e membro dos

Conselhos de Administração da Braskem S.A., Petroquímica União S.A. e Rio Polímeros S.A.

Em abril de 2007, Graça Foster foi condecorada com o Grau de Comendador da Ordem de Rio Branco do

Ministério das Relações Exteriores, em novembro de 2008 recebeu o título de “Executiva do Ano de 2008”

do Inst. Brasileiro de Executivos de Finanças e, em abril de 2009, recebeu a “Medalha Tiradentes” da

Assembléia Legislativa do Rio de Janeiro - ALERJ.

Almir Guilherme Barbassa

Diretor Financeiro e de Relações com Investidores

Almir Barbassa é mestre em Economia pela Fundação Getúlio Vargas/RJ, ocupou o posto de Gerente

Executivo de Finanças Corporativas da Petrobras desde 12 de julho de 1999. Ingressou na empresa em

1974 e atuou na Braspetro como Gerente Financeiro no Oriente Médio, África, Estados Unidos e Brasil, e

como Diretor Financeiro da mesma entre 1993 e 1999. É presidente da Petrobras International Finance

Company (PIFCO) e da Petrobras Netherlands BV (PNBV). Adicionalmente, foi professor do

Departamento de Economia da Universidade Católica de Petrópolis e das Faculdades Integradas Bennett

entre 1973 e 1979.

Em 22 de julho de 2005, foi nomeado Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Petrobras.

Guilherme de Oliveira Estrella

Diretor de Exploração e Produção

Natural da cidade do Rio de Janeiro (RJ). Geólogo, formado pela Universidade Federal do Rio de Janeiro.

Funcionário da Petrobras desde 1965 aposentou-se em 1994. Tem vasta experiência técnica na

Petrobras. Começou como geólogo de poço e tornou-se Gerente de Exploração da Braspetro no Iraque

(1976-1978). Foi chefe dos setores de Interpretação de Bacias da Costa Leste do Brasil, de Geoquímica

Orgânica e da Divisão de Exploração; Superintendente de Pesquisa e Desenvolvimento em Exploração,

Perfuração e Produção; e Superintendente Geral do Centro de Pesquisas da empresa (Cenpes).

Foi presidente do núcleo RJ, diretor conselheiro e vice-presidente nacional da Sociedade Brasileira de

Geologia, integrou a Sociedade Brasileira de Paleontologia e a American Association of

Petroleum Geologists e foi diretor do Instituto Brasileiro do Petróleo.

Em 31 de janeiro de 2003, foi nomeado Diretor de Exploração e Produção da Petrobras.

Jorge Luiz Zelada Diretor Internacional

Natural da cidade de Porto Alegre (RS). Engenheiro Eletrônico, formado pela Universidade Federal do Rio

de Janeiro (UFRJ), integra o quadro de profissionais de nível superior da Petrobras desde janeiro de

1980, onde começou como engenheiro de instrumentação no Grupo Executivo para Desenvolvimento da

Bacia de Campos (GECAN), atuando nos projetos das primeiras plataformas para aquela bacia.

Sua função anterior na Companhia, exercida desde fevereiro de 2003, foi a de Gerente Geral de

Implementação de Empreendimentos de Exploração e Produção e Transporte Marítimo da Área de

Engenharia, órgão responsável pela construção de plataformas de produção. Exerceu ainda outras

funções de gerência nas áreas de engenharia e de perfuração.

Na Petrobras Distribuidora S.A., Jorge Zelada foi Gerente de Desenvolvimento de Projetos de Soluções

Energéticas, responsável pela implementação de projetos de energia para clientes e de usinas

termelétricas do Programa Emergencial do Governo Federal.


Zelada realizou diversos cursos nas áreas técnica e gerencial.

Em 3 de março de 2008, foi nomeado Diretor Internacional da Petrobras.

Paulo Roberto Costa Diretor de Abastecimento

Engenheiro Mecânico, formado pela Universidade Federal do Paraná em 1976. Curso de especialização

na Petrobras em Engenharia de Instalações no Mar.

Participou das instalações de plataformas e do desenvolvimento da produção da Bacia de Campos de

1979 a 1994 nas áreas de Engenharia, Superintendência de Apoio e como Superintendente da Região de

Produção do Sudeste.

Em 1995, foi indicado Gerente Geral da E&P-Sul (Exploração e Produção do Sul), responsável pelas

Bacias de Santos e Pelotas. Em 1996, respondeu pela Gerência Geral de Logística da área de E&P. De

1997 até maio de 1999 respondeu pela Gerência de Gás, área responsável pela comercialização do Gás

Natural na Petrobras.

Diretor da Petrobras Gás S.A. - GASPETRO, de maio de 1997 a dezembro de 2000.De janeiro de 2001 a

abril de 2003 esteve como responsável pela Gerência Geral de Logística da Unidade de Negócios Gás

Natural da Petrobras. De abril de 2003 a maio de 2004, Diretor-Superintendente da TBG-Transportadora

Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil S.A. Em 14 de maio de 2004 foi nomeado Diretor de Abastecimento da

Petrobras.

Renato de Souza Duque Diretor de Serviços

Natural da cidade de Cruzeiro (SP). Engenheiro Elétrico, formado pela Universidade Federal Fluminense,

com especialização em Engenharia do Petróleo e pós-graduação MBA na UFRJ. Engenheiro de Petróleo

Sênior da Petrobras, onde ingressou em 1978. Assumiu diversas funções de gerência na empresa

(plataformas semi-submersíveis de perfuração e de produção, superintendência da atividade de

perfuração da Bacia de Campos, unidades de exploração, perfuração, operações especiais).

Entre 1995 e 1999, foi Gerente de Recursos Humanos da área de Exploração e Produção, coordenando

todas as unidades operacionais nesta atividade. Foi também Gerente de Engenharia e Tecnologia de

Poço do E&P. De novembro de 2000 a janeiro de 2003 foi Gerente de Contratos da área de Exploração e

Produção, onde coordenou a especificação técnica, análise de mercado e contratação de sondas de

perfuração, embarcações e helicópteros, além da contratação de serviços de perfuração, embarcações

especiais de lançamento de linhas e serviços submarinos.

Em 31 de janeiro de 2003, foi nomeado Diretor de Serviços da Petrobras.

Posição Acionária: CF, CA e Diretoria (FR);

Diretoria Executiva

Característica dos Títulos Quantidade

Cotas FGTS 350

Ações Ordinárias 19.754

Ações Preferenciais 54.416


Conselho de Administração


Cotas FGTS 10.000

Ações Ordinárias 33

Ações Preferenciais 0

Conselho Fiscal


Cotas FGTS 0

Ações Ordinárias 0

Ações Preferenciais 1.728 f) Demonstrativo da remuneração paga aos membros do conselho de administração e do conselho fiscal; e Anexo I h) Cópia da Ata do Conselho de Administração com o valor aprovado que serve de parâmetro para submissão do ato ou contrato à aprovação do CA; del egações das competências do conselho para a Diretoria Executiva. Anexo II 2.7 Dos patrocínios (RA) PATROCÍNIOS AMBIENTAIS Também apoiamos projetos e iniciativas da sociedade com foco em meio ambiente. Ao longo do ano, investimos R$ 93,9 milhões em 95 projetos ambientais. Alinhada aos desafios de gestão referentes à responsabilidade social e às mudanças do clima, e potencializando os resultados alcançados, a Petrobras reformulou em 2008 o Programa Petrobras Ambiental e ampliou seu tema para “Água e Clima: contribuições para o desenvolvimento sustentável”. O programa possui três ações estratégicas: investimentos em patrocínios a projetos ambientais; fortalecimento de organizações ambientais e de suas redes; e disseminação de informações para o desenvolvimento sustentável.

Em 2009, o Projeto Tamar completou 30 anos e é reconhecido como o projeto que há mais tempo é patrocinado pela Petrobras. A parceria completou 28 anos e conta com a participação de toda a sociedade, sobretudo as comunidades costeiras, que têm papel fundamental nos resultados positivos alcançados. O projeto conquistou o marco de liberar ao mar mais de 9 milhões de tartarugas marinhas, recuperando consideravelmente três das cinco espécies que estavam ameaçadas de extinção no Brasil. Na temporada 2008/2009, o projeto registrou um total aproximado de 20 mil desovas, considerando os ninhos do litoral e das ilhas oceânicas, em cerca de mil quilômetros de praia. O Brasil hoje é uma das principais áreas de desova da tartaruga-de-pente no Atlântico, e a Petrobras é a maior patrocinadora de projetos de preservação da biodiversidade marinha na América Latina.

INFORMAÇÃO SIGILOSA



PATROCÍNIOS CULTURAIS O patrocínio cultural da Petrobras está em sintonia com as políticas públicas para o setor e ressalta o compromisso da companhia com a responsabilidade social e com o crescimento do País. Em 2009, foram investidos R$ 154,6 milhões em projetos culturais. Por intermédio do Programa Petrobras Cultural, a companhia patrocina iniciativas de interesse público e proporciona o acesso democrático aos recursos em todo o País, fundamentando sua atuação numa política cultural de alcance social e de afirmação da identidade brasileira.

Além disso, patrocinamos projetos que contribuem para a permanente construção da memória cultural brasileira, consolidando o trabalho de resgate, recuperação, organização e registro do acervo material e imaterial da cultura, priorizando aqueles em situação de risco, ampliando o acesso a esses acervos. O programa contempla as linhas de atuação de produção e difusão, preservação e memória, e formação. PATROCÍNIOS ESPORTIVOS A Petrobras investe no esporte e apoia projetos de todo o Brasil por meio de diferentes programas para as diversas modalidades. No Petrobras Esporte de Rendimento, o foco é voltado para o futebol, o handebol, para eventos de surfe e de tênis. Já no Petrobras Esporte Motor, a companhia, além de patrocinar eventos, possui uma ação de cooperação tecnológica com equipes em competições automobilísticas e motociclísticas, em que os projetos são utilizados como um campo de pesquisa e desenvolvimento dos produtos Petrobras. Ao longo do ano, investimos R$ 42,4 milhões em projetos esportivos. Em 2009, a companhia reforçou seu apoio ao handebol brasileiro, patrocinando a primeira edição da Copa Petrobras de Handebol. A competição, patrocinada por meio da Lei de Incentivo ao Esporte, contou com a participação de 695 equipes de escolas de todas as regiões do País, reunindo cerca de 10 mil estudantes, com idades entre 11 e 14 anos.


2.8 Da Pesquisa e Desenvolvimento (RA) Capital de domínio tecnológico Para garantir suporte tecnológico às metas de crescimento de suas áreas de negócios, a Petrobras dedica recursos significativos a Pesquisa & Desenvolvimento (P&D). Em 2009, a empresa investiu aproximadamente R$ 1,5 bilhão em P&D. Boa parte desse investimento, em torno de R$ 500 milhões, foi destinada a projetos com universidades e institutos de pesquisa brasileiros, em parcerias que vêm impulsionando o desenvolvimento tecnológico nacional na área de energia. Nesse sentido, destaca-se a inauguração de laboratórios de padrão mundial de excelência, dedicados a temas estratégicos para o negócio da companhia. Com instalações experimentais de ponta e projetos avançados de P&D em mais de 80 instituições de Ciência & Tecnologia de vários estados, a Petrobras proporciona um salto qualitativo à pesquisa no Brasil. O Centro de Pesquisas & Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), da Petrobras, o maior centro de pesquisas aplicadas do Hemisfério Sul, está sendo ampliado. A expansão, a ser concluída em 2010, duplicará as áreas dedicadas a P&D. Seus 2.100 empregados formam um corpo técnico altamente qualificado: 60% dos profissionais têm curso superior e, desses, 56% possuem mestrado ou doutorado. Exploração e Produção A Petrobras vem se dedicando intensamente às pesquisas relacionadas ao desenvolvimento da produção do polo Pré-Sal e concluiu, em 2009, importantes etapas desse trabalho. Foram consolidados os modelos geológicos das bacias de Santos, Campos e Espírito Santo, a partir dos quais será possível determinar, com maior precisão, as áreas mais favoráveis à ocorrência de novos reservatórios. A companhia obteve resultados tecnológicos importantes para a redução dos custos no Pré-Sal. Ensaios de corrosão em condições severas e análises de efeitos de interação entre as rochas carbonáticas (que formam os reservatórios do Pré-Sal) e os materiais utilizados na produção reduziram em 20% os custos de perfuração e geraram uma economia de US$ 20 milhões por poço, com a substituição da metalurgia. Houve também uma redução significativa no tempo de perfuração na área do Pré-Sal, levando-se a economias no uso de sondas. Os avanços da pesquisa contribuíram ainda para aumentar a recuperação do petróleo no Pré-Sal, garantir o escoamento do óleo e reduzir o impacto de precipitados (parafinas e asfaltenos) que podem prejudicar o fluxo do óleo. Merece destaque a padronização dos projetos de plantas de processamento para oito unidades flutuantes de produção e estocagem de petróleo (FPSOs) que deverão ser utilizadas na área do Pré-Sal. Esse trabalho contribuiu para definir a solução técnico-econômica mais adequada para a nova província. Gás e Energia A companhia obteve avanços nas soluções tecnológicas para o aproveitamento do gás natural do Pré-Sal. Um exemplo é a tecnologia GTL (gas to liquids), pela qual o gás natural é processado e transformado em óleo sintético. Para realizar esse processamento em embarcações offshore, está em fase final de construção uma planta-piloto de GTL embarcado, que permitirá, a partir de 2010, avaliar essa tecnologia para uso nos Testes de Longa Duração (TLD) nos reservatórios do Pré-Sal. A liquefação do gás natural é outra alternativa para o transporte offshore de gás. A Petrobras está desenvolvendo, com grandes empresas internacionais de engenharia, projetos básicos de unidades flutuantes de gás natural liquefeito, com tecnologia inédita no cenário mundial. Essas unidades poderão receber e processar o gás das unidades de produção. Abastecimento Com o objetivo de ampliar o processamento dos petróleos nacionais de elevada acidez, a Petrobras implementou, em 2009, uma nova metodologia para aperfeiçoar o planejamento das misturas de óleo nas refinarias. Assim, foi possível aumentar o processamento de petróleo em 60 mil bpd, reduzir a importação de óleo leve e aprimorar a confiabilidade dos processos de refino. Na área de combustíveis, foi desenvolvida uma nova formulação para a Gasolina Podium da Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), que reduziu a importação de componentes e gerou ganhos econômicos de 6% em relação à tradicional. Além disso, a tecnologia H-BIO, desenvolvida pela Petrobras para produzir


óleo diesel a partir do coprocessamento de óleos vegetais, foi aprimorada para reduzir a formação de gases oriundos do processo. Biocombustíveis A produção de biodiesel cresceu em 2009 devido à ampliação em 90% da capacidade das plantas industriais de Candeias/BA, Quixadá/CE e Montes Claros/MG. A Unidade Experimental de Guamaré/RN, que produz biodiesel a partir de óleo de girassol ou soja, também teve sua capacidade aumentada e passou a operar em regime contínuo de produção, para realizar testes de tecnologias em maior escala.

Os testes em planta-piloto com enzimas e micro-organismos prosseguiram em 2009, com a finalidade de otimizar o processo de produção de etanol de segunda geração a partir de bagaço de cana. Com base nas informações obtidas, será construída, até 2011, uma unidade de produção em escala experimental. Meio ambiente e sustentabilidade Com relação ao sequestro de carbono, a Petrobras começou, em 2009, os testes de injeção de CO2 em alta pressão, no campo terrestre de Miranga, em Pojuca/BA. Correntes de CO2 deixarão de ser emitidas na atmosfera e serão injetadas nos poços, para aumentar o fator de recuperação de petróleo. Nesse processo serão testadas tecnologias de separação, captura e armazenamento de CO2, que poderão contribuir para futuros projetos ligados ao desenvolvimento do Pré-Sal na Bacia de Santos. 2.9 Siglas e Abreviações Descrever o significado das principais siglas e abr eviaturas, próprias do mercado de petróleo, utilizadas no Relatório de Atividades, IAN e 20F, c omo por exemplo, Mpd (mil barris por dia). ADR – American Depositary Receipts

Certificados negociáveis nos Estados Unidos e que representam uma ou mais ações de uma companhia estrangeira. Um banco depositário norte-americano emite os ADRs contra o depósito das ações subjacentes, mantidas por um custodiante no país de origem das ações. No caso das ações da Petrobras, em 2007 foi alterada a relação entre ações e ADRs e cada ADR passou a representar duas ações subjacentes.

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica.

ANTT Agência Nacional de Transportes Terrestres.

ANTAQ Agência Nacional de Transportes Aquaviários.

BID Banco Interamericano de Desenvolvimento.

BM&FBOVESPA BM&FBOVESPA S.A. ― Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros.

Brasil República Federativa do Brasil.

Braskem Braskem S.A.

CADE Conselho Administrativo de Defesa Econômica.

CFC Conselho Federal de Contabilidade.

Copesul Companhia Petroquímica do Sul.

CPC Comitê de Pronunciamentos Contábeis criado pela Resolução CFC nº 1.055, de outubro de 2005, e formado pela Associação Brasileira das Companhias Abertas ― ABRASCA, Associação


dos Analistas Profissionais de Investimento do Mercado de Capitais ― APIMEC Nacional, BM&FBOVESPA, CFC, Instituto Brasileiro dos Auditores Independentes ― IBRACON e FIPECAFI ― Fundação Instituto de Pesquisas Contábeis, Atuariais e Financeiras.

CVM Comissão de Valores Mobiliários.

EBN Empresa Brasileira de Navegação.

DNPM Departamento Nacional de Produção Mineral.

IASB International Accounting Standards Board.

IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis.

IFRS International Financial Reporting Standards, normas internacionais de relato financeiro estabelecidas pelo IASB.

Instrução CVM nº 480/09 Instrução CVM nº 480, de 7 de dezembro de 2009.

Ipiranga Petroquímica Ipiranga Petroquímica S.A.

Lei 6.404/76 ou Lei das Sociedades por Ações Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976, conforme alterada.

Lei 11.638/07 Lei nº 11.638, de 28 de dezembro de 2007.

Lei 11.941/09 Lei nº 11.941, de 27 de maio de 2009.

Lei do Gás Lei nº 11.909, de 4 de março de 2009.

Lei do Petróleo Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997

Nansei Nansei Sekiyu K.K.

Norquisa Nordeste Química S.A.

Odebrecht Odebrecht S.A.

Petrobras Distribuidora Petrobras Distribuidora S.A. – BR

Petroecuador Empresa Estatal Petróleos del Ecuador.

Petroquisa Petrobras Química S.A.

PifCo Petrobras International Finance Company.


Refinaria de Petróleo Ipiranga Refinaria de Petróleo Ipiranga S.A.

SDE Secretaria de Direito Econômico.

SEAE Secretaria de Acompanhamento Econômico.

SEC Securities and Exchange Commission — Órgão regulador e fiscalizador do mercado de capitais norte-americano, equivalente, no Brasil, à Comissão de Valores Mobiliários (CVM).

Sistema Petrobras A Petrobras, suas controladas e sociedades de propósito específico, quando referidas em conjunto.

Sumitomo Sumitomo Corporation.

Tbp Toneladas brutas de petróleo Transpetro

Petrobras Transporte S.A. — Transpetro

Ultrapar Ultrapar Participações S.A.

Unipar Unipar – União de Indústrias Petroquímicas S.A.

3. Ambiente Financeiro 3.1 Desempenho empresarial e acionário (Relatório d e Atividades) a) Desempenho empresarial (FR)

Análise 2009 x 2008:

A redução dos preços de venda de derivados e de petróleo influenciados pelo comportamento das

cotações internacionais, o menor volume de vendas no mercado interno, devido à retração do consumo

industrial e a despesa extraordinária com participação especial foram os fatores de maior influência no

resultado operacional da companhia. Estes efeitos foram compensados pela valorização da taxa média do

Dólar e o aumento do volume das exportações, resultado do aumento da produção nacional de petróleo.

b) Variação da receita A Receita Operacional Líquida da Petrobras passou de R$ 215,12 bilhões, em 2008, para R$ 182,71 bilhões, em 2009. c) Resultado Econômico-Financeiro (FR)

Análise da Demonstração de Resultado – 2009 x 2008 :

Em 2009, o lucro líquido consolidado atingiu R$ 28.982 milhõe s, refletindo a redução nos preços de vendas, as perdas cambiais durante o período em que a companhia manteve exposição líquida ativa em Dólar e a despesa extraordinária com participação especial, destacando-se: Receita Líquida

As vendas de derivados e de petróleo foram influenciadas pela redução no preço das commodities que resultou numa diminuição dos preços das exportações. A manutenção dos preços do diesel e da gasolina, de maio/2008 ao início de junho/2009, permitiu que o preço médio de venda no país reduzisse apenas


11%, minimizando os impactos da oscilação dos preços sofridos pelo setor petrolífero. O aumento no volume das exportações, propiciado pelo aumento na produção (5%) e o efeito da valorização do Dólar atenuaram esses efeitos. Custo das Vendas

Os custos médios unitários foram mais baixos devido aos menores gastos com importações de petróleo e derivados e com participações governamentais, refletindo o comportamento das cotações internacionais e a menor participação de derivados importados, em função do aumento da produção. Parte desse efeito foi compensada pelo aumento na depleção e depreciação devido à revisão de reservas. Lucro Bruto

A lucratividade das vendas de derivados e petróleo foi influenciada pela redução no preço das commodities, atenuada pela valorização da taxa média do dólar no período (8,8%), e da manutenção dos preços do diesel e da gasolina, de maio/2008 ao início de junho/2009, permitindo que o preço médio de venda no país reduzisse em menor escala (11%), em relação aos custos médios unitários, minimizando os impactos da oscilação dos preços sofridos pelo setor petrolífero. As Despesas Operacionais mantiveram-se estáveis. Destacam-se abaixo as principais variações: Tributárias: Redução de R$ 205 milhões devido ao menor imposto retido, neste ano, na distribuição de dividendos entre as subsidiárias no exterior (R$ 80 milhões), redução do PIS e COFINS incidentes nas receitas com atividade não fim e do IOF sobre operações financeiras (R$ 52 milhões). Provisão para perda no valor recuperável de ativos: A redução de R$ 389 milhões deve-se à maior provisão dos ativos de Exploração e Produção reconhecida em 2008, em função da redução da estimativa dos preços futuros de petróleo. Pesquisa e Desenvolvimento: Redução de R$ 342 milhões, reflexo da provisão destinada à contratação de projetos de instituições credenciadas pela ANP (R$ 533 milhões), devido à menor cotação do petróleo que afeta a base de cálculo para fixação do investimento mínimo em pesquisa; Outras Despesas Operacionais: Aumento de R$ 876 milhões em virtude da despesa extraordinária com participação especial do campo de Marlim, em set/2009, conforme acordo entre a Petrobras e a ANP (R$ 2.065 milhões). Este efeito foi compensado pela redução da perda com a desvalorização dos estoques (R$ 731 milhões), despesas não recorrentes como a provisão, em 2008, para contingências relacionadas com royalties adicionais do campo Guando, na Colômbia (R$ 227 milhões), menores despesas de Relações Institucionais e Projetos Culturais (R$ 185 milhões) e efeito cambial na conversão dessas despesas (R$ 159 milhões), além da inclusão das novas operações do Chile e Japão. Resultado Financeiro Líquido: Desempenho negativo no resultado financeiro de R$ 5.967 milhões, em razão de perdas cambiais sobre ativos no exterior (R$ 12.055 milhões), combinadas com resultado negativo nas operações de hedge (R$ 1.075 milhões) que superaram os ganhos cambiais sobre o endividamento líquido (R$ 2.771 milhões) e a variação monetária sobre financiamentos (R$ 2.727 milhões).

Participação em Investimentos: Aumento de R$ 790 milhões, destacando o maior resultado do setor petroquímico (R$ 682 milhões), que em 2008 tinham sido impactados pelas perdas cambiais sobre endividamento e do segmento internacional (R$ 127 milhões), refletindo maiores perdas com a refinaria de Pasadena em 2008, devido à amortização e ao impairment de ágio, em comparação com as perdas em 2009, decorrentes da diferença entre o valor justo estimado dos ativos líquidos e o definido pelo painel arbitral, relativa à aquisição dos 50% remanescentes das ações da refinaria de Pasadena.


Participação de Acionistas não controladores: Efeito negativo de R$ 4.842 milhões, decorrente dos ganhos cambiais sobre dívida de projetos estruturados e outros. Imposto de Renda e Contribuição Social Redução de R$ 5.985 milhões por conta de: a) menor lucro no ano de 2009 gerado pelo Sistema Petrobras; b) incremento de resultados em unidades no exterior com taxas diferenciadas de impostos e c) prejuízos em 2008 de algumas controladas sem expectativa de utilização do benefício fiscal a médio prazo. d) Investimentos A Petrobras manteve em 2009 os investimentos de R$ 70,8 bilhões previstos no seu Plano Estratégico, acreditando na recuperação dos preços e da demanda de médio e longo prazos. Esse valor foi 33% superior ao investido em 2008. A evolução dos investimentos assegura a estratégia de crescimento integrado da companhia, focada em ampliar sua atuação nos mercados-alvo de petróleo, derivados, petroquímica, gás e energia, biocombustível e distribuição.

Os investimentos de R$ 30,8 bilhões na área de E&P foram recorde em 2009 e destinaram-se ao aumento da produção e das reservas de petróleo e gás natural. Destacam-se os projetos de desenvolvimento das acumulações do Pré-Sal, em especial o projeto piloto de Tupi, cujo início da produção está previsto para o último trimestre de 2010. . A área de Abastecimento investiu R$ 16,5 bilhões, o equivalente a 23,3% do total. Os recursos foram aplicados no aumento da capacidade de refino, na melhoria do perfil da produção e no aprimoramento da qualidade dos produtos. Foram também instaladas novas unidades nas refinarias, prosseguiram as obras de implantação da Refinaria Abreu e Lima e do Comperj e foram iniciados os investimentos nas duas refinarias Premium e na Refinaria Potiguar Clara Camarão. Com o objetivo de dar suporte à crescente produção da Petrobras, intensificaram-se os investimentos em dutos e na expansão da frota. Na área de Gás e Energia, os investimentos atingiram R$ 6,6 bilhões, o que equivale a 9,3% do total. Os recursos foram aplicados principalmente na ampliação da malha de dutos, para atender ao volume de vendas de gás natural e energia elétrica fixado no Plano Estratégico. O gasoduto Urucu-Coari-Manaus, por exemplo, é um importante agente na redução das emissões de gases de efeito estufa na região, pois permitirá substituir o óleo diesel e o óleo combustível, atualmente usados nas usinas termelétricas, por gás natural. Outros gasodutos igualmente importantes são o Cacimbas-Catu, que ligará as regiões Sudeste e Nordeste, e o Cabiúnas-Reduc (Gasduc III), que fará a conexão entre o terminal de Macaé e a refinaria de Duque de Caxias, no Rio de Janeiro.

Para manter a liderança no mercado brasileiro e ampliar a visibilidade da marca Petrobras entre os consumidores, a área de Distribuição aplicou R$ 0,6 bilhão, ou 0,9% do total dos investimentos da companhia, em projetos voltados principalmente para os mercados automotivo e consumidor e também nas áreas de logística e operações. Os investimentos foram direcionados para a ampliação, a modernização e a manutenção da infraestrutura varejista de distribuição de derivados, com destaque para a mudança de imagem dos postos da Alvo Distribuidora, incorporada pela Petrobras Distribuidora. A infraestrutura logística foi aperfeiçoada, de modo a assegurar melhor atendimento e entrega de produtos, além de serviços de alta qualidade. Essas iniciativas, entre outros fatores, contribuíram para o aumento de 3,6 p.p. de market share.

Para a Área Internacional foram alocados R$ 6,8 bilhões, 9,7% do total dos investimentos, com foco no posicionamento estratégico da companhia. As prioridades foram América Latina, Golfo do México e costa oeste da África. Prosseguiram os projetos de exploração, refino e distribuição, com o objetivo de incrementar a produção de petróleo e ampliar a capacidade de refino e distribuição no exterior. A compra da participação da Exxon Mobil na Esso Chile Petrolera, em 2009, foi um movimento alinhado ao Plano Estratégico 2009-2013. Essa aquisição amplia a presença da Petrobras no segmento de distribuição, nos mercados de varejo, industrial e de aviação, e conta com a operação de uma rede de pontos de venda em cinco países: Argentina, Chile, Colômbia, Paraguai e Uruguai. Destaca-se também a aquisição dos ativos da Chevron Chile SAC, entre os quais: uma fábrica de lubrificantes na capital chilena, 23 tanques para o armazenamento de matérias-primas e produtos acabados e a cessão de uso da marca.


e) Desempenho das ações (mercado de capitais) O ano de 2009 foi marcado pelo contínuo aumento da liquidez e pela melhora das expectativas em relação ao crescimento econômico mundial. Isso se refletiu no aumento do preço do petróleo, que apresentou trajetória crescente após intensa queda no segundo semestre de 2008, em função da crise econômica mundial. O comportamento mais dinâmico dos mercados também representou a volta dos investimentos externos aos países em desenvolvimento, como o Brasil. Isso ficou claro com a forte valorização da Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros (BM&FBovespa). Ao propor o aumento de seus investimentos logo no início de 2009, quando apresentou o seu Plano de Negócios 2009-2013, a Petrobras ratificou o elevado potencial de sua carteira de projetos, o que foi interpretado positivamente pelo mercado. As ações e os recibos da Petrobras apresentaram expressivos ganhos ao longo do exercício, com retornos significativos para seus acionistas. Esse desempenho decorreu dos bons resultados operacionais, das novas descobertas de petróleo e gás, da confirmação do enorme potencial da região do Pré-Sal e da reação positiva em relação ao novo marco regulatório de exploração e produção de petróleo e gás, proposto pela União. O valor de mercado da companhia em 2009 cresceu 100% em dólares, atingindo US$ 199,4 bilhões. No mesmo período, o AmexOil, índice que inclui grandes empresas do setor, subiu apenas 9%. Dentre as principais empresas de óleo e gás do mundo, a Petrobras foi a que apresentou a maior elevação de valor de mercado. O mesmo movimento ocorreu com a variação das ações: na BM&FBovespa, as ações ordinárias (PETR3) subiram 52%, e as preferenciais (PETR4), 61% no ano. Na New York Stock Exchange (NYSE), onde se negociam os recibos ordinários (PBR) e preferenciais (PBR/A), os ganhos foram de 95% e 108%, respectivamente. Os diferenciais de ganhos entre os dois mercados estiveram atrelados, fundamentalmente, ao comportamento da taxa de câmbio, com a significativa valorização do real no ano (+25%). Apesar da recuperação da economia mundial e da melhora na disposição dos investidores durante 2009, o volume financeiro médio das principais bolsas de valores ficou em um patamar inferior ao de 2008. Em 2009, porém, as ações e os recibos da Petrobras continuaram em destaque e foram os mais negociados, tanto na BM&FBovespa quanto na NYSE. O giro financeiro médio dos papéis da companhia negociados diariamente em ambas as Bolsas alcançou aproximadamente US$1,3 bilhão por dia. Em 31 de dezembro de 2009 a Petrobras contabilizava 313.870 acionistas na BM&FBovespa. Considerando os cotistas de fundos de investimentos em ações da Petrobras (402.510), os aplicadores de recursos com o FGTS (92.867) e os detentores de ADRs (150 mil, aproximadamente), o total de investidores da companhia ficou em torno de 1 milhão. Em 2009, a companhia distribuiu dividendos brutos de R$ 1,1882 por ação ordinária ou preferencial, referentes ao exercício de 2008. No total, o volume financeiro alcançou R$ 10,4 bilhões. Além disso, no fim do ano, a Petrobras aprovou e efetuou o pagamento de três distribuições antecipadas de juros sobre capital próprio (JCP), referentes ao exercício de 2009. Em termos absolutos, o total desse pagamento foi de R$ 0,70 por ação ordinária ou preferencial. O volume financeiro dos dividendos pagos atingiu R$ 6,14 bilhões. f) Financiamentos corporativos (mercado de capitais) A Petrobras foi bem-sucedida ao implementar seu plano de captações para 2009, apesar de algumas dificuldades enfrentadas no início do ano, quando eram poucas as opções de acesso ao mercado de crédito a um custo considerado razoável. Para viabilizar o Plano de Negócios 2009-2013, que previa a captação de US$ 18,1 bilhões em 2009, a companhia obteve empréstimos-ponte de US$ 6,5 bilhões em instituições financeiras, no início do ano. A Petrobras obteve também um financiamento de R$ 25 bilhões do BNDES, destinado a projetos desenvolvidos pela companhia e por duas de suas subsidiárias: a Refinaria Abreu e Lima S.A. (RNEST) e a Transportadora Associada de Gás (TAG). Após obter esses recursos, a Petrobras pôde esperar o melhor momento para acessar os mercados. O reconhecimento da qualidade do crédito da Petrobras, por parte de bancos, investidores e agências oficiais de crédito, criou condições favoráveis, em termos de custo e prazo, para o financiamento de suas atividades.


No mercado internacional de capitais, a PifCo, subsidiária integral da Petrobras, emitiu em fevereiro de 2009 um título (bond) com cupom de 7,875% ao ano e vencimento em março de 2019. O montante dessa operação atingiu US$ 1,5 bilhão e o retorno ao investidor foi de 8,125% ao ano. Em julho, a companhia reabriu esse título, no valor de US$1,25 bilhão, com retorno ao investidor de 6,875% ao ano. Em outubro, a companhia acessou novamente o mercado de capitais internacional através da PifCo, com uma operação de US$ 4 bilhões e vencimentos em 10 e 30 anos. O título com vencimento em janeiro de 2020 obteve um montante de US$ 2,5 bilhões, com cupom de 5,750% e retorno ao investidor de 5,875% ao ano. Já o título com vencimento em janeiro de 2040 atingiu US$ 1,5 bilhão, com cupom de 6,875% e retorno ao investidor de 7,000% ao ano. A captação teve uma demanda 2,9 vezes superior ao seu volume, com participação de mais de 500 investidores dos Estados Unidos, Europa, Ásia e América Latina, em sua maioria interessados no mercado de renda fixa de empresas com grau de investimento. Em 2009, os recursos levantados com as operações no mercado internacional de capitais foram usados para fins corporativos e para pagar a totalidade dos empréstimos-ponte que a companhia tomou no início do ano, o que representou o alongamento de suas dívidas com redução do custo. No mercado doméstico, a Petrobras captou R$ 600 milhões por meio de três emissões privadas de Certificados de Recebíveis Imobiliários (CRI), adquiridos em sua totalidade por instituições financeiras, com prazo de pagamento entre 10 e 15 anos. Esses recursos destinaram-se à conclusão da nova sede administrativa de Vitória/ES e do Estaleiro Rio Grande – estrutura para construção e reparo de plataformas –, no Rio Grande do Sul. O ano de 2009 foi marcado por um expressivo acesso da companhia ao mercado bancário, garantindo sua liquidez em meio à crise internacional. Foram contratadas operações no valor de US$ 10,2 bilhões, no mercado internacional, e de R$ 3,6 bilhões, no mercado doméstico, a preços competitivos, levando-se em conta as alterações de mercado decorrentes da crise internacional. Nos financiamentos pelas Agências de Crédito à Exportação (Export Credit Agencies – ECA), a Petrobras captou, por intermédio da Petrobras Netherlands B.V. (PNBV), US$ 262 milhões nos bancos Santander e Citi, com seguro de crédito da EKF, a ECA da Dinamarca. Para dar suporte aos negócios da companhia, foram contratadas garantias bancárias de US$ 5,6 bilhões nos mercados doméstico e internacional. g) Projetos estruturados (mercado de capitais) A atual configuração do Relatório de Administração não apresenta a informação sobre Projetos Estruturados. 3.2 Análise Financeira (RA) a) Resumo econômico-financeiro

*De acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (Leis 11.638/07 e 11.941/09 e pronunciamentos, interpretações e orientações do CPS, resoluções do CFC e regulamentação da CVM até 31de dezembro de 2008) b) Resultado consolidado Lucro Líquido (2009): R$ 28, 98 bilhões

*2009 *2008a. Patrimônio Líquido 159.464.599 138.365.282 b. Ativo total 345.607.250 292.163.842 c. Receita líquida 182.710.057 215.118.536 d. Resultado bruto 73.672.812 73.495.177 e. Resultado líquido 28.981.708 32.987.792 f. Número de ações ex tesouraria 8.774.076 8.774.076

g. Valor patrimonial da ação (R$) 18,17452 15,76978 h. Resultado líquido por ação (R$) 3,30311 3,75969

Em R$ mil


c) Resultado por área de negócio

Segmento

E&P

ABASTECIMENTO

G&E

DISTRIBUIÇÃO

INTERNACIONAL

CORPORATIVO

ELIMINAÇÕES

CONSOLIDADO

37.615.279 114% 19.599.677 68%

(3.608.246) -11% 13.332.721 46%

(315.982) -1% 913.635 3%

1.234.579 4% 1.253.928 4%

(1.858.439) -6% (219.816) -1%

(489.016) -1% (4.897.423) -17%

409.617 1% (1.001.014) -3%

32.987.792 100% 28.981.708 100%

2009**2008**

** De acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (Leis 11638/07 e 11.941/09 e CPSs deliberadas pela CVM até 2008)

d) Receita operacional do sistema Petrobras R$ 182,71 bilhões e) Estoques Os estoques consolidados de petróleo, derivados, matérias-primas e álcoois, atingiram o montante de R$ 21.605 milhões em 31.12.2009, 7% superiores aos de 31.12.2008. Em 31.12.2009 a provisão para ajuste a valor de mercado dos estoques era de R$ 609 milhões, contra R$ 1.340 milhões no exercício de 2008.


f) Investimentos Vide item 3.1. d (Investimentos) g) Endividamento

O Endividamento bruto em 31.12.2009 apresentou um crescimento de 55% em relação a 31.12.2008,

devido principalmente as captações realizadas na modalidade de Notas de Crédito à Exportação (R$

3.580 milhões), financiamento com o China Development Bank Corporation (US$ 3.000 milhões) e com o

empréstimo com o BNDES contratado pela Controladora, Transportadora Associada de Gás - TAG e

Refinaria Abreu Lima, de R$ 25.000 milhões referente a cessão onerosa de títulos. Estes financiamentos

destinam-se principalmente, à compra de matéria-prima, ao desenvolvimento de projetos de produção de

óleo e gás, à construção de navios e de dutos, bem como à ampliação de unidades industriais.

h) Exposição cambial

Aproveitando-se de atuar de forma integrada no segmento de energia, a empresa busca, primeiramente,

identificar ou criar proteções naturais (“hedges” naturais), ou seja, beneficiar-se das correlações entre

suas receitas e despesas. No caso específico da variação cambial inerente aos contratos onde o custo e

a remuneração envolvem moedas distintas, esta proteção se dá através da alocação das aplicações do

caixa entre real, dólar ou outra moeda.

O gerenciamento de riscos é feito para a exposição líquida. São elaboradas análises periódicas do risco

cambial subsidiando as decisões da Diretoria Executiva. A estratégia de gerenciamento de riscos

cambiais envolve o uso de instrumentos derivativos para minimizar a exposição cambial de certas

obrigações da Companhia.


i) Valor adicionado

j) Patrimônio Líquido e dividendos Em 31 de dezembro de 2009, o Patrimônio Líquido da Petrobras (Controladora) atingiu o montante de R$ 163.879 milhões, correspondendo a R$ 18,68 por ação. O valor de mercado da Companhia alcançou R$ 347.085 milhões.


3.3 Demonstrações Contábeis Consolidadas e da Contr oladora (Relatório de Atividades) – Apresentar em mídia eletrônica não regravável 3.3.1 Para o Consolidado e Controladora Balanço Patrimonial Demonstração do Resultado do Exercício (DRE) Demonstração do Fluxo de Caixa (DFC) Demonstração do Valor Adicionado (DVA) Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis Anexo III 3.3.2. Somente para a Controladora Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido (DMPL) ou Demonstração de Lucros ou Prejuízos Acumulados (DLPA) 3.3.3. Optativos Demonstração da Segmentação de Negócios Balanço Social Anexo III 3.4 Parecer dos Auditores Independentes (RA) Além do Parecer dos Auditores Independentes constant e do Relatório de Atividades, incluir também Parecer dos auditores independentes registrad os no PCAOB (Public Company Accounting Oversight Board) sobre as DF’s em US GAAP (20F), pois este parecer trata também de controles internos. Anexo III 3.5 Parecer do Conselho Fiscal sobre as contas (RA) Anexo IV 3.6 Análise e Discussão da Administração sobre a Co ndição Financeira e Resultados Operacionais da Petrobras (FR)

10. Comentários dos diretores

10.1. Os diretores devem comentar sobre:

a. condições financeiras e patrimoniais gerais

Nossa estratégia financeira tem como foco a manutenção da alavancagem financeira em uma faixa

adequada, entre 25% e 35%, preservando o custo de capital nos menores níveis possíveis, dado o

ambiente financeiro. Daremos continuidade à nossa política de alongamento do prazo de vencimento de

nossas dívidas, explorando a capacidade de financiamento do mercado doméstico e desenvolvendo uma

forte presença no mercado internacional de capitais, através da ampliação da base de investidores em

renda fixa.

Com relação às perspectivas patrimoniais da Companhia, encontra-se em discussão no Congresso

Nacional o Projeto de Lei nº 5.941/09, através do qual o Governo Federal busca duas autorizações

distintas, a saber:

1) autorização para ceder onerosamente à Petrobras o direito de explorar e produzir petróleo e gás

natural em áreas não licitadas do Pré-Sal, até o limite de 5 bilhões de barris de óleo equivalentes “Cessão

Onerosa”; e

2) autorização para subscrever e integralizar novas ações do capital social da Petrobras “Capitalização”.

Sendo o Projeto de Lei aprovado, é de grande interesse da Petrobras a implementação das autorizações

acima referidas, pois a Cessão Onerosa permitirá à Companhia ter acesso adicional ao bem mais valioso

para qualquer empresa de petróleo: reservas. A incorporação de novas reservas de petróleo e gás natural


ao patrimônio da Petrobras cria condições para maior crescimento e perenidade para Companhia,

resultando em geração de valor para todos os acionistas.

A disposição do Governo Federal de subscrever novas ações permitirá a captação de recursos pela

Petrobras, fortalecendo-a e preparando-a, ainda mais, para o desenvolvimento do seu Plano de Negócios,

ampliado que será pela Cessão Onerosa.

b. estrutura de capital e possibilidade de resgate de ações ou quotas, indicando:

A estrutura de capital da Petrobras (Capital de Terceiros Líquido/Passivo Total Líquido) manteve-se

estável nos últimos anos, passando de 48%, em 2007, para 50% em 2008, 2009 e no primeiro trimestre

de 2010. A alavancagem líquida (Endividamento líquido/(Endividamento líquido+Patrimônio Líquido)), por

sua vez, passou de 19%, em 2007, para 26%, em 2008, e 31%, em 2009. Esse crescimento é decorrente

de captações de recursos, principalmente de longo prazo, que estão sendo aplicadas no programa

intensivo de investimentos da companhia.

i. hipóteses de resgate

Não há previsão de resgate de ações por parte da Companhia.

ii. fórmula de cálculo do valor de resgate

Não há previsão de resgate de ações por parte da Companhia.

c. capacidade de pagamento em relação aos compromissos financeiros assumidos

Utilizamos nossos recursos próprios principalmente com despesas de capital, pagamentos de dividendos

e refinanciamento da dívida. Em 2007, 2008, 2009 e no primeiro trimestre de 2010, atendemos esses

requisitos com recursos gerados internamente e dívidas de curto e longo prazo. Acreditamos que através

da nossa geração de caixa e acessando as mesmas fontes de recursos, manteremos a capacidade de

pagamento em relação aos compromissos assumidos sem que haja comprometimento da saúde

financeira da Companhia.

d. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes

utilizadas

Em 2007, 2008 e 2009, financiamos nosso capital de giro através de dívidas de curto prazo, normalmente

relacionadas ao nosso fluxo comercial, como notas de crédito de exportação e adiantamentos de

contratos de câmbio. Os investimentos em ativos não circulantes são financiados através de dívidas de

longo prazo como emissão de bônus no mercado internacional, agências de crédito de exportação,

financiamento à exportação, pré-pagamento de exportação, bancos de desenvolvimento do Brasil e do

Exterior e linhas de crédito com bancos comerciais nacionais e internacionais.

e. fontes de financiamento para capital de giro e para investimentos em ativos não-circulantes

que pretende utilizar para cobertura de deficiências de liquidez

Pretendemos financiar nosso capital de giro através de dívidas de curto prazo, normalmente relacionadas

ao nosso fluxo comercial, como notas de crédito de exportação e adiantamentos de contratos de câmbio.

Os investimentos em ativos não circulantes deverão ser financiados através de dívidas de longo prazo

como emissão de bônus no mercado internacional, agências de crédito de exportação, financiamento à

exportação, pré-pagamento de exportação, bancos de desenvolvimento do Brasil e do Exterior e linhas de

crédito com bancos comerciais nacionais e internacionais. Outra potencial fonte de recursos refere-se à

capitalização da empresa, prevista no Projeto de Lei nº 5.941/09, que se encontra em discussão no

Congresso Nacional.

f. níveis de endividamento e as características de tais dívidas, descrevendo ainda:

i. contratos de empréstimo e financiamento relevantes



devido principalmente as captações realizadas no exterior, com o China Development Bank Corporation

(US$ 4.000 milhões). Estes financiamentos destinam-se principalmente, à compra de matéria-prima, ao

desenvolvimento de projetos de produção de óleo e gás, à construção de navios e de dutos, bem como à

ampliação de unidades industriais.


devido principalmente as captações realizadas na modalidade de Notas de Crédito à Exportação (R$

3.580 milhões), financiamento com o China Development Bank Corporation (US$ 3.000 milhões) e com o

empréstimo com o BNDES contratado pela Controladora, Transportadora Associada de Gás - TAG e

Refinaria Abreu Lima, de R$ 25.000 milhões referente a cessão onerosa de títulos. Estes financiamentos

destinam-se principalmente, à compra de matéria-prima, ao desenvolvimento de projetos de produção de

óleo e gás, à construção de navios e de dutos, bem como à ampliação de unidades industriais.

O Endividamento bruto em 31.12.2008 apresentou um acréscimo de 65% em relação a 31.12.2007,

provocado pela valorização do Dólar (32%) e pelas captações no país e no exterior, associado ao uso de

recursos com programa intensivo de investimentos. As principais captações no país totalizaram R$

11.584 milhões , principalmente nas modalidades de Notas de Crédito, Adiantamento de Contrato de

Câmbio (ACC) e captações de giro. No mercado bancário internacional foram contratadas linhas de

crédito no total de US$ 2.249 milhões.

O Endividamento bruto em 31.12.2007 apresentou um decréscimo de 8% em relação a 31.12.2006,

provocado, principalmente, pela desvalorização do Dólar (17%) no período.

As principais captações de longo prazo realizadas o primeiro trimestre de 2010 estão demonstradas a seguir:

a) No exterior Valor

Empresa Data (US$ Mil) Vencimento Descrição

Petrobras fev/10 2.000.000 2019

Petrobras mar/10 2.000.000 2019

Financiamento obtido com o China Development Bank (CDB) - Libor mais spread de 2,8% a.a.

US$ 4.000.000 As principais captações de longo prazo realizadas no exercício de 2009 estão demonstradas a seguir:



PifCo fev/09 1.500.000 2019 Global notes - cupom de 7,875%

PifCo março a set/2009 1.100.000 Até 2012 Linhas de crédito - Libor mais spread de mercado.

PifCo jul/09 1.250.000 2019 Global notes - cupom de 7,875%.

PifCo out/09 4.000.000 2020 e 2040 Global notes nos montantes de U$ 2.500.000 e US$ 1.500.000, com cupom de 5,75% e 6,875%.

Petrobras dez/09 3.000.000 2019 Financiamento obtido com o China Development Bank (CDB) - Libor mais spread de 2,8% a.a.

US$10.850.000


b) No país

Valor

Empresa Data (R$Mil) Vencimento Descrição

Petrobras março a nov/2009

3.580.000 Até 2017 Notas de Crédito à Exportação - juros de 110% a 114% da taxa média do CDI.

Petrobras, Rnest e TAG jul/09 25.000.000 2029

Financiamento - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES indexado a variação do Dólar norte-americano mais taxa de juros de mercado.

R$ 28.580.000

As principais captações realizadas no exercício de 2008 estão demonstradas a seguir:

ii. outras relações de longo prazo com instituições financeiras

Não há outras relações de longo prazo com instituições financeiras.

iii. grau de subordinação entre as dívidas

As dívidas corporativas da Petrobras são não subordinadas e todas têm direitos iguais de pagamento.

Com relação a garantias, as instituições financeiras no exterior não requerem garantias à Petrobras. Os

financiamentos concedidos pelo BNDES estão garantidos pelos bens financiados (tubos de aço carbono

para o Gasoduto Bolívia-Brasil e embarcações). Por conta de contrato de garantia emitido pela União em

favor de Agências Multilaterais de Crédito, motivado pelos financiamentos captados pela TBG, foram



PNBV 2008 1. 857.000 2020 Financiamentos a diversas instituições estrangeiras

SPE 2008 392.000 2021 Linhas de crédito US$ 2.249.000 b) No país

Valor Empresa Data (R$ Mil) Vencimento Descrição

Petrobras 2008 3. 25 0.000 Até 2011 Notas de Crédito à Exportação

Petrobras 2008 1.231.460 2009 Adiantamentos de Contratos de Câmbio

Petrobras 2008 3.6 05. 934 Até 2011 Financiamento para capital de giro

SPE 2008 3. 496.786 Até 2022 Linhas de Crédito

R$ 11 .584. 180


firmados contratos de contragarantia, tendo como signatários a União, a TBG, a Petrobras, a Petroquisa e

o Banco do Brasil S.A., nos quais a TBG se compromete a vincular as suas receitas à ordem do Tesouro

Nacional até a liquidação das obrigações garantidas pela União.

A Refap, refinaria do Sistema Petrobras, em garantia às debêntures emitidas, possui uma conta de

aplicações financeiras (depósitos vinculados a operações de crédito) atrelada à variação do Certificado de

Depósito Interbancário - CDI. O saldo da conta deve ser de três vezes o valor da soma da amortização do

principal e acessórios da última parcela vencida

iv. eventuais restrições impostas ao emissor, em especial, em relação a limites de

endividamento e contratação de novas dívidas, à distribuição de dividendos, à

alienação de ativos, à emissão de novos valores mobiliários e à alienação de

controle societário

Há limite de endividamento no contrato realizado com o BNDES em julho de 2009. O limite restringe que

a relação entre a Dívida Líquida em Reais e o EBITDA não ultrapasse 5,5.

g. limites de utilização dos financiamentos já contratados

Não existe limite de utilização dos financiamentos já contratados.

h. alterações significativas em cada item das demonstrações financeiras

R$ Milhões

2010 2009

Vendas brutas 63.324 53.636Encargos de vendas (12.912) (11.006)Vendas líquidas 50.412 42.630 Custo dos produtos vendidos (31.102) (25.815)Lucro bruto 19.310 16.815Despesas operacionais

Vendas (2.072) (1.865)Gerais e administrativas (1.829) (1.749)Custos exploratórios p/ extração de petróleo (1.003) (934)Perda na recuperação de ativos (194) - Pesquisa e desenvolvimento (391) (336)Tributárias (153) (151)Plano de pensão e saúde (408) (371)Outras (1.643) (1.062)

(7.693) (6.468)

11.617 10.347

Resultado Financeiro Líquido Receitas 760 786

Despesas (884) (652)Var. monetárias líquidas (571) (117)

Var. cambiais líquidas (6) (358)(701) (341)

(8.394) (6.809)Participação em investimentos (179) (355)Lucro operacional 10.737 9.651Imposto renda/contribuição social (2.940) (2.929)Lucro Líquido 7.797 6.722

Resultado atribuível aos não controladores (71) (431)

Lucro Líquido atribuível aos acionistas da Petrobra s 7.726 6.291

Lucro Operacional antes do Resultado Financeiro e d a Participação em Investimentos

1º Trimestre


Análise da Demonstração de Resultado – 1º trimestre de 2010:

No primeiro trimestre de 2010, o lucro líquido consolidado atingiu R$ 7.726 milhões, um aumento de 23% sobre o 1T-2009, principalmente devido à cotação do Brent no trimestre que foi de US$ 76/bbl (+73% sobre o 1T-2009), e recuperação dos volumes de venda, destacando-se:

Receita Líquida

As vendas de derivados e de petróleo foram influenciadas pelo aumento no preço das commodities, que resultou nos maiores preços médios das exportações e vendas internacionais, e pelos maiores volumes vendidos no mercado interno, reflexo da recuperação econômica. A redução dos preços do diesel (15%) e da gasolina (4,5%), em junho/2009, e o efeito da desvalorização do Dólar atenuaram esses efeitos.

Custo das Vendas

Os custos médios unitários foram mais altos devido aos maiores gastos com importações de petróleo e

derivados e com participações governamentais, refletindo o comportamento das cotações internacionais e a maior participação de derivados importados, em função do aumento da produção.

Lucro Bruto

A lucratividade das vendas de derivados e petróleo foi influenciada pelo aumento no preço das commodities e maiores volumes vendidos no mercado interno, atenuada pela desvalorização da taxa média do dólar no período (22,1%), e redução dos preços do diesel e da gasolina no mercado interno em junho/2009. As Despesas Operacionais apresentaram aumento de R$ 1.225 milhões, destacando-se as principais variações:

Vendas:

Aumento de R$ 207 milhões devido aos gastos com armazenamento de GNL em navios regaseificadores (R$ 76 milhões), que ainda não estavam operando no 1T-2009. Contribuíram também o aumento nas despesas com frete por conta dos maiores volumes vendidos (R$ 38 milhões), o aumento dos gastos com pessoal na distribuição (R$ 30 milhões), referente ao acordo da categoria em dez/2009, além da baixa da provisão para devedores duvidosos em 2009 (R$ 16 milhões).

Gerais e Administrativas:

Aumento de R$ 80 milhões refletindo os maiores gastos com pessoal (R$ 101 milhões), em decorrência do aumento da força de trabalho e acordos coletivos, atenuados pelas menores despesas com serviços de terceiros (R$ 33 milhões), principalmente consultorias, auditorias e serviços técnicos.

Provisão para perda no valor recuperável de ativos:

O aumento de R$ 194 milhões está relacionado à provisão para perdas, no 1º trimestre de 2010, com a Refinaria de San Lorenzo e termoelétrica da Breitener.

Outras Despesas Operacionais:

Aumento de R$ 581 milhões devido à constituição de provisões de contingências para atender processos judiciais relacionados à ação de execução fiscal relativa à cobrança de ICMS-RJ incidente sobre a plataforma P-36 (R$ 449 milhões), e à ação de perdas e danos pelo desfazimento da operação de cessão de crédito-prêmio de IPI (R$ 399 milhões). Estes efeitos foram atenuados pela redução na provisão para desvalorização dos estoques (R$ 127 milhões), pela maior receita com incentivo de IR sobre o lucro da exploração (R$ 60 milhões) e pela receita decorrente de baixa de obrigações com fornecedores não reclamadas por um período superior a cinco anos (R$ 56 milhões).


Resultado Financeiro Líquido:

O resultado financeiro teve efeito negativo de R$ 360 milhões, tendo em vista as oscilações do câmbio sobre o crescimento do endividamento líquido indexado ao dólar, compensado pelo efeito sobre os ativos no exterior (R$ 319 milhões).

Participação em Investimentos:

O maior resultado com a participação em investimentos relevantes, em R$ 176 milhões, decorreu da provisão para perda de investimento da Refinaria de Pasadena (R$ 341 milhões), em 2009.

Participação de Acionistas não controladores:

A participação dos acionistas não controladores gerou um efeito positivo de R$ 360 milhões, decorrente

da oscilação do câmbio sobre o endividamento das SPE e pelo exercício da opção de compra das ações

de alguns projetos estruturados, além da revisão dos fluxos de recebimentos futuros relativos às

operações de leasing financeiro, ambos no final de 2009.

2009 2008(*) 2008(**) 2007(**)

Vendas brutas 230.504 266.494 284.579 218.254Encargos de vendas (47.794) (51.376) (52.396) (47.676)Vendas líquidas 182.710 215.118 232.183 170.578 Custo dos produtos vendidos (109.037) (141.623) (157.499) (104.398)Lucro bruto 73.673 73.495 74.684 66.180Despesas operacionais

Vendas (7.152) (7.162) (7.639) (6.060)Gerais e administrativas (7.410) (7.247) (7.494) (6.428)Custos exploratórios p/ extração de petróleo (3.458) (3.494) (3.654) (2.570)Perda na recuperação de ativos (544) (933) (925) (446) Pesquisa e desenvolvimento (1.364) (1.706) (1.706) (1.712)Tributárias (658) (863) (901) (1.256)Plano de pensão e saúde (1.370) (1.427) (1.427) (2.495)Outras (5.589) (4.713) (5.335) (5.187)

(27.545) (27.545) (29.081) (26.154)

46.128 45.950 45.603 40.026

Financeiras líquidas Receitas 3.505 3.494 3.797 2.417

Despesas (5.854) (4.193) (5.246) (3.292)Var. monetárias líquidas 2.112 (353) (353) (215)

Var. cambiais líquidas (2.601) 4.181 5.824 (2.931)(2.838) 3.129 4.022 (4.021)

(30.383) (24.416) (25.059) (30.175)Participação em investimentos (84) (874) (399) (465)Lucro operacional 43.206 48.205 49.226 35.540Imposto renda/contribuição social (9.977) (15.962) (16.299) (11.273) Participação dos acionistas não controladores (2.752) 2.090 2.333 (1.743) Participação de Empregados (1.495) (1.345) (1.345) -1012Lucro Líquido 28.982 32.988 33.915 21.512

(*) De acordo com a lei 11.638/07.

(**) De acordo com a lei 6.404/76.

Lucro Operacional antes do Resultado Financeiro e d a Participação em Investimentos

ExercícioR$ milhões



Em 2009, o lucro líquido consolidado atingiu R$ 28.982 milhõe s, refletindo a redução nos preços de vendas, as perdas cambiais durante o período em que a companhia manteve exposição líquida ativa em Dólar e a despesa extraordinária com participação especial, destacando-se: Receita Líquida

As vendas de derivados e de petróleo foram influenciadas pela redução no preço das commodities que resultou numa diminuição dos preços das exportações. A manutenção dos preços do diesel e da gasolina, de maio/2008 ao início de junho/2009, permitiu que o preço médio de venda no país reduzisse apenas 11%, minimizando os impactos da oscilação dos preços sofridos pelo setor petrolífero. O aumento no volume das exportações, propiciado pelo aumento na produção (5%) e o efeito da valorização do Dólar atenuaram esses efeitos. Custo das Vendas

Os custos médios unitários foram mais baixos devido aos menores gastos com importações de petróleo e derivados e com participações governamentais, refletindo o comportamento das cotações internacionais e a menor participação de derivados importados, em função do aumento da produção. Parte desse efeito foi compensada pelo aumento na depleção e depreciação devido à revisão de reservas. Lucro Bruto

A lucratividade das vendas de derivados e petróleo foi influenciada pela redução no preço das commodities, atenuada pela valorização da taxa média do dólar no período (8,8%), e da manutenção dos preços do diesel e da gasolina, de maio/2008 ao início de junho/2009, permitindo que o preço médio de venda no país reduzisse em menor escala (11%), em relação aos custos médios unitários, minimizando os impactos da oscilação dos preços sofridos pelo setor petrolífero. As Despesas Operacionais mantiveram-se estáveis. Destacam-se abaixo as principais variações: Tributárias: Redução de R$ 205 milhões devido ao menor imposto retido, neste ano, na distribuição de dividendos entre as subsidiárias no exterior (R$ 80 milhões), redução do PIS e COFINS incidentes nas receitas com atividade não fim e do IOF sobre operações financeiras (R$ 52 milhões). Provisão para perda no valor recuperável de ativos: A redução de R$ 389 milhões deve-se à maior provisão dos ativos de Exploração e Produção reconhecida em 2008, em função da redução da estimativa dos preços futuros de petróleo. Pesquisa e Desenvolvimento: Redução de R$ 342 milhões, reflexo da provisão destinada à contratação de projetos de instituições credenciadas pela ANP (R$ 533 milhões), devido à menor cotação do petróleo que afeta a base de cálculo para fixação do investimento mínimo em pesquisa; Outras Despesas Operacionais: Aumento de R$ 876 milhões em virtude da despesa extraordinária com participação especial do campo de Marlim, em set/2009, conforme acordo entre a Petrobras e a ANP (R$ 2.065 milhões). Este efeito foi compensado pela redução da perda com a desvalorização dos estoques (R$ 731 milhões), despesas não recorrentes como a provisão, em 2008, para contingências relacionadas com royalties adicionais do campo Guando, na Colômbia (R$ 227 milhões), menores despesas de Relações Institucionais e Projetos Culturais (R$ 185 milhões) e efeito cambial na conversão dessas despesas (R$ 159 milhões), além da inclusão das novas operações do Chile e Japão.


Resultado Financeiro Líquido: Desempenho negativo no resultado financeiro de R$ 5.967 milhões, em razão de perdas cambiais sobre ativos no exterior (R$ 12.055 milhões), combinadas com resultado negativo nas operações de hedge (R$ 1.075 milhões) que superaram os ganhos cambiais sobre o endividamento líquido (R$ 2.771 milhões) e a variação monetária sobre financiamentos (R$ 2.727 milhões).

Participação em Investimentos: Aumento de R$ 790 milhões, destacando o maior resultado do setor petroquímico (R$ 682 milhões), que em 2008 tinham sido impactados pelas perdas cambiais sobre endividamento e do segmento internacional (R$ 127 milhões), refletindo maiores perdas com a refinaria de Pasadena em 2008, devido à amortização e ao impairment de ágio, em comparação com as perdas em 2009, decorrentes da diferença entre o valor justo estimado dos ativos líquidos e o definido pelo painel arbitral, relativa à aquisição dos 50% remanescentes das ações da refinaria de Pasadena. Participação de Acionistas não controladores: Efeito negativo de R$ 4.842 milhões, decorrente dos ganhos cambiais sobre dívida de projetos estruturados e outros. Imposto de Renda e Contribuição Social Redução de R$ 5.985 milhões por conta de: a) menor lucro no ano de 2009 gerado pelo Sistema Petrobras; b) incremento de resultados em unidades no exterior com taxas diferenciadas de impostos e c) prejuízos em 2008 de algumas controladas sem expectativa de utilização do benefício fiscal a médio prazo.


Devido aos ajustes procedidos nas Demonstrações Contábeis terem sido efetivados em dezembro de 2008, conforme previsão legal, os comentários de Desempenho Econômico foram elaborados com base na Lei 6.404/76, antes da Lei 11.638/07, a fim de possibilitar a comparabilidade com períodos anteriores. Em 2008, o lucro líquido consolidado atingiu R$ 32.988 milhões, refletindo os melhores preços médios de realização do petróleo e derivados, o aumento da produção nacional de óleo e gás natural, que cresceu 5% no exercício, o maior volume de vendas e o ganho cambial sobre os ativos monetários líquidos em dólar, que contribuíram preponderantemente para este desempenho, destacando-se: Receita Líquida

As vendas de derivados e de petróleo foram influenciadas pelo aumento no preço das commodities que resultou em maiores preços médios nas vendas no mercado externo e também no mercado interno, devido aos reajustes nos preços do diesel e da gasolina em maio/2008. Contribuíram, ainda, o efeito da valorização do Dólar no período e os maiores volumes vendidos, principalmente no mercado interno. Custo das Vendas Os custos médios unitários foram mais altos devido aos maiores gastos com importações de petróleo e derivados e com participações governamentais, refletindo o comportamento das cotações internacionais. Contribuíram, ainda, o efeito da valorização do dólar no período e os maiores volumes vendidos, principalmente no mercado interno. Lucro Bruto

A lucratividade das vendas de derivados e petróleo foi influenciada pelo aumento no preço das commodities, pela valorização da taxa média do dólar no período e pelo aumento nos volumes vendidos. Houve aumento nas Despesas Operacionais, destacando-se as principais variações: Vendas: Aumento de R$ 1.579 milhões em decorrência do volume das vendas nos mercados interno e externo, refletindo o aumento nos afretamentos de navios, bem como na cotação dos fretes no mercado


internacional (R$ 1.157 milhões), incluindo o efeito da apreciação do Dólar no ano (32%) e maior provisionamento de créditos de liquidação duvidosa (R$ 103 milhões). Gerais e Administrativas: Aumento de R$ 1.066 milhões decorrente dos maiores gastos com pessoal, devido ao aumento da força de trabalho e acordos coletivos no país (R$ 233 milhões) e no exterior (R$ 479 milhões), incluindo o efeito da apreciação do Dólar no ano, além de serviços de terceiros, em consultorias, auditorias e processamento de dados, no país (R$ 164 milhões). Custos Exploratórios: O aumento de R$ 1.084 milhões se refere à baixa de poços secos ou sem viabilidade econômica no país (R$ 971 milhões), devido ao aumento contínuo de poços perfurados nos últimos anos, reflexo da intensificação do programa de investimentos da Companhia, à elevação do custo unitário de perfuração de poços, motivada pela pressão do aquecimento da indústria sobre os insumos, e à diminuição do índice de sucesso exploratório, dada a perfuração de prospectos de maior risco nas bacias de Santos e do Espírito Santo. Provisão para perda no valor recuperável dos ativos: O aumento de R$ 479 milhões reflete o efeito da baixa na cotação do petróleo sobre os ativos de Exploração e Produção. Outras Despesas Operacionais: Aumento de R$ 148 milhões devido à perda com desvalorização de estoques (R$ 1.381 milhões), em função da queda de preços das commodities, compensada pela despesa extraordinária com o Plano Petros (R$ 1.050 milhões) em 2007 e outras reduções de gastos, tais como: Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS) e encargos e multas contratuais (R$ 106 milhões). Plano de Pensão e de Saúde: A redução de R$ 1.068 milhões se deve aos compromissos assumidos com o Acordo de Obrigações Recíprocas (R$ 697 milhões) em 2007, além da redução, em 2008, da despesa atuarial em função do bom resultado dos ativos do Plano em 2007 (R$ 185 milhões) e da implementação do benefício farmácia em 2007 (R$ 97 milhões);

Tributárias: Redução de R$ 355 milhões em virtude da extinção da CPMF, compensada pelo aumento da alíquota do IOF a partir de janeiro de 2008 e pelo aumento de impostos no exterior, destacando os incidentes sobre dividendos e contratos de mútuo. Resultado Financeiro Líquido: Desempenho positivo no resultado financeiro de R$ 8.043 milhões, em razão de ganhos cambiais sobre ativos no exterior (R$ 6.974 milhões), combinados com resultado positivo nas operações de hedge (R$ 1.071 milhões).

Participação em Investimentos: Aumento de R$ 66 milhões, destacando o efeito da variação cambial sobre a conversão das Demonstrações Contábeis das subsidiárias no exterior (R$ 1.315 milhões), reflexo da apreciação do dólar no ano (32%) e o ganho por mudança de participação, devido à reestruturação societária da Quattor Participações (R$ 409 milhões), compensados pelo desempenho das participações no setor petroquímico (R$ 878 milhões) e amortização de ágio (R$ 273 milhões). Participação de Acionistas não controladores:

Efeito positivo de R$ 4.076 milhões, decorrente das perdas cambiais sobre o endividamento das SPE (R$ 2.718 milhões) e redução no resultado de empresas controladas (R$ 1.358 milhões).



Em 2007, o lucro líquido consolidado atingiu R$ 21.512 milhõe s, refletindo, principalmente, variações cambiais decorrentes da forte apreciação do real no período (17%), que levou a uma redução do valor de ativos detidos no exterior, denominados em dólares, e do custo decorrente do acordo realizado com os empregados para alterar o plano de pensão da Companhia, destacando-se:

Receita Líquida

As vendas de derivados e de petróleo foram influenciadas pelo aumento nas vendas internacionais, reflexo das aquisições ao longo de 2006, destacando-se o refino de Pasadena, maiores volumes de vendas no mercado interno, por conta do melhor desempenho da economia, e maiores volumes vendidos no mercado externo, por conta do aumento de produção. Estes fatores foram atenuados pela desvalorização do Dólar. Custo das Vendas Os custos médios unitários foram mais altos devido ao aumento nas vendas internacionais, maiores volumes de vendas no mercado interno e externo e maiores gastos com importações de petróleo e derivados. Contribuiu, ainda, o efeito da desvalorização do dólar no período. Lucro Bruto A lucratividade das vendas de derivados e petróleo foi influenciada pelo aumento nas vendas internacionais, maiores volumes de vendas no mercado interno e externo e pela desvalorização do dólar no período. Houve aumento nas Despesas Operacionais, destacando-se as principais variações: Vendas: Aumento de R$ 269 milhões refletindo o maior volume das exportações (R$ 79 milhões) e das operações offshore (R$ 166 milhões). Gerais e Administrativas: Aumento de R$ 999 milhões decorrente do crescimento da complexidade e do volume de operações da companhia, refletindo em maiores gastos com pessoal no Brasil (R$ 379 milhões) devido ao Acordo Coletivo e ao aumento da força de trabalho, e com serviços de terceiros (R$ 355 milhões), destacando-se serviços de informática e consultorias. Custos Exploratórios: O aumento de R$ 533 milhões está relacionado à intensificação das atividades exploratórias no exterior (R$ 440 milhões), destacando a Turquia, Angola e Irã, e no país (R$ 228 milhões), compensados pela redução da provisão para abandono de poços (R$ 121 milhões). Provisão para perda no valor recuperável dos ativos: No aumento de R$ 401 milhões se destacam as provisões no Equador (R$ 309 milhões) em virtude da majoração da alíquota (99%) dos royalties. Pesquisa e Desenvolvimento: Aumento de R$ 126 milhões em decorrência de pesquisas que visam o desenvolvimento da produção nas atuais reservas, a expansão para novas fronteiras exploratórias, bem como da capacitação do corpo técnico. Plano de Pensão e de Saúde: Aumento de R$ 554 milhões por conta da repactuação do Plano Petros; Outras Despesas Operacionais: Aumento de R$ 1.646 milhões em virtude da repactuação do Plano Petros (R$ 1.051 milhões), dos Acordos Coletivos de Trabalho (R$ 482 milhões) e multas e encargos contratuais vinculados ao fornecimento de gás natural e energia elétrica (R$ 449 milhões). Estes fatores foram compensados pela


recuperação de créditos de ICMS, conforme acordo com a Secretaria da Fazenda do Estado do Ceará (R$ 101 milhões). Resultado Financeiro Líquido: Efeito negativo no resultado financeiro de R$ 2.600 milhões, em razão do aumento da apreciação do real de 8% para 17% sobre recursos aplicados no exterior via controladas, no segmento internacional, em equipamentos de E&P para uso no Brasil e nas atividades comerciais (R$ 1.972 milhões), regularização cambial em 2006 no valor de R$ 321 milhões, não-recorrente, resultado financeiro sobre o aumento do endividamento líquido (R$ 323 milhões) e perda com operações de hedge, vinculadas às atividades comerciais e financeiras (R$ 288 milhões). Esses fatores foram compensados pela redução de despesas com liquidação antecipada de financiamentos (R$ 230 milhões). Participação em Investimentos: Redução de R$ 448 milhões, destacando-se o aumento das perdas cambiais na conversão dos patrimônios líquidos das subsidiárias no exterior.

Análise das Principais Contas do Ativo - 1º trimestr e de 2010 :

Imobilizado: O Quadro abaixo demonstra o forte investimento nas áreas de Exploração e Produção e Abastecimento.

31.12.2009

Custo Depreciação acumulada Líquido Líquido

Exploração e produção 183.853 (60.121) 123.732 116.369 Abastecimento 74.903 (20.564) 54.339 52.456 Distribuição 6.107 (2.578) 3.529 3.503 Gás e energia 43.790 (6.419) 37.371 35.666 Internacional 27.493 (10.618) 16.875 15.252 Corporativo 5.877 (1.338) 4.539 3.833

342.023 (101.638) 240.385 227.079

Consolidado (R$ milhões)

31.03.2010

Análise das Principais Contas do Passivo:

Financiamentos: O aumento no total dos financiamentos de R$ 7.335 milhões deve-se, principalmente à captação junto ao China Development Bank de US$ 4.000 milhões, comentado no item 10.1, letra f deste documento.

Análise das Principais Contas do Ativo – 2009 x 2008 :

Caixa e equivalentes de caixa: Em 31/12/2009 caixa e equivalentes da caixa totalizaram R$ 28.796 milhões, representando um aumento de 81% em relação ao exercício anterior. Esta variação deve- se às captações na modalidade de Notas de Crédito à exportação, financiamento com o China Development Bank e o empréstimo do BNDES, para aplicação na ampliação da capacidade futura de produção de petróleo e gás natural, nas refinarias, em linha com o programa intensivo de investimentos da companhia. Investimentos: A redução deve-se ao deságio na opção de compra de Sociedades de Propósitos Específicos (R$ 1.936 milhões).


Imobilizado: O Quadro abaixo demonstra o forte investimento nas áreas de negócio da Companhia:

Consolidado

2009 2008


Exploração e produção 176.055 (58.183) 117.872 102.290 Abastecimento 75.221 (21.584) 53.637 35.845 Distribuição 6.008 (2.504) 3.504 3.193 Gás e energia 41.400 (5.780) 35.620 27.024 Internacional 25.794 (10.093) 15.701 20.084

Corporativo 5.296 (1.400.) 3.896 2.318

329.774 (99.544) 230.230 190.754

Análise das Principais Contas do Passivo:

Dividendos a Pagar: A redução de R$ 7.582 milhões no saldo em 31.12.2009, em razão do pagamento das antecipações de Juros sobre Capital Próprio ao longo de 2009 no montante de R$ 6.142 milhões, quando comparado com o exercício de 2008 em que não houve antecipação. Financiamentos: O aumento do financiamento de longo prazo de R$ 34.654 milhões deve-se, principalmente à captação do BNDES de R$ 25.000 milhões, comentado no item 10.1, letra f deste documento.



Consolidado

2008 2007



Corporativo 3.268 (950) 2.318 1.894

284.867 (94.113) 190.754 139.941

Análise das Principais Contas do Passivo – 2008 x 20 07:

Financiamentos: O aumento nos financiamento de R$ 25.015 milhões deve-se, principalmente à valorização do dólar e às captações nos mercados interno e externo, conforme comentado no item 10.1, letra f deste documento.


Capital Social e Reservas de Lucros A Assembléia Geral Extraordinária realizada em conjunto com a Assembléia Geral Ordinária em 04 de abril de 2008 aprovou o aumento do capital social da Companhia de R$ 52.644 milhões para R$ 78.967 milhões, mediante a capitalização de reserva de capital no montante de R$ 1.020 milhões e R$ 25.303 milhões com parte de reserva de retenção de lucros de exercícios anteriores, sem a emissão de novas ações, de acordo com artigo 169, parágrafo 1º, da Lei 6.404/76.


Caixa e equivalentes de caixa: Em 31/12/2007 caixa e equivalentes da caixa totalizaram R$ 13.071 milhões, representando uma redução de 53% em relação ao exercício anterior. Esta variação deve-se à aplicação no programa de investimentos, em títulos de longo prazo, na aquisição de participações societárias e na repactuação do Plano Petros.


Consolidado

2007 2006



Corporativo 2.763 (869) 1.894 1.392

218.306 (78.365) 139.941 114.103

Análise das Principais Contas do Passivo – 2007 x 20 06:

Capital Social e Reservas de Lucros

A Assembléia Geral Extraordinária realizada em conjunto com a Assembléia Geral Ordinária em 02 de

abril de 2007 aprovou o aumento do capital social da Companhia de R$ 48.264 milhões para R$ 52.644

milhões, mediante a capitalização de parte de reservas de lucros constituídas em exercícios anteriores,

no montante de R$ 4.380 milhões, sendo R$ 1.008 milhões de reserva estatuária e R$ 3.372 milhões de

reserva de retenção de lucros, sem a emissão de novas ações.

10.2. Os diretores devem comentar:

a. resultados das operações do emissor, em especial:

i. descrição de quaisquer componentes importantes da receita

Nossas receitas advêm de:

(a) vendas locais, que consistem de vendas de derivados (tais como; óleo diesel, gasolina,

combustível para aeronaves, nafta, óleo combustível e gás liquefeito de petróleo), gás natural, etanol,

energia elétrica e produtos petroquímicos;

(b) vendas para exportação, que consistem principalmente de vendas de petróleo bruto e derivados ;


(c) vendas internacionais, que consistem de vendas de petróleo, gás natural e derivados que são

comprados, produzidos e refinados no exterior; e

(d) outras receitas, incluindo serviços, rendas com investimentos e ganhos cambiais.

Estes mesmos componentes relevantes da receita se aplicam para os exercícios de 2007, 2008, 2009 e

primeiro trimestre de 2010.

ii. fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais

Análise Primeiro Trimestre de 2010

O aumento dos preços de venda de derivados e de petróleo nas exportações e vendas internacionais,

influenciados pelo comportamento das cotações das commodities, e o maior volume de vendas no

mercado interno, devido à recuperação da atividade econômica, foram os fatores de maior influência no

resultado operacional da companhia. Estes efeitos foram compensados pela redução dos preços do

diesel (15%) e da gasolina (4,5%), em junho/2009, maiores gastos com participações governamentais, e

despesas não recorrentes como constituição de provisões de contingências para atender processos

judiciais relacionados à ação de execução fiscal relativa à cobrança de ICMS-RJ incidente sobre a

plataforma P-36 (R$ 449 milhões), e ação de perdas e danos pelo desfazimento da operação de cessão

de crédito-prêmio de IPI (R$ 399 milhões).


A redução dos preços de venda de derivados e de petróleo influenciados pelo comportamento das

cotações internacionais, o menor volume de vendas no mercado interno, devido à retração do consumo

industrial e a despesa extraordinária com participação especial foram os fatores de maior influência no

resultado operacional da companhia. Estes efeitos foram compensados pela valorização da taxa média do

Dólar e o aumento do volume das exportações, resultado do aumento da produção nacional de petróleo.


O aumento dos preços de venda de derivados e de petróleo influenciados pelo comportamento das

cotações internacionais, o maior volume de vendas no mercado interno, e a valorização da taxa média do

Dólar foram os fatores de maior influência no resultado operacional da companhia. Estes efeitos foram

compensados pelos custos médios unitários mais altos devido aos maiores gastos com importações de

petróleo e derivados e com participações governamentais, refletindo o comportamento das cotações.


A forte apreciação do real no período (17%), que levou a uma redução do valor de ativos detidos no

exterior, denominados em dólares, o custo decorrente do acordo realizado com os empregados para

alterar o plano de pensão da Companhia, atenuados pelo aumento no volume das vendas nos mercados

interno e externo foram os fatores de maior influência no resultado operacional da companhia.

b. variações das receitas atribuíveis a modificações de preços, taxas de câmbio, inflação,

alterações de volumes e introdução de novos produtos e serviços


Variações de Preços, Taxas de Câmbio:

1T10 2009 2008 2007

Indicadores Econômicos e FinanceirosPetróleo Brent (US$/bbl) 76 62 97 73 Dólar Médio de Venda (R$) 1,80 2,00 1,84 1,95 Dólar Final de Venda (R$) 1,78 1,74 2,34 1,77

Indicadores de Preços Preço Médio de Realização Derivados Bás. Merc. Interno (R$/bbl)

157,65 157,77 176,41 155,45

Preço médio de venda - BrasilPetróleo (US$/bbl) 72,92 54,22 81,55 61,57 Gás Natural (US$/bbl) 14,39 22,53 40,15 35,14

Preço médio de venda - InternacionalPetróleo (US$/bbl) 62,02 53,58 63,16 50,46 Gás Natural (US$/bbl) 14,81 12,65 17,06 16,10

Exercício

Variação do Volume de Vendas em Mil Barris/Dia:

Volume Variação 1T10x1T09

2009 Variação 2009x2008

2008 Variação 2008x2007

2007 Variação 2007x2006

Diesel 733 12% 740 -2,6% 760 8% 705 5%

Gasolina 410 25% 338 -1,7% 344 15% 300 -3%Óleo combustível 104 1% 102 -7,3% 110 4% 106 6%Nafta 149 -2% 164 8,6% 151 -9% 166 1%GLP 203 4% 210 -1,4% 213 3% 206 2%QAV 84 15% 79 5,3% 75 7% 70 9%Outros 168 51% 121 44,0% 84 -51% 172 3%Total derivados 1.851 15% 1.754 1,0% 1.737 1% 1.725 3%Alcoóis, Nitrogenados, Biodiesel e outros

81 -4% 112 27,3% 88 42% 62 41%

Gás natural 257 15% 240 -25,2% 321 29% 248 2%Total mercado interno 2.189 14% 2.106 -1,9% 2.146 5% 2. 035 4%Exportação 749 12% 707 4,6% 676 9% 618 6%Vendas Internacionais 569 -18% 537 -2,7% 552 -6% 586 17%Total mercado externo 1.318 -3% 1.244 1,3% 1.228 2% 1.2 04 11%Total geral 3.507 7% 3.350 -0,7% 3.374 4% 3.239 6%

Exercício1T10 2009 2008 2007


Reflexo da Variação de Preços, Câmbio e Volume no Luc ro Bruto – 1T10:

Reflexo da Variação de Preços, Câmbio e Volume no Luc ro Bruto – 2009 x 2008:

Receita Líquida

Custo das Vendas

Lucro Bruto

. Mercado Interno: - efeito dos volumes vendidos (6.539) 2.395 (4.144) - efeito dos preços (11.686) (11.686)

. Mercado Externo: - efeito dos volumes exportados 3.063 239 3.302 - efeito dos preços de exportações (12.635) (12.635)

. Redução dos Gastos: 21.745 21.745

. Aumento (redução) da lucratividade do segmento de Distribuição 2.632 (2.116) 516

. Aumento (redução) da lucratividade das operações de trading (5.944) 7.721 1.777

. Aumento (redução) das vendas internacionais (4.280) 4.801 521

3.507 (2.815) 692

. Outros (526) 616 90 (32.408) 32.586 178

Valor

16.789

5.122

1.170

512

271

53

(291)

(1.881) 21.745

- serviços de terceiros

- transportes marítimos e dutoviários (1)

- geração e compra de energia para comercialização

- salários, vantagens e encargos

R$ milhõesVariação

2009 X 2008

Análise do Lucro Bruto - Principais Fatores

(*) Composição da variação dos gastos:

. Efeito cambial nas controladas no exterior

(1) Gastos com cabotagem e terminais e dutos.

- importação de petróleo, derivados e gás

- participações governamentais no país

- produtos não petrolíferos, incluindo álcoois, biodiesel e outros

- materiais, serviços, aluguéis e depreciação

Receita Líquida

Custo das Vendas

Lucro Bruto

. Mercado interno: - efeito dos volumes vendidos 2.298 (986) 1.312 - efeito dos preços (1.165) (1.165)

. Mercado externo: - efeito dos volumes exportados (207) 861 654 - efeito dos preços de exportações 3.197 3.197

. (Aumento) redução dos gastos: (2.298) (2.298)

. Aumento (redução) da lucratividade do segmento de Distribuição 1.611 (1.349) 262

. Aumento (redução) da lucratividade das operações de trading 1.800 (1.775) 25

. Aumento (redução) das vendas internacionais 1.546 (831) 715 (1.529) 1.316 (213)

. Outros 230 (224) 6 7.781 (5.286) 2.495

Valor - participações governamentais no país (1.356) - importação de petróleo, derivados e gás (427) - materiais, serviços, aluguéis e depreciação (317) - transportes marítimos e dutoviários (183) - derivados (compras nacionais) (113) - salários, vantagens e encargos (69) - produtos não petrolíferos, incluindo álcoois, biodiesel e outros 27 - serviços de terceiros 58 - nitrogenados 82

(2.298)



1T-2010 X 1T-2009 Análise do Lucro Bruto - Principais Fatores

(*) Composição da variação dos gastos:




Receita Líquida

Custo das Vendas

Lucro Bruto

. Mercado Interno: - efeito dos volumes vendidos 7.386 (7.838) (452) - efeito dos preços 19.638 - 19.638

. Mercado Externo: - efeito dos volumes exportados 1.073 (655) 418 - efeito dos preços de exportações 6.651 - 6.651

. Aumento dos Gastos: - (19.537) (19.537)

. Aumento (redução) da lucratividade do segmento de Distribuição 1.132 (748) 384

. Aumento (redução) da lucratividade das operações de trading 3.444 (4.454) (1.010)

. Aumento (redução) das vendas internacionais 3.306 (3.317) (11)

12.453 (11.261) 1.192 . Outros 6.522 (5.291) 1.231

61.605 (53.101) 8.504

Valor(12.301)

(6.011) 124

(728) (553)

(91) (11) 34

(19.537)


2008 X 2007

Análise do Lucro Bruto - Principais Fatores

(*) Composição da variação dos gastos: - importação de petróleo, derivados e gás


- participações governamentais no país

- produtos não petrolíferos, incluindo álcoois, biodiesel e outros

- geração e compra de energia para comercialização - serviços de terceiros - transportes marítimos e dutoviários (1)

- salários, vantagens e encargos

- materiais, serviços e depreciação




c. impacto da inflação, da variação de preços dos principais insumos e produtos, do câmbio e

da taxa de juros no resultado operacional e no resultado financeiro do emissor

Análise 1º Trimestre 2010

Resultado Operacional: O aumento no custo médio unitário decorreu dos maiores gastos com

importações de petróleo e derivados e com participações governamentais, refletindo o comportamento das cotações internacionais e da maior participação de derivados importados. Resultado Financeiro: Efeito negativo de R$ 360 milhões, tendo em vista as oscilações do câmbio

sobre o crescimento do endividamento líquido indexado ao dólar, compensado pelo efeito sobre os ativos

no exterior (R$ 319 milhões).

2010 2009 2010 X 2009

Resultado financeiro sobre endividamento líquido (792) 10 (802)

Resultado Cambial c/ empresas do sistema 167 (419) 586

Hedge sobre operações comerciais (84) (14) (70)

Títulos e Valores Mobiliários 166 229 (63)

Outras despesas e receitas financeiras líquidas (120) 94 (214)

Outras variações cambiais e monetárias líquidas (38) (241) 203

Resultado Financeiro Líquido (701) (341) (360)

▲ Câmbio (Dólar) 2,29% -0,93%

▲ TJLP 0,00% 0,06%

▲ IGPM 2,78% -0,92%

Libor 6 meses (taxa anual) 0,44% 1,76%

1º Trimestre

RESULTADO FINANCEIRO

R$ milhões

Análise 2009 x 2008 :

Resultado Operacional : A redução no custo médio unitário decorreu dos menores gastos com

importações de petróleo e derivados e com participações governamentais, refletindo o comportamento das cotações internacionais e a menor participação de derivados importados, decorrentes do aumento da produção. Parte desse efeito foi compensada pelo aumento na depleção e depreciação devido à revisão

de reservas (vide tabela acima “ Composição da Variação dos Gastos) Resultado Financeiro: Desempenho negativo em razão de perdas cambiais sobre ativos no exterior (R$

9.224 milhões), combinadas com resultado negativo nas operações de hedge (R$ 1.075 milhões) que superaram os ganhos cambiais sobre o endividamento líquido (R$ 2.771 milhões) e a variação monetária sobre financiamentos (R$ 2.728 milhões).

(Final)


2009 2008 Variação

Efeito Cambial sobre Endividamento Líquido 1.429 (1.342) 2.771 Variação Monetária sobre financiamentos 2.406 (322) 2.728 Despesas Financeiras Líquidas (2.854) (2.570) (284) Resultado financeiro sobre endividamento líquido 981 (4.234) 5.215 Variação Cambial sobre Recursos Aplicados no Exterior viaControladas e SPE (4.205) 5.019 (9.224) Hedge sobre operações comerciais (373) 702 (1.075) Títulos e Valores Mobiliários 764 585 179 Outras despesas e receitas financeiras líquidas 8 585 (577) Outras variações cambiais e monetárias líquidas (13) 472 (485) Resultado Financeiro Líquido (2.838) 3.129 (5.967)

R$ milhões

Análise 2008 x 2007 : Resultado Operacional : Os melhores preços médios de realização do petróleo e derivados, o aumento

da produção nacional de óleo e gás natural, que cresceu 5% no exercício, o maior volume de vendas e o ganho cambial sobre os ativos monetários líquidos em dólar contribuíram preponderantemente para a

melhoria do desempenho. Resultado Financeiro: Desempenho positivo de R$ 8.043 milhões, em razão de ganhos cambiais sobre ativos no exterior (R$ 8.672 milhões), combinados com resultado positivo nas operações de hedge (R$ 1.075 milhões).

2008 2007 Variação

Efeito Cambial sobre Endividamento Líquido (1.315) (688) (627) Variação Monetária sobre financiamentos (321) (110) (211) Despesas Financeiras Líquidas (2.566) (1.805) (761) Resultado financeiro sobre endividamento líquido (4.202) (2.603) (1.599) Variação Cambial sobre Recursos Aplicados no Exterior viaControladas e SPE 6.418 (2.254) 8.672 Hedge sobre operações comerciais 665 (410) 1.075 Títulos e Valores Mobiliários 248 417 (169) Outras despesas e receitas financeiras líquidas 584 941 (357) Outras variações cambiais e monetárias líquidas 307 (114) 421 Resultado Financeiro Líquido 4.020 (4.023) 8.043

R$ milhões

Análise 2007 x 2006 :

Resultado Operacional: A forte apreciação do real no período (17%), que levou a uma redução do valor

de ativos detidos no exterior, denominados em dólares, o custo decorrente do acordo realizado com os

empregados para alterar o plano de pensão da Companhia, atenuados pelo aumento no volume das

vendas nos mercados interno e externo contribuíram preponderantemente para a redução do

desempenho.

Resultado Financeiro: Desempenho negativo no resultado financeiro de R$ 2.600 milhões, em razão do

aumento da apreciação do real de 8% para 17% sobre ativos líquidos em dólar no exterior (R$ 1.972

milhões), regularização cambial em 2006 no valor de R$ 321 milhões, não-recorrente, resultado financeiro

sobre o aumento do endividamento líquido (R$ 323 milhões) e perda com operações de hedge,

vinculadas às atividades comerciais e financeiras (R$ 288 milhões). Fatores compensados pela redução

de despesas com liquidação antecipada de financiamentos (R$ 230 milhões).


10.3. Os diretores devem comentar os efeitos relevantes que os eventos abaixo tenham causado ou se

espera que venham a causar nas demonstrações financeiras do emissor e em seus resultados:

a. introdução ou alienação de segmento operacional

Não Aplicável.

b. constituição, aquisição ou alienação de participação societária

Aumento de Participação no Capital Social da Breitene r Energética S.A.

Até 31 de dezembro de 2009, a Petrobras possuía 30% do capital social da Breitener Energética S.A.,

empresa constituída com o objetivo de geração de energia elétrica, situada na cidade de Manaus, no

Estado do Amazonas. Em 12 de fevereiro de 2010, foram adquiridos 35% de participação no capital social

por R$ 3 mil, passando a Petrobras a deter o controle acionário da empresa. A avaliação do valor justo

dos ativos e passivos não foi concluída, portanto, foi reconhecido preliminarmente um ganho de R$

17.362 mil, conforme CPC 15 - Combinação de Negócios (IFRS 3).

Aquisição da Cayman Cabiunas Investment Co. Ltd .

Em 16 de março de 2010, a Petrobras exerceu a opção de compra da Cayman Cabiúnas Investment Co.

Ltd., por US$ 85 milhões, equivalente a R$ 151.521 mil, conforme previsto no "Put and Call Agreement ".

Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - COMPERJ

Em 05 de fevereiro de 2009, a Petrobras constituiu seis (6) sociedades anônimas no Rio de Janeiro, a

saber:

Comperj Participações S.A. - Sociedade de Propósito Específico, que deterá as participações da

Petrobras nas sociedades produtoras do COMPERJ; Comperj Petroquímicos Básicos S.A. - Sociedade

produtora de Petroquímicos Básicos; Comperj PET S.A. - Sociedade produtora de PTA/PET; Comperj

Estirênicos S.A. - Sociedade produtora de Estireno; Comperj MEG S.A. - Sociedade produtora de Etileno

Glicol e Óxido de Eteno; e Comperj Poliolefinas S.A. - Sociedade produtora de Poliolefinas (PP/PE).

Atualmente, a Petrobras detém 100% (cem por cento) do capital total e votante dessas companhias.

Refinaria de Petróleo Riograndense S.A.

Em 18 de março de 2009, foi finalizado o recebimento dos ativos de refino adquiridos do Grupo Ipiranga,

com a efetiva entrega das ações da Refinaria de Petróleo Riograndense S.A., pertinentes à Petrobras e à

Braskem.

Petroquímica Triunfo S.A. (Acordo de Investimento da Braskem )

Em 07 de abril de 2009, foi incorporada pela Braskem a Petroquímica Triunfo S.A. Essa operação conclui

a integração de ativos prevista no Acordo de Investimentos, celebrado em novembro de 2007 e aprovada

pelo CADE em julho de 2008 entre a Braskem, Odebrecht, Petrobras, Petroquisa e Norquisa. Com a

incorporação, a Petroquisa passou a deter 31,0 % do capital votante e 25,3 % do capital social total da

Braskem.

Refinaria de Pasadena

Em 10 de abril de 2009, no âmbito de processo arbitral existente entre a Petrobras America Inc. - PAI e

outras e a Astra Oil Trading NV - ASTRA e outras, que tramita segundo as regras de arbitragem do

International Centre for Dispute Resolution, foi confirmado como válido o exercício da opção de venda

("put option") pela ASTRA em relação à PAI dos 50% remanescentes das ações da ASTRA na Pasadena

Refinery Systems Inc. ("PRSI"), companhia que detém a Refinaria de Pasadena, e na empresa a ela

ligada de "trading", ambas com escritórios operacionais no Texas.

Ficou definido em US$ 466 milhões o valor a ser pago pela PAI por esses 50% remanescentes de

participação acionária na Refinaria e na Trading em Pasadena. O pagamento seria realizado em três

parcelas, uma primeira no valor de US$ 296 milhões (devida originalmente em 27 de abril de 2009,


segundo a decisão) e as duas seguintes no valor de US$ 85 milhões cada uma, estas duas últimas com

vencimento fixado pelos árbitros para setembro de 2009 e setembro de 2010. A ASTRA apresentou

pedido de esclarecimentos ao painel arbitral acerca de alguns pontos da decisão ("request for

clarification"), mas o painel arbitral houve por bem, em 3 de junho de 2009, confirmar “in totum” a decisão

original, sem apresentar qualquer esclarecimento adicional.

As partes até o momento não se puseram de acordo quanto à finalização das pendências existentes, para

a assinatura de termo de acordo que ponha fim à demanda e permita os pagamentos objeto da decisão.

Em março de 2009 foi reconhecida perda no valor de R$ 341.179 mil (USS 147.365 mil), correspondente

à diferença entre o valor dos ativos líquidos e o valor definido pelo painel arbitral.

Distribuição e logística no Chile

Em 30 de abril de 2009, a Petrobras, através das suas subsidiárias integrais, localizadas na Holanda e

Espanha, concluíram o processo de aquisição dos negócios de distribuição e logística da ExxonMobil no

Chile com o pagamento de US$ 400 milhões, líquidos das disponibilidades das empresas adquiridas.

Em 01 de dezembro de 2009 foi efetivada a compra, por aproximadamente US$ 14 milhões, da Chevron

Chile S.A.C, que produz e comercializa lubrificantes da marca Texaco no Chile.

BSBIOS Marialva Indústria e Comércio de Biodiesel Sul Brasil S.A

Em dezembro de 2009, a Petrobras Biocombustível ingressou no capital social da empresa BSBIOS

Marialva Indústria e Comércio de Biodiesel Sul Brasil S.A. com investimentos no valor de R$ 55 milhões,

passando a deter 50% das ações da empresa. Do total do investimento, R$ 45 milhões já foram

aportados em 2009 e os R$ 10 milhões restantes serão aportados por ocasião do início das operações da

Companhia, previsto para o segundo trimestre de 2010.

A usina BSBIOS Marialva, constituída em 12 de junho de 2009, tem capacidade de produzir 120 milhões

de litros de biodiesel por ano.

Sociedades de Propósitos Específicos – SPE

A Petrobras exerceu em 2009 a opção de compra das SPE listadas no quadro abaixo, conforme previsto

nos Contratos de Opção de Compra e Venda de Ações celebrados entre Petrobras e antigos acionistas

das SPE.

Data da opção

Projeto Razão social da SPE % das ações

Valor da opção

Deságio

30/04/2009 Marlim Marlim Participações S.A 100% 1 57.151

11/12/2009

CLEP

Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos

100%

90.000

1.877.946

30/12/2009 NovaMarlim NovaMarlim Participações S.A 43,43% 1 1.017

Total 90.002 1.936.114

A efetivação da transferência das ações remanescentes da NovaMarlim Participações S.A., 56,57% do

capital social, depende da conclusão de procedimentos formais junto ao agente escriturador.

Os deságios apurados são decorrentes de outras razões econômicas e estão registrados em

investimentos na controladora e no consolidado.

c. eventos ou operações não usuais

Não houve eventos ou operações não usuais.

10.4. Os diretores devem comentar:

a. mudanças significativas nas práticas contábeis


Adoção dos padrões internacionais de contabilidade

No balanço de adoção aos IFRS, em 1º de janeiro de 2009, foram aplicadas exceções obrigatórias e

certas isenções opcionais de aplicação retroativa do IFRS, conforme CPC 37, e estão apresentadas a

seguir:

• Transição das práticas contábeis

a) Variações cambiais registradas em conta específic a do patrimônio líquido

A Companhia adotou o CPC 02 – Efeitos das mudanças nas taxas de câmbio e conversão das

demonstrações contábeis (IAS 21) no exercício de 2008. Entretanto, devido a data do balanço de abertura

de 1º de janeiro de 2009, o saldo de ajustes acumulados de conversão existentes em 31 de dezembro de

2008 foi transferido para lucros acumulados no montante de R$ 636.264 mil, visando à equiparação à

isenção do IFRS 1 de não calcular retroativamente as variações cambiais de investimentos em

controladas e coligadas, com moeda funcional distinta da controladora.

b) Capitalização de custos de empréstimos

A Companhia capitalizava encargos financeiros somente para os empréstimos diretamente vinculados a

projeto de construção, conforme Deliberação CVM 193/96 vigente até 31 de dezembro de 2008. A partir

de 1º de janeiro de 2009, a Companhia passou a capitalizar também encargos financeiros com base

numa taxa média de captação aplicada sobre o saldo de obras em andamento, adotando assim, a

isenção prevista no IFRS 1 de não alterar retroativamente o critério de apuração dos custos capitalizáveis.

c) combinação de negócios

As combinações de negócios ocorridas até 31 de dezembro de 2008 foram contabilizadas de acordo com

a Instrução CVM 247/96. Na adoção do IFRS, a Companhia optou por não aplicar retroativamente os

requerimentos do CPC 15 – Combinações de Negócios (IFRS 3), conforme permitido pelo IFRS 1,

portanto, os ágios existentes em 31 de dezembro de 2008, líquidos da amortização, foram mantidos e não

são mais amortizados. Os saldos de deságio existentes em 31 de dezembro de 2008, no montante de R$

815.655 mil, foram reconhecidos contra lucros acumulados na data de transição para IFRS, resultando

também na reversão de amortizações reconhecidas no resultado da Companhia.

Os deságios apurados nas aquisições de Sociedades de Propósitos Específicos – SPE, durante o

exercício de 2009, foram contabilizados reduzindo os saldos de investimentos. Para fins de IFRS, são

considerados transações com sócios, na qualidade de proprietário, uma vez que a Companhia já

controlava suas atividades operacionais e, consequentemente, consolidava suas demonstrações

contábeis conforme Instrução CVM 408/04. De acordo com o CPC 36 – Demonstrações Consolidadas

(IAS 27), o montante de R$ 1.936.114 mil, foi reconhecido diretamente contra lucros acumulados em

2009.

d) Provisão para abandono de poços e desmantelamento de áreas

Os custos com abandono de ativos e desmantelamento de área são apurados considerando os custos

futuros descontados a taxa livre de risco e registrados no ativo e passivo quando a obrigação é incorrida.

Até 31 de dezembro de 2008, a Petrobras adotava como prática contábil o pronunciamento SFAS 143 –

“Accounting for Asset Retirement Obligations” do “Financial Accounting Standards Boards” – FASB,

segundo a qual a obrigação futura com abandono de poços e desmantelamento de área de produção

deve ser contabilizada pelo seu valor presente como uma provisão, considerando as taxas históricas de

cada período para o qual a provisão foi constituída. Com a adoção do ICPC 12 – Mudanças em Passivos

por Desativação, Restauração e Outros Passivos Similares (IFRIC 1), a provisão para abandono de poços

e desmantelamento de áreas deve refletir os efeitos de mudanças na taxa de desconto corrente de um

período para outro.


A Companhia registrou em lucros acumulados o montante de R$ 1.273.166 mil na data da transição,

adotando a isenção de não movimentar a provisão quando a obrigação foi incorrida, de forma que o custo

do ativo imobilizado reflita as variações no saldo da provisão.

e) Benefícios pós-aposentadoria

Não há diferença de prática contábil na mensuração dos benefícios pós-emprego entre a Deliberação

CVM 371/00, vigente até 31 de dezembro de 2008, e o CPC 33 – Benefícios a Empregados (IAS 19), uma

vez que na adoção do IFRS a Companhia optou pela manutenção do método corredor na contabilização

dos ganhos e perdas atuariais no resultado. Dessa forma, o momento da adoção inicial destes

pronunciamentos, distinto da data de criação dos planos, poderia produzir saldos diferentes de ganhos e

perdas atuariais não reconhecidos.

O saldo de ganhos e perdas atuariais não reconhecidos de 31 de dezembro de 2008, no montante de

R$ 580.000 mil, foi registrado integralmente contra lucros acumulados na data de transição, adotando

assim, a isenção prevista no IFRS 1. Os ganhos ou perdas atuariais gerados após a data de transição

serão reconhecidos no resultado pelo método do corredor.

f) Despesas e receitas diferidas

A Lei 11.941/09 extinguiu o ativo diferido, permitindo a manutenção do saldo de 31 de dezembro de 2008,

que continuará a ser amortizado, em até 10 anos, sujeito ao teste de impairment, o que foi adotado pela

Companhia nas demonstrações contábeis individuais, em consonância com o estabelecido pelo CPC 43.

De acordo com os IFRS gastos e ganhos pré-operacionais devem ser registrados como despesas e

receitas, respectivamente, quando incorridos. Com a adoção dos IFRS, foi registrado nos lucros

acumulados no consolidado o montante de R$ 1.035.983 mil.

g) Concessões de serviços públicos

A Companhia exerce o controle compartilhado sobre distribuidoras estaduais de gás que são

consolidadas na proporção das participações da Petrobras no capital social das mesmas. Tais

distribuidoras atuam sob regimes de concessão e suas atividades se enquadram nos requerimentos do

ICPC 01 – Contratos de Concessão (IFRIC 12). Conseqüentemente, direitos apresentados como parte do

ativo imobilizado dessas empresas, no montante de R$ 575.499 mil, passaram a ser tratados como ativos

intangíveis.

Adicionalmente às mudanças de práticas contábeis para adequação as normas internacionais,

mencionadas na nota 3, a companhia, revisou a vida útil econômica dos ativos relacionados ao segmento

do Abastecimento e às plantas termoelétricas do segmento de Gás e Energia, tendo como base laudos de

avaliadores externos, o que resultou nas seguintes modificações de taxas:

Tempo estimado de vida útil Antigo NovoEquipamentos e conjuntos industriais do refino 10 anos 4 a 31 anos (média de 20 anos)Dutos 10 anos 31 anosTanques de armazenamentos de produtos 10 anos 26 anosPlantas termoelétricas 20 anos 10 a 33,3 anos (média 23 anos)

Essas mudanças de estimativas de vida útil desses ativos tiveram seus efeitos reconhecidos a partir de

2010.

As demonstrações contábeis de 2009 foram elaboradas com base nas práticas contábeis adotadas no

Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as

mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09 (MP 449/08), complementadas por

pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis – CPC,

aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade e de normas da Comissão de Valores

Mobiliários - CVM.


b. efeitos significativos das alterações em práticas contábeis

31.12.2009

Balanço conforme divulgado

Capita-lização

de custos

de emprés-

timos

Combi-nações de negó-

cios

Provi-são para abando-

no

Bene-fícios pós-

empre-go

Despe-sas e receitas diferidas

Impos-tos

diferi-dos

Inclusão Consol. Propor-

cional da CIESA

OutrosPL

SPEs

Reclas-sifica-ções

Balanço ajustado aos IFRS

Ativo circulante 76.674 - - - - - - 327 - - (2.627) 74.374 Ativo realizável a longo prazo 26.380 - - - - - 659 92 (1) - 7.793 34.923 Investimentos 3.148 - 2.692 - - (180) - - - - - 5.660 Imobilizado 230.231 2.645 (498) 328 - - - 173 (9) - (5.790) 227.080 Intangível 6.808 18 - - - - - 683 - - 762 8.271 Diferido 2.366 - - - - (2.229) - - - - (137) -

345.607 2.663 2.194 328 - (2.409) 659 1.275 (10) - 1 350.308

Passivo circulante 58.029 - - - - - - 383 (1.432) 44 (2.195) 54.829 Passivo não circulante 126.503 - (54) (106) (582) (947) 805 616 (72) 6 2.196 128.365 Patrimônio líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 159.465 2.494 2.248 434 587 (951) (158) 21 64 - - 164.204 Participação de acionistas não controladores 1.610 170 - - (5) (511) 12 254 1.430 (50) - 2.910

345.607 2.664 2.194 328 - (2.409) 659 1.274 (10) - 1 350.308

Efeito da adoção das normas internacionais no Blanç o Consolidado de 31.12.2009R$ Milhões

c. ressalvas e ênfases presentes no parecer do auditor

Não houve

10.5. Os diretores devem indicar e comentar políticas contábeis críticas adotadas pelo emissor,

explorando, em especial, estimativas contábeis feitas pela administração sobre questões incertas e

relevantes para a descrição da situação financeira e dos resultados, que exijam julgamentos

subjetivos ou complexos, tais como: provisões, contingências, reconhecimento da receita, créditos

fiscais, ativos de longa duração, vida útil de ativos não-circulantes, planos de pensão, ajustes de

conversão em moeda estrangeira, custos de recuperação ambiental, critérios para teste de

recuperação de ativos e instrumentos financeiros

Uso de Estimativas:

Na elaboração das demonstrações contábeis utilizamos estimativas para certos ativos, passivos e outras

transações. Essas estimativas incluem: reservas de petróleo e gás, passivos de planos de pensão e de

saúde, depreciação, exaustão e amortização, custos de abandono, provisões para passivos contingentes,

valor de mercado de instrumentos financeiros, imposto de renda e contribuição social. Embora a

Administração utilize premissas e julgamentos que são revisados periodicamente, os resultados reais

podem divergir dessas estimativas.

As estimativas mencionadas são as consideradas mais importantes pela companhia, com base no grau

de incerteza e probabilidade. Existem outras áreas em que são usadas estimativas com alto grau de

incerteza, mas que a companhia julga não gerar impactos relevantes nas demonstrações contábeis.

Reservas de petróleo e gás.

As reservas provadas de petróleo e gás natural foram estimadas pela Companhia em conformidade com

os conceitos de reservas definidos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

(ANP) e pela Securities and Exchange Commission (SEC), de acordo com o ASC Topic 932 - Divulgações

Sobre Atividades Relativas à Produção de Petróleo e Gás (substituto do SFAS 69).

As reservas de petróleo e gás provadas correspondem às quantidades estimadas de petróleo bruto, gás

natural e condensado que pela análise dos dados de geo-engenharia podem ser estimadas com razoável

certeza, consideradas comerciais, de um reservatório conhecido, sob condições econômicas definidas,

métodos de operação conhecidos e sob as condições regulatórias vigentes, numa determinada data.


As reservas provadas desenvolvidas correspondem às quantidades de hidrocarbonetos que se espera

recuperar nos projetos existentes de produção de óleo e gás através de poços, equipamentos e métodos

operacionais existentes. As reservas provadas não desenvolvidas correspondem aos volumes de

hidrocarbonetos que se espera recuperar em função de investimentos futuros em perfuração de novos

poços, com equipamentos adicionais.

A estimativa de reservas possui incertezas inerentes ao negócio, e assim sendo, alterações podem

ocorrer à medida que se amplia o conhecimento, a partir da obtenção de novas informações.

As reservas são usadas para tomar decisões sobre investimentos nas atividades de exploração,

desenvolvimento da produção e produção de petróleo e gás. A quantidade de reservas de petróleo e gás

também é usada como base de calculo da taxa de depreciação da produção.

Redução ao valor recuperável – “Impairment ”

A Companhia avalia os ativos do imobilizado, do intangível com vida útil definida e do diferido quando há

indicativos de não recuperação do seu valor contábil. Os ativos que têm vida útil indefinida, como o ágio

por expectativa de rentabilidade futura, têm a recuperação do seu valor testada anualmente,

independentemente de haver indicativos de perda de valor.

Na aplicação do teste de redução ao valor recuperável de ativos, o valor contábil de um ativo ou unidade

geradora de fluxo de caixa é comparado com o seu valor recuperável. O valor recuperável é o maior valor

entre o valor líquido de venda de um ativo e seu valor em uso. Considerando-se as particularidades dos

ativos da Companhia, o valor recuperável utilizado para avaliação do teste de redução ao valor

recuperável é o valor em uso, exceto quando especificamente indicado.

Este valor de uso é estimado com base no valor presente de fluxos de caixa futuros, resultado das

melhores estimativas da Companhia. Os fluxos de caixa, decorrentes do uso contínuo dos ativos

relacionados, são ajustados pelos riscos específicos e utilizam a taxa de desconto antes dos impostos (ou

taxa pré-imposto). Esta taxa deriva da taxa pós-imposto utilizada no cálculo do Custo Médio Ponderado

de Capital (WACC). As principais premissas dos fluxos de caixa são: preços estimados na elaboração do

plano estratégico da Companhia, curvas de produção associadas aos projetos existentes no portfólio da

Companhia, custos operacionais de mercado e investimentos necessários para realização dos projetos.

Os ativos vinculados a exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás são revisados

anualmente, campo a campo, para identificação de possíveis perdas na recuperação, com base no fluxo

de caixa futuro estimado.

A reversão de perdas reconhecidas anteriormente é permitida, exceto com relação à redução no valor do

ágio por expectativa de rentabilidade futura.

Abandono de poços e desmantelamento de áreas.

A obrigação futura com abandono de poços e desmantelamento de área de produção está contabilizada

pelo seu valor presente, descontada a uma taxa livre de risco. Ela é registrada integralmente no momento

da declaração de comercialidade de cada campo, como parte dos custos dos ativos relacionados (ativo

imobilizado) em contrapartida à provisão, registrada no passivo, que suportará tais gastos.

Instrumentos financeiros derivativos e operações de hedge

Todos os instrumentos financeiros derivativos foram reconhecidos no balanço da Companhia, tanto no

ativo quanto no passivo, e são mensurados pelo valor justo.

Nas operações com derivativos, para proteção das variações nos preços de petróleo, seus derivados e de

moeda, os ganhos e perdas decorrentes das variações do valor justo são registrados no resultado

financeiro.

Para as operações de hedge de fluxo de caixa, os ganhos e perdas decorrentes das variações do valor

justo são registrados em ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido, até a sua liquidação.


Benefícios concedidos a empregados

Os compromissos atuariais com os planos de benefícios de pensão e aposentadoria e os de assistência

médica são provisionados, conforme Deliberação CVM nº 371/00. São calculados anualmente por atuário

independente, de acordo com o método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores

do plano, quando aplicável. Os custos referentes ao aumento do valor presente da obrigação, resultante

do serviço prestado pelo empregado, são reconhecidos durante o período laborativo dos empregados.

O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como um fato gerador de

uma unidade adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final.

Adicionalmente, são utilizadas outras premissas atuariais, tais como estimativa da evolução dos custos

com assistência médica, hipóteses biológicas e econômicas e, também, dados históricos de gastos

incorridos e de contribuição dos empregados.

Os ganhos e perdas atuariais, decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças das

premissas atuariais, são incluídos ou excluídos, respectivamente, na determinação do compromisso

atuarial líquido e são amortizados ao longo do período médio de serviço remanescente dos empregados

ativos.

A Companhia também contribui para os planos de pensão e seguridade social de subsidiárias

internacionais, cujos percentuais são baseados na folha de pagamento, sendo essas contribuições

levadas ao resultado quando incorridas.

Passivos Contingentes

A Petrobras e suas subsidiárias, no curso normal de suas operações, estão envolvidas em processos

legais, de natureza cível, tributária, trabalhista e ambiental. A Companhia constituiu provisões para

processos legais de acordo com orientações de seus assessores jurídicos e sua Administração,

suficientes para cobrir perdas prováveis.

Conforme Comentários dos Administradores sobre a situação financeira da Companhia, em cumprimento

ao art. 9º da instrução CVM nº 481/09, não ocorreram mudanças no 1º trimestre de 2010 em relação ao

exercício de 2009, exposto aos acionistas na AGO realizada em 22 de abril de 2010.

10.6. Com relação aos controles internos adotados para assegurar a elaboração de demonstrações

financeiras confiáveis, os diretores devem comentar:

a. grau de eficiência de tais controles, indicando eventuais imperfeições e providências

adotadas para corrigi-las

A Administração da Petróleo Brasileiro - Petrobras e subsidiárias (“a Companhia”) é responsável pelo

estabelecimento e manutenção de controles internos eficazes referentes à preparação e divulgação das

demonstrações contábeis consolidadas, bem como pela avaliação da eficácia dos controles internos

referentes ao processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis consolidadas.

Os controles internos da Companhia referentes à preparação e divulgação das demonstrações contábeis

consolidadas são processos desenvolvidos pelo ou sob a supervisão do Comitê de Auditoria da

Companhia, do Presidente e do Diretor Financeiro e executados pelos administradores e outros

funcionários para fornecer segurança razoável relativamente à confiabilidade do processo de preparação

e divulgação dos relatórios financeiros e à preparação das demonstrações contábeis para uso externo, de

acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Os controles internos da Companhia sobre o

processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis consolidadas incluem as políticas e os

procedimentos que (1) se referem à manutenção dos registros que, com detalhe razoável, refletem com

exatidão e satisfatoriamente as transações e disposições dos ativos da Companhia; (2) fornecem

segurança razoável de que as transações sejam registradas conforme necessário para permitir a

preparação das demonstrações contábeis conforme os princípios contábeis geralmente aceitos e que os

recebimentos e gastos da Companhia somente sejam feitos com autorizações da administração e dos

diretores da Companhia e (3) fornecem segurança razoável relativa à prevenção ou detecção oportuna da


aquisição, uso ou destinação não autorizada dos ativos da Companhia que possam afetar de maneira

relevante as demonstrações contábeis consolidadas.

Devido às limitações próprias, os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação das

demonstrações contábeis consolidadas podem não evitar ou detectar erros oportunamente. Portanto,

mesmo os sistemas estabelecidos e considerados eficazes podem fornecer somente segurança razoável

relativa ao processo de preparação e apresentação das demonstrações contábeis consolidadas.

A Administração avaliou a eficácia dos controles internos da Companhia referente ao processo de

preparação e divulgação das demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2009. Com

base nesta avaliação, a Administração concluiu que, em 31 de dezembro de 2009, os controles internos

da Companhia referentes à preparação das demonstrações contábeis consolidadas são eficazes.

b. deficiências e recomendações sobre os controles internos presentes no relatório do auditor

independente

Os auditores independentes da KPMG Auditores Independentes não identificaram durante a execução

dos trabalhos de auditoria, deficiências ou recomendações sobre os controles internos da Companhia que

pudessem afetar o parecer sobre as demonstrações contábeis referentes ao exercício findo em 31 de

dezembro de 2009.

10.7. Caso o emissor tenha feito oferta pública de distribuição de valores mobiliários, os diretores

devem comentar1:

Não foi realizada oferta pública de distribuição de valores mobiliários.

a. como os recursos resultantes da oferta foram utilizados

b. se houve desvios relevantes entre a aplicação efetiva dos recursos e as propostas de

aplicação divulgadas nos prospectos da respectiva distribuição

c. caso tenha havido desvios, as razões para tais desvios

10.8. Os diretores devem descrever os itens relevantes não evidenciados nas demonstrações

financeiras do emissor, indicando2:

a. os ativos e passivos detidos pelo emissor, direta ou indiretamente, que não aparecem no

seu balanço patrimonial (off-balance sheet items ), tais como:

Em 31 de março de 2010, não tivemos itens fora do balanço que tenham, ou possam vir a ter um efeito

relevante em nossa condição financeira, receitas ou despesas, resultados operacionais, liquidez,

investimentos ou recursos de capital.

1 Quando da apresentação anual do formulário de referência, as informações devem se referir aos 3 últimos exercícios sociais. Quando da apresentação do formulário de referência por conta do pedido de registro de distribuição pública de valores mobiliários, as informações devem se referir aos 3 últimos exercícios sociais e ao exercício social corrente. 2 Quando da apresentação anual do formulário de referência, as informações devem se referir às últimas demonstrações financeiras de encerramento do exercício social. Quando da apresentação do formulário de referência por conta do pedido de registro de distribuição pública de valores mobiliários, as informações devem se referir às últimas demonstrações financeiras de encerramento do exercício social e às últimas informações contábeis divulgadas pelo emissor.


Em 31 de dezembro de 2009, não tivemos itens fora do balanço que tenham, ou possam vir a ter um

efeito relevante em nossa condição financeira, receitas ou despesas, resultados operacionais, liquidez,

investimentos ou recursos de capital.

A tabela a seguir resume nossas obrigações contratuais e os compromissos pendentes em 31.12.2009:

Total 2010 2011-20142015 em

diante

Obrigações contratuais Itens do balanço patrimonial (1): Obrigações de dívida 90.690 5.988 28.062 56.640Com transferência de benefíicios, riscos e controles de bens. 740 360 284 96 Total dos itens do balanço patrimonial 91.430 6.348 28.346 56.736Outros compromissos contratuais a longo prazoGás natural ship or pay 10.047 907 3.999 5.140 Serviço de contrato 88.415 39.698 36.875 11.842 Contratos de fornecimento de gás natural 18.876 1.997 7.778 9.103 Sem transferência de benefíicios, riscos e controles de bens 64.305 13.425 39.415 11.464 Compromissos de compra 19.804 6.664 7.545 5.596 Compromissos de compra internacionais 23.393 7.935 13.649 1.809 Total de outros compromissos a longo prazo 224.840 70.625 109.261 44.954

Total 316.270 76.973 137.607 101.690

Pagamentos com vencimento por Período

(Em milhões de R$)

(1) Não inclui obrigações com benefícios pós-emprego. Consulte nota explicativa nº 20 nas Demonstrações Contábeis.

i. arrendamentos mercantis operacionais, ativos e passivos

ii. carteiras de recebíveis baixadas sobre as quais a entidade mantenha riscos e

responsabilidades, indicando respectivos passivos

iii. contratos de futura compra e venda de produtos ou serviços

iv. contratos de construção não terminada

v. contratos de recebimentos futuros de financiamentos

b. outros itens não evidenciados nas demonstrações financeiras

Não aplicável

10.9. Em relação a cada um dos itens não evidenciados nas demonstrações financeiras indicados no

item 10.8, os diretores devem comentar:

a. como tais itens alteram ou poderão vir a alterar as receitas, as despesas, o resultado

operacional, as despesas financeiras ou outros itens das demonstrações financeiras do

emissor

Não aplicável

b. natureza e o propósito da operação

Não aplicável

c. natureza e montante das obrigações assumidas e dos direitos gerados em favor do emissor

em decorrência da operação

Não aplicável


3.7 Demonstrações Financeiras (inclusive notas expl icativas) e parecer do Auditor Independente de Subsidiárias selecionadas. Internacionais: Braspetro Oil Services Company (BRASOIL), Petrobras Internacional Finance Company (PIFCO), Petrobras Netherlands B.V. (PNBV), Braspetro Oil Company (BOC), Petrobras Internacional Braspetro B.V. (PIB BV), consolidado com suas subsidiárias. Anexo V Nacionais: Transpetro, Gaspetro, BR Distribuidora, Petroquisa, Termoceará, Termorio, Termomacaé, Petrobras Energia, FAFEN Energia e SFE, consolidado com suas subsidiárias Anexo V 4 Ambiente Governamental da Petróleo Brasileiro S.A 4.1 Objetivos e metas (físicas e financeiras) insti tucionais e/ou pactuados nos programas sob sua gerência, previstos na Lei Orçamentária Anual e reg istrados no SIGPLAN, quando houver, e das ações administrativas (projetos e atividades) conti das no seu plano de ação. 4.2 Informações sobre as transferências mediante co nvênio, acordo, ajuste, termo de parceria ou outros instrumentos congêneres, bem como a título d e subvenção, auxílio ou contribuição, cujos valores sejam superiores a R$ 1 milhão, conforme it em 6 da Parte A deste Anexo II. 4.3 Informações sobre os contratos de bens e serviç os e patrocínios, conforme a seguinte escala de valores:

• contratos de patrocínios com valores a partir de R$ 200 mil; • contratos precedidos de licitação na modalidade de CONVITE com valores a partir de R$ 7

milhões; • contratos firmados com DISPENSA DE LICITAÇÃO com valores a partir de R$ 2,5 milhões; • contratos firmados mediante INEXIBILIDADE DE LICITAÇÃO com valores a partir de R$ 2

milhões; apartir de R$ 2,5 milhões; • pedidos e contratos de MATERIAIS com valores a partir de R$ 500 mil; e • TODOS os contratos precedidos das modalidades de licitação de CONCORRÊNCIA, TOMADA

DE PREÇOS e DEMAIS MODALIDADES;

4.4 Informações sobre providências adotadas para dar cumprimento às determinações e recomendações do TCU, emitidas por meio de Acórdão do Tribunal, expedidas no exercício ou as justificativas para o caso de não cumprimento. Anexo VI – Todas as informações dos itens 4.1 a 4.4. 4.5 DECLARAÇÃO atestando que a relação dos contratos e das compras realizadas pela Empresa no exercício foram publicadas no site http://www.contaspublicas.gov.br , conforme determina a Lei nº 9.755, de 16 de dezembro de 1998, nos termos da Instrução Normativa TCU nº 28, de 5 de maio de 1999. Anexo VII 4.6 DECLARAÇÃO DA UNIDADE DE PESSOAL Indicação, para todos os responsáveis a serem arrolados no processo de contas, se estão ou não em dia com a obrigação de apresentação da declaração de bens e rendas de que trata a Lei nº 8.730, de 10 de novembro de 1993, perante a respectiva unidade de pessoal. Anexo VIII 4.7 PARECERES Parecer da unidade de auditoria interna ou do auditor interno, conforme disposto no Decreto Federal nº 3.591/2000, com manifestação sobre: a.1) A capacidade de os controles internos administrativos da unidade identificarem, evitarem e corrigirem falhas e irregularidades, bem como minimizarem riscos, nos termos da IN/TCU nº 57/2008. a.2) O cumprimento das determinações e recomendações exaradas pelo Tribunal de Contas da União. Anexo IX





4.8 CERTIFICAÇÃO Declaração do Dirigente máximo de Auditoria sobre o acompanhamento do resultado dos trabalhos efetuados pela Auditoria Interna e pelo Órgão ou Unidade de controle interno, conforme modelo disposto no Quadro II.C.7. Anexo IX II NÚCLEO VARIÁVEL 1. Ambiente de Gestão 1.1 Para entendimento do desempenho dos negócios:

ANEXO X

a. Vendas Líquidas e Volume de Venda por Segmento de Negócios (nos moldes do item 4 da análise financeira constante do Relatório de Atividades de 2006, porém partindo do Segmento de Negócio e detalhando por tipo de produto), excluindo as vendas intercompanhia;

b. Vendas Líquidas e Volume de Venda por Segmento de Negócios (nos moldes do item 4 da análise financeira constante do Relatório de Atividades de 2006, porém partindo de Segmento de Negócio, e detalhando por tipo de produto), apenas para as vendas intercompanhia;

c. Preço médio de venda dos produtos por segmento; d. Custo e sua segregação por segmento ou área de negócios nos moldes do item 4 da análise

financeira constante do Relatório de Atividades de 2006, por item que compõe o custo; e. Elaboração de demonstrativo que apresente o quanto do valor do custo das vendas dos

segmentos refere-se a produtos transferidos intercompanhia. f. Na Demonstração da Segmentação de Negócios (Consolidado), indicação das companhias

subsidiárias e controladas que compõem cada setor, com valor e participação percentual nos grupos do Balanço Patrimonial e Demonstração do Resultado de Exercício para o exercício corrente e o anterior;

g. Para fins de entendimento sobre o fluxo de receitas dentro do grupo Petrobras, apresentar as eliminações por segmento, na Demonstração da Segmentação de Negócios (Consolidado).

1.2 Informações específicas para permitir conhecime nto das atividades das empresas que compõem o Grupo Petrobrás, além da controladora (Ba lanço Patrimonial):

ANEXO X

a. Em complemento à nota explicativa sobre Estoques, indicar em que empresas do grupo encontram-se alocados os estoques constantes do consolidado;

b. Em relação à nota dos projetos estruturados, explicitar a natureza dos ressarcimentos a receber, como surgem esses ressarcimentos e como funciona a compensação com adiantamentos.

c. Em relação à nota dos projetos estruturados, incluir o valor inicial total previsto dos investimentos, suas atualizações, total dos investimentos efetivamente realizados (ou percentual de realização) e total dos investimentos despendidos no exercício corrente;

d. Informar quais investimentos (quanto e em quais empresas) compõem o valor constante da conta investimentos apresentada no balanço consolidado.

e. Em complemento à nota sobre mutação dos investimentos e do ágio e deságio, segregar o as aquisições e os aportes de capitais;

f. Em complemento à nota sobre Imobilizado, discriminar, por área de negócio e tipo de ativos, as principais empresas que detêm os ativos além da controladora. Apresentar demonstrativo de adições e baixas do imobilizado mais relevantes para as principais empresas.

g. Em complemento à nota sobre Intangível, informar as empresas que carregam o intangível adicional àquele registrado na controladora, incluindo, também em nota, descrição sucinta do que compõem este grupo. Apresentar demonstrativo de adições e baixas do intangível mais relevantes para as principais empresas.

h. Em complemento à nota sobre Financiamento, é necessária a discriminação das empresas que carregam a dívida adicionalmente à controladora, incluindo a área de negócio (segmento) para a qual esses recursos foram carreados, detalhadamente quais e do que se tratam os principais projetos;

i. Informações detalhadas sobre a base de cálculo do pagamento dos dividendos, de forma que permita o seu recálculo.

j. Informações detalhadas sobre a base de cálculo da participação dos empregados e administradores nos lucros ou resultados, de forma que permita seu recálculo, discriminando por controladora e demais empresas do grupo.

k. Informações sobre o saldo da conta Fornecedores no balanço consolidado, discriminando as principais empresas do grupo que carregam esse saldo.




l. Em complemento à nota sobre Partes Relacionadas, explicar de forma mais detalhada sobre do que se tratam as principais operações de mútuo e demais operações do ativo e passivo.

1.3 Informações específicas para permitir conhecime nto das atividades das empresas que compõem o Grupo Petrobrás, além da controladora (DR E):

ANEXO X

a. Informações detalhadas sobre despesas com Vendas. b. Informações detalhadas e discriminativas das principais Despesas Administrativas,

demonstrando os valores despendidos no exercício corrente e no anterior. c. Informações detalhadas sobre os custos exploratórios para extração e refino de petróleo e gás,

comparando-os com os custos do mercado. d. Informações detalhadas sobre o resultado financeiro específicas para o segmento gás e energia,

que permita entender os sucessivos prejuízos. Deverão compor o núcleo variável do ambiente financ eiro, para as contas referentes ao exercício de 2009 a serem entregues em 2010, as demonstrações financeiras auditadas por Auditores independentes das subsidiárias:

• Petrobras Netherlands B.V. – PNBV; • Petrobras Distribuidoras S.A. – BR Distribuidora; • Petrobras International Finance Company – PifCO; • Braspetro Oil Service Company – Brasoil; • Braspetro Oil Company – BOC; • Petrobras International Braspetro B.V. – PIBBV; • Downstream Participações Ltda; • Petrobras Transporte S.A. – Transpetro; • Petrobras Gás S.A. – Gaspetro; • Petrobras Química S.A. – Petroquisa.

ANEXO V


ANEXOS DESCRIÇÃO LOCALIZAÇÃO

ANEXO I 2.6 Da Governança Corporativa, item C (NÚCLEO FIXO). 0156 a 0177

ANEXO II 2.6 Da Governança Corporativa, item D (NÚCLEO FIXO). 0178 a 0184

ANEXO III3.3 Demonstrações Contábeis Consolidadas e da Controladora e 3.4 Parecer dos Auditores Independentes (NÚCLEO FIXO).

0185 a 0330

ANEXO IV 3.5 Parecer do Conselho Fiscal sobre as contas (NÚCLEO FIXO). 0331 a 0333

ANEXO V3.7 Demonstrações Financeiras (inclusive notas explicativas) e Parecer do Auditor Independente de subsidiárias selecionadas (NÚCLEO FIXO) e 2 Ambiente Financeiro (NÚCLEO VARIÁVEL).

0334 a 1144

ANEXO VI

4.1 Objetivos e metas (físicas e financeiras) institucionais e/ou pactuados nos programas sob sua gerência, previstos na Lei Orçamentária Anual e registrados no SIGPLAN, quando houver, e das ações administrativas (projetos e atividades) contidas no seu plano de ação; 4.2 Informações sobre as transferências mediante convênio, acordo, ajuste, termo de parceria ou outros instrumentos congêneres, bem como a título de subvenção, auxílio ou contribuição, conforme Quadro II.A.3; 4.3 Informações sobre os contratos de bens e serviços e patrocínios; e 4.4 Informações sobre providências adotadas para dar cumprimento às determinações e recomendações do TCU, emitidas por meio de Acórdão do Tribunal, expedidas no exercício ou as justificativas para o caso de não cumprimento (NÚCLEO FIXO).

1145 a 1871

ANEXO VII 4.5 DECLARAÇÃO DA UNIDADE DE PESSOAL (NÚCLEO FIXO). 1872 a 1873

ANEXO VIII 4.6 PARECERES e 4.7 CERTIFICAÇÃO (NÚCLEO FIXO). 1874 a 1876

ANEXO IX

1.1 Para entendimento do desempenho dos negócios; 1.2 Informações específicas para permitir conhecimento das atividades das empresas que compõem o Grupo Petrobrás, além da controladora (Balanço Patrimonial); e 1.3 Informações específicas para permitir conhecimento das atividades das empresas (NÚCLEO VARIÁVEL).

1877 a 1942

INDICE DE ANEXOS


EXERCÍCIO 2009

ANEXO I NÚCLEO FIXO 2.6 – Da Governança Corporativa Demonstrativo da remuneração paga aos membros do conselho de administração e do conselho fiscal

CFB0

Stamp


EXERCÍCIO 2009

ANEXO II NÚCLEO FIXO 2.6 – Da Governança Corporativa Ata: cópia da Ata do Conselho de Administração com o valor aprovado que serve de parâmetro para submissão do ato ou contrato à aprovação do CA; delegações das competências do conselho para a Diretoria Executiva.

CFB0

Stamp

CFB0

Note

Marked set by CFB0

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras

Demonstrações Contábeis em 31 de dezembro de 2009 e 2008

2


Demonstrações Contábeis

em 31 de dezembro de 2009 e 2008

Conteúdo

Parecer dos auditores independentes .............................................................................................3 - 4 Balanço Patrimonial............................................................................................................................ 5 Demonstração de Resultado ............................................................................................................... 6 Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido ......................................................................... 7 Demonstração dos Fluxos de Caixa...............................................................................................8 - 9 Demonstração do Valor Adicionado................................................................................................. 10 Demonstração da Segmentação de Negócios (consolidado) .....................................................11 - 14 Balanço Social ...........................................................................................................................15 - 17 Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis

1. Apresentação das demonstrações contábeis ...................................................................... 18 2. Princípios de consolidação.........................................................................................19 - 21 3. Sumário das principais práticas contábeis......................................................................... 22 4. Caixa e equivalentes de caixa............................................................................................ 29 5. Contas a receber, líquidas.................................................................................................. 31 6. Partes relacionadas. ........................................................................................................... 32 7. Estoques ............................................................................................................................ 40 8. Contas petróleo e álcool - STN ......................................................................................... 40 9. Títulos e valores mobiliários ............................................................................................. 41 10. Projetos estruturados ......................................................................................................... 42 11. Depósitos judiciais ............................................................................................................ 45 12. Investimentos .................................................................................................................... 46 13. Imobilizado........................................................................................................................ 61 14. Intangível........................................................................................................................... 65 15. Financiamentos.................................................................................................................. 68 16. Compromissos contratuais ................................................................................................ 75 17. Receitas e despesas financeiras ......................................................................................... 76 18. Outras despesas operacionais, líquidas ............................................................................. 77 19. Impostos, contribuições e participações............................................................................ 77 20. Benefícios concedidos a empregados................................................................................ 84 21. Participação dos empregados e administradores ............................................................... 94 22. Patrimônio líquido............................................................................................................. 94 23. Processos judiciais e contingências................................................................................... 99 24. Compromissos assumidos pelo segmento de energia...................................................... 110 25. Garantias aos contratos de concessão para exploração de petróleo................................. 111 26. Informações sobre segmentos de negócios ..................................................................... 111 27. Instrumentos financeiros derivativos, proteção patrimonial (“hedge”) e atividades de

gerenciamento de risco.................................................................................................... 114 28. Seguros............................................................................................................................ 123 29. Segurança, meio ambiente e saúde.................................................................................. 124 30. Pronunciamentos, interpretações e orientações que entrarão em vigor em 2010............ 125 31. Eventos subsequentes...................................................................................................... 127

Informações Adicionais sobre Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás .............. 129

3

Parecer dos Auditores Independentes

Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Rio de Janeiro - RJ 1. Examinamos os balanços patrimoniais da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (“Companhia”)

e os balanços patrimoniais consolidados dessa Companhia e suas controladas, levantados em 31 de dezembro de 2009 e 2008, e as respectivas demonstrações dos resultados, das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e do valor adicionado correspondentes aos exercícios findos naquelas datas, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis.

2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil

e compreenderam: a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles internos da Companhia e suas controladas; b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Companhia e suas controladas, bem como da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

3. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas representam, adequadamente,

em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras e a posição patrimonial e financeira consolidada dessa Companhia e suas controladas em 31 de dezembro de 2009 e 2008, os resultados de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido, os seus fluxos de caixa e os valores adicionados referentes aos exercícios findos naquelas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

4

4. Nossos exames foram conduzidos com o objetivo de formarmos uma opinião sobre as demonstrações contábeis acima referidas, tomadas em conjunto. As demonstrações da segmentação de negócios e das informações contábeis contidas no balanço social, referentes aos exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008, representam informações complementares a essas demonstrações, não são requeridas pelas práticas contábeis adotadas no Brasil e estão sendo apresentadas para possibilitar uma análise adicional. Essas informações complementares foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria aplicados às demonstrações contábeis e, em nossa opinião, estão apresentadas, em todos os aspectos relevantes, adequadamente em relação às demonstrações contábeis referidas no primeiro parágrafo, tomadas em conjunto.

Rio de Janeiro, 19 de março de 2010

KPMG Auditores Independentes CRC SP-014428/O-6 F-RJ

Manuel Fernandes Rodrigues de Sousa Contador CRC-RJ-052428/O-2


Balanço Patrimonial

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008

(Em milhares de reais)

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. 5

Ativo Nota 2009 2008 2009 2008 Passivo Nota 2009 2008 2009 2008

Circulante CirculanteCaixa e equivalentes de caixa 4 28.795.714 15.888.596 16.798.113 11.268.314 Financiamentos 15 13.571.170 12.451.137 2.452.406 2.276.822Títulos e valores mobiliários 9 123.824 288.751 1.717.566 Juros sobre financiamentos 15 1.316.041 823.330 670.577 229.334Contas a receber, líquidas 5 13.984.270 14.903.732 12.844.381 17.370.050 Compromissos contratuais com transferência de Dividendos a receber 6.1 17.688 20.101 2.508.981 987.986 riscos e controles de bens 16 390.252 585.045 3.556.808 5.052.563Estoques 7 21.424.651 19.977.171 16.186.906 13.847.969 Fornecedores 16.980.678 17.027.579 41.519.067 72.032.402Impostos, contribuições e participações 19.1 9.650.733 9.641.247 6.345.641 6.273.161 Impostos, contribuições e participações 19.2 12.747.880 12.741.382 10.333.210 10.537.882Despesas antecipadas 1.287.454 1.393.879 1.267.027 1.078.815 Dividendos propostos 22 2.333.053 9.914.707 2.333.053 9.914.707Outros ativos circulantes 1.389.681 1.461.801 432.694 430.312 Projetos estruturados 10 212.359 188.858 351.302 401.148

Plano de pensão 20 641.774 627.988 591.686 579.05176.674.015 63.575.278 58.101.309 51.256.607 Plano de saúde 20 565.952 523.714 531.118 493.221

Salários, férias e encargos 2.293.528 2.016.430 1.906.782 1.561.017Provisão para contingências 23 54.000 54.000 54.000 54.000

Não circulante Adiantamento de clientes 556.208 666.107 133.917 298.032

Realizável a longo prazoProvisão para participações de empregados e administradores 1.495.323 1.344.526 1.269.854 1.138.078

Contas a receber, líquidas 5 3.285.420 1.326.522 49.742.215 91.626.391 Receitas diferidas 7.474 5.929Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não Padronizados 14.318.379 5.764.529

Conta petróleo e álcool - STN 8 816.714 809.673 816.714 809.673 Outras contas e despesas a pagar 4.863.945 3.586.429 1.117.387 1.365.809Títulos e valores mobiliários 9 4.638.959 4.066.280 4.179.820 3.597.762Projetos estruturados 10.2 2.330.497 2.039.293 58.029.637 81.139.546Depósitos judiciais 11 1.988.688 1.853.092 1.690.787 1.542.378Despesas antecipadas 1.294.277 1.400.072 688.699 444.904 Não CirculanteImpostos e contribuição social diferidos 19.3 12.931.807 10.238.308 8.935.164 6.614.741 Financiamentos 15 84.702.691 50.049.441 26.003.967 11.456.564

Estoques 7 180.618 303.929 167.301 303.929Compromissos contratuais com transferência de benefícios, riscos e controles de bens 16 349.482 804.998 10.903.870 12.701.708

Outros ativos realizáveis a longo prazo 1.243.548 1.256.967 544.256 640.177 Subsidiárias, controladas e coligadas 6.2 52.433 49.289 904.939 1.100.52826.380.031 21.254.843 69.095.453 107.619.248 Impostos e contribuição social diferidos 19.3 17.290.995 13.165.132 14.036.510 10.821.894

Plano de pensão 20 3.561.330 3.475.581 3.050.837 2.966.084Investimentos 12 3.148.357 5.106.495 35.318.402 28.306.947 Plano de saúde 20 11.184.849 10.296.679 10.343.557 9.510.037Imobilizado 13 230.230.518 190.754.167 148.448.949 119.207.092 Provisão para contingências 23 844.951 890.326 197.650 203.285Intangível 14 6.808.331 8.003.213 3.746.889 3.781.716 Provisão para desmantelamento de áreas 3.14 4.896.343 6.581.618 4.524.699 5.975.787Diferido 2.365.998 3.469.846 613.163 839.257 Receitas diferidas 1.232.227 1.292.906 62.121 76.574

Outras contas e despesas a pagar 2.387.546 1.982.355 277.418 448.672268.933.235 228.588.564 257.222.856 259.754.260

126.502.847 70.305.568

Participação dos acionistas não controladores 1.610.167 2.653.074

Patrimônio líquido 22Capital social realizado 78.966.691 78.966.691 78.966.691 78.966.691 Reservas de capital 514.857 514.857 514.857 514.857 Reservas de reavaliação 350 10.284 350 10.284 Reservas de lucros 79.521.014 58.643.049 85.430.762 64.442.783 Ajustes de avaliação patrimonial 6.365 (405.863) 42.372 (336.180)Ajustes acumulados de conversão 455.322 636.264 (1.075.981) 452.704

159.464.599 138.365.282 163.879.051 144.051.139

345.607.250 292.163.842 315.324.165 311.010.867 345.607.250 292.163.842 315.324.165 311.010.867

Consolidado Controladora

88.588.325 55.261.133


111.698.595 62.557.161


Demonstração de Resultado


(Em milhares de reais, exceto o lucro líquido por ação do capital social realizado)


Nota 2009 2008 2009 2008Receita operacional bruta Vendas Produtos 230.152.125 266.217.208 175.253.564 207.484.566

Serviços, principalmente fretes 351.859 276.872 317.375 505.883

230.503.984 266.494.080 175.570.939 207.990.449

Encargos de vendas (47.793.927) (51.375.544) (41.537.085) (46.280.943)

Receita operacional líquida 182.710.057 215.118.536 134.033.854 161.709.506

Custo dos produtos e serviços vendidos (109.037.245) (141.623.359) (76.096.187) (97.343.992)

Lucro bruto 73.672.812 73.495.177 57.937.667 64.365.514

Receitas (Despesas) operacionaisVendas (7.151.979) (7.162.264) (6.245.049) (6.325.507)Financeiras

Despesas 17 (5.854.389) (4.193.135) (6.958.883) (7.050.686)Receitas 17 3.505.187 3.494.430 6.310.512 5.991.531Variações cambiais e monetárias, líquidas 17 (488.652) 3.827.489 (6.018.045) 8.256.134

Gerais e administrativasHonorários da diretoria e do conselho de administração (34.303) (35.792) (5.249) (5.153)De administração (7.375.939) (7.211.566) (5.024.051) (5.012.193)

Tributárias (658.469) (862.766) (319.530) (425.978)Custos com pesquisas e desenvolvimento tecnológico (1.363.654) (1.705.572) (1.352.226) (1.690.702)Perda na recuperação de ativos (544.168) (933.088) (551.609) (602.675)Custos exploratórios para extração de petróleo e gás (3.458.094) (3.494.258) (2.520.966) (2.550.569)Planos de pensão e saúde 20 (1.370.332) (1.427.395) (1.295.496) (1.343.773)Outras receitas e despesas operaciona is, líquidas 18 (5.587.012) (4.712.243) (5.663.289) (3.366.678)

(30.381.804) (24.416.160) (29.643.881) (14.126.249)Par ticipações em subsidiárias e coligadas

Resultado de participações em investimentos 12 (84.397) (874.218) 7.898.420 2.252.380

de renda, das participações dos empregados e administradores e da participação dos acionistas não controladores 43.206.611 48.204.799 36.192.206 52.491.645

Contribuição social 19.5 (2.548.111) (4.169.529) (1.515.765) (3.995.909) Imposto de renda 19.5 (7.429.095) (11.792.449) (4.093.169) (10.888.109)

e da participação dos acionistas não controladores 33.229.405 32.242.821 30.583.272 37.607.627

Participações dos empregados e administradores 21 (1.495.323) (1.344.526) (1.269.854) (1.138.078)

31.734.082 30.898.295 29.313.418 36.469.549

Partic ipação dos acionistas não controladores (2.752.374) 2.089.497

Lucro líquido do exercício 28.981.708 32.987.792 29.313.418 36.469.549

Lucro líquido por ação do capital social realizado no fim

do exercício - R$ 3,30 3,76 3,34 4,16

Lucro antes da participação dos acionistas não controladores


Lucro operacional antes da contribuição social, do imposto

Lucro antes das participações dos empregados e administradores


Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido




Capital Ajustessocial Total do

subscrito e Subvenções Incentivos Reserva de Incentivos Retenção Lucros patrimôniointegralizado AFRMM fiscais reavaliação Legal Estatutária fiscais de lucros acumulados líquido

Em 1º de janeiro de 2008 52.644.460 169.142 1.384.689 61.520 7.612.508 504.542 53.635.374 116.012.235

Ajuste de exercícios anteriores - Adoção da Lei 11.638/07 1.386.691 1.386.691 Aumento de capital em 4 de abri l de 2008 26.322.231 (169.142) (850.679) (25.302.410) Ajuste de incentivos fiscais (19.153) (19.153) Ajuste de conversão 452.704 452.704 Realização de reserva (51.236) 51.236 Ganhos ou Perdas não realizados em aplicações disponíveis para venda Lucro líquido do exercício 36.469.549 36.469.549 Destinações:

Apropriações do lucro líquido em reservas 1.823.477 394.834 557.185 23.779.347 (26.554.843) Dividendos propostos (9.914.707) (9.914.707)

Retenção de lucros 1.437.926 (1.437.926)

Em 31 de dezembro de 2008

Ajuste de conversão (1.528.685) (1.528.685) Realização de reserva (9.934) 9.934 - Ganhos ou Perdas não realizados em aplicações aplicações disponíveis para venda Lucro líquido do exercício 29.313.418 29.313.418 Destinações: -

Apropriações do lucro líquido em reservas 1.465.671 394.834 554.447 18.573.027 (20.987.979) - Dividendos propostos (8.335.373) (8.335.373)

Retenção de lucros -

78.966.691 - 514.857 350 10.901.656 1.294.210 1.111.632 72.123.264 42.372 (1.075.981) - 163.879.051 Em 31 de dezembro de 2009 78.966.691 350 42.372 (1.075.981) - 163.879.051 514.857 85.430.762

452.704 144.051.139 78.966.691 9.435.985

378.552 378.552

Reservas de Capital Reservas de lucrosAjustes de avaliação

patrimonialacumulados de

conversão

899.376 557.185 53.550.237 (336.180) 514.857 10.284

(336.180) (336.180)


Demonstração dos Fluxos de Caixa




2009 2008 2009 2008

Atividade operacional Lucro líquido do exercício 28.981.708 32.987.792 29.313.418 36.469.549

Ajustes: Participação dos acionistas não controladores 2.752.374 (2.089.497) Resultado de participações em investimentos 84.001 115.790 (7.892.302) (2.494.234) Ágio/deságio - amortização 396 758.428 (6.118) 241.854 Depreciação, depleção e amortização 14.766.789 11.631.984 10.321.518 7.952.428 Perda na recuperação de ativos 1.144.312 2.658.224 676.038 891.258 Baixa de poços secos 2.264.407 1.524.143 1.780.676 1.291.395 Valor residual de bens baixados de natureza permanente 216.253 597.001 59.154 5.817 Variações cambiais, monetárias e encargos financeiros sobre financiamentos e operações de mútuo e outras operações 116.673 Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos 804.988 4.769.951 (261.091) 5.736.892

Aumento/Redução de ativos e passivos Redução/(aumento) da contas a receber (382.803) (210.111) 251.427 (1.079.071) Redução/(aumento) dos estoques (3.000.414) (1.413.136) (2.326.738) (1.205.349) Aumento da conta petróleo e álcool - STN (7.041) (11.822) (7.041) (11.822) Aumento de outros ativos (1.110.810) (528.823) (507.484) (145.209) Aumento/(redução) de fornecedores 1.206.513 648.394 (516.085) 2.773.498 Aumento/(redução) de impostos, taxas e contribuições 622.747 (3.642.293) 303.350 (4.523.328) Aumento de obrigações com projetos estruturados 23.500 147.389 23.500 147.389 Aumento de obrigações com os Planos de Pensão e de Saúde 1.052.465 1.546.437 968.805 1.336.498 Aumento/(redução) de outros passivos 2.276.487 (3.543.081) (1.137.040) 919.651 Aumento/(redução) de operações de curto prazo com empresas subsidiárias, controladas e coligadas: Redução/(aumento) de contas a receber 22.370 17.214 4.151.401 (4.143.736) Redução/(aumento) de contas a pagar 3.144 (45.375) (283.936) 1.355.982 Aumento com operação com fornecimento de petróleo e derivados - Exterior (29.669.004) 31.838.213 Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais 51.838.059 49.951.785 22.549.917 55.775.743 Atividades de investimentos Investimentos em exploração e produção de petróleo e gás (32.095.960) (26.008.454) (23.372.348) (18.982.305) Investimentos em refino e transporte (19.412.719) (13.349.577) (16.875.903) (10.621.340) Investimentos em gás e energia (10.478.246) (6.140.887) (4.633.915) (3.364.336) Investimento no segmento internacional (6.391.011) (5.439.543) (15.658) (75.069) Investimentos em distribuição (580.867) (1.179.204) (3.210) (705.811) Investimentos em títulos e valores mobiliários 386.766 (273.726) (1.355.523) (95.543) Outros investimentos (1.776.193) (1.266.037) (1.737.706) (1.256.367) Dividendos recebidos 68.284 232.055 3.131.688 1.272.481 Empreendimentos em negociação (251.739) (1.326.338) Recursos líquidos utilizados nas atividades de investimentos (70.279.946) (53.425.373) (45.114.314) (35.154.628)


4.033.176 17.307.469 (21.581.932)


Demonstração dos Fluxos de Caixa (continuação)




2009 2008 2009 2008

Atividades de financiamentos Financiamentos e operações de mútuo, líquidos 47.066.647 11.836.832 34.980.057 (14.774.380) Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não Padronizados 8.553.850 3.786.197 Dividendos pagos a acionistas (15.439.711) (6.212.568) (15.439.711) (6.212.568) Recursos líquidos gerados/(utilizados) nas atividades de financiamentos 31.626.936 5.624.264 28.094.196 (17.200.751)

Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa (277.931) 667.071

Variação líquida de caixa e equivalentes de caixa no exercício 12.907.118 2.817.747 5.529.799 3.420.365

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 15.888.596 13.070.849 11.268.314 7.847.949

Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 28.795.714 15.888.596 16.798.113 11.268.314

Informações adicionais aos fluxos de caixa:Valores pagos e recebidos durante o exercício Juros pagos, líquidos do montante capitalizado 5.374.420 4.012.109 3.114.976 1.785.459 Juros recebidos sobre empréstimos 2.708.345 3.122.428 Imposto de renda e contribuição social 8.592.555 10.918.489 6.496.056 10.454.838 Imposto de renda retido na fonte de terceiros 3.874.682 2.047.224 3.446.349 1.942.373 Transações de investimentos e financiamentos que não envolvem caixa Aquisição de imobilizado a prazo 121.140 Aquisição de imobilizado de contrato com transferência de benefícios, riscos e controle de bens 110.100 9.972 597.922 6.686.914 Bens recebidos por doação - 3 Provisão para desmantelamento de áreas (737.010) 131.438 (778.247) 70.698



Demonstração do Valor Adicionado




2009 2008 2009 2008

Receitas Vendas de produtos e serviços e outras receitas 234.828.966 268.936.483 178.843.923 210.066.823

Provisão para créditos de liquidação duvidosa - constituição (70.091) (167.026) (14.845) (88.572) Receitas relativas à const rução de ativos para uso 56.555.744 47.163.873 41.244.584 31.921.891

291.314.619 315.933.330 220.073.662 241.900.142Insumos adquiridos de terceiros

Materiais consumidos (34.993.517) (47.890.791) (22.362.680) (28.142.217) Custo das mercadorias para revenda (25.108.234) (40.755.903) (16.898.591) (28.543.536)

Energia, serviços de terceiros e outros (63.737.001) (52.590.649) (48.546.689) (41.119.679) Créditos fiscais sobre insumos adquiridos de terceiros (17.508.169) (22.836.487) (13.965.882) (19.256.674) Perda na recuperação de ativos (1.144.312) (2.658.224) (676.038) (891.258)

(142.491.233) (166.732.054) (102.449.880) (117.953.364)

Valor adicionado bruto 148.823.386 149.201.276 117.623.782 123.946.778 Retenções

Depreciação, depleção e amortização (14.766.789) (11.631.984) (10.321.518) (7.952.428)

Valor adicionado líquido produzido pela Companhia 134.056.597 137.569.292 107.302.264 115.994.350

Valor adicionado recebido em transferência Resultado de participações em investimentos (84.001) (115.790) 7.892.302 2.494.234

Receitas financeiras - inclui variações monetária e cambial 3.505.187 3.494.430 5.261.547 7.254.449 Amortização de ágios e deságios (396) (758.428) 6.118 (241.854) Aluguéis, royalties e outros 1.213.722 1.293.912 1.045.772 1.155.856

4.634.512 3.914.124 14.205.739 10.662.685

Valor adicionado a distribuir 138.691.109 141.483.416 121.508.003 126.657.035

Distribuição do valor adicionado

Pessoal e administradores Remuneração Direta

Salários 10.216.129 7% 9.103.594 6% 7.392.342 6% 6.481.382 5% Participações dos empregados e administradores nos lucros 1.495.323 1% 1.344.526 1% 1.269.854 1% 1.138.0781%

11.711.452 10.448.120 8.662.196 7.619.460 Benefícios

Vantagens 682.829 1% 835.286 1% 461.609 0% 535.125 0%

Plano de aposentadoria e pensão 993.509 1% 926.324 1% 955.590 1% 866.299 1% Plano de saúde 1.596.314 1% 1.716.426 1% 1.519.474 2% 1.623.217 2%

FGTS 672.940 0% 600.674 0% 584.825 0% 525.626 0%15.657.044 11% 14.526.830 10% 12.183.694 10% 11.169.727 9%

Tributos Federais* 48.514.021 35% 57.456.863 40% 41.407.403 34% 53.855.166 42%

Estaduais 24.668.235 18% 22.338.990 16% 12.967.736 10% 12.363.556 10% Municipais 155.895 0% 147.705 0% 91.548 0% 80.118 0% No exterior* 4.794.955 3% 5.169.057 4%

78.133.106 56% 85.112.615 60% 54.466.687 44% 66.298.840 52%

Instituições financeiras e fornecedores

Juros, variações cambiais e monetárias 7.153.155 5% 1.891.069 1% 12.209.105 10% 57.470 0% Despesas de aluguéis e afretamento 6.013.722 5% 9.054.607 7% 13.335.099 11% 12.661.449 10%

13.166.877 10% 10.945.676 8% 25.544.204 21% 12.718.919 10%Acionistas

Juros sobre capital próprio 7.194.743 5% 7.019.261 5% 7.194.743 6% 7.019.261 6% Dividendos 1.140.630 1% 2.895.445 2% 1.140.630 1% 2.895.4452%

Participação dos acionistas não controladores 2.752.374 2% (2.089.497) -1% 0

Lucros retidos 20.646.335 15% 23.073.086 16% 20.978.045 17% 26.554.843 21%

31.734.082 23% 30.898.295 22% 29.313.418 25% 36.469.549 29%

Valor adicionado distribuído 138.691.109 100% 141.483.416100% 121.508.003 100% 126.657.035 100%


* Inclui participações governamentais.


Informações Complementares às Demonstrações Contábeis

Demonstração da Segmentação de Negócios (consolidado)




Gás&

E&P Abastecimento Energia Distribuição Internacional Corporativo Eliminação Total

Demonstração do Resultado

Receita operacional líquida 76.182.838 146.768.975 11.627.332 58.277.172 21.167.309 - (131.313.569) 182.710.057 Intersegmentos 75.252.209 49.404.935 1.842.433 1.347.249 3.466.743 - (131.313.569) - Terceiros 930.629 97.364.040 9.784.899 56.929.923 17.700.566 - - 182.710.057

Custo dos produtos e serviços vendidos (39.139.274) (120.861.052) (8.293.336) (53.123.500) (17.157.290) - 129.537.207 (109.037.245) Lucro bruto 37.043.564 25.907.923 3.333.996 5.153.672 4.010.019 - (1.776.362) 73.672.812 Despesas operacionais (7.072.562) (5.424.986) (1.793.403) (3.118.620) (3.197.029) (7.197.027) 259.677 (27.543.950) Vendas, gerais e administrativas (660.269) (4.672.275) (973.042) (3.126.220) (1.693.767) (3.627.029) 190.381 (14.562.221) Tributárias (93.902) (93.015) (30.160) (25.872) (163.692) (250.589) (1.239) (658.469) Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (2.520.966) - - - (937.128) - - (3.458.094)

Perda na recuperação de ativos (551.609) - - - 7.441 - - (544.168) Custo com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (516.256) (336.621) (63.788) (10.364) (3.805) (432.534) (286) (1.363.654) Plano de pensão e saúde - - - - - (1.370.332) - (1.370.332) Outras receitas (despesas) operacionais (2.729.560) (323.075) (726.413) 43.836 (406.078) (1.516.543) 70.821 (5.587.012) Lucro (prejuízo) operacional 29.971.002 20.482.937 1.540.593 2.035.052 812.990 (7.197.027) (1.516.685) 46.128.862 Financeiras líquidas - - - - - (2.837.854) - (2.837.854)

Resultado de participação em investimentos - 169.754 54.606 (22.451) (286.815) 509 - (84.397) Lucro (prejuízo) operacional antes da contribuição social, do imposto de renda, das participações dos empregados e administradores e da participação dos acionistas não controladores 29.971.002 20.652.691 1.595.199 2.012.601 526.175 (10.034.372) (1.516.685) 43.206.611 Imposto de renda e contribuição social (10.024.247) (6.873.509) (503.845) (657.528) (539.395) 8.105.647 515.671 (9.977.206) Participação dos empregados e administradores (487.929) (266.727) (55.817) (101.145) (47.480) (536.225) - (1.495.323) Participação dos acionistas não controladores 140.851 (179.734) (121.902) - (159.116) (2.432.473) - (2.752.374) Lucro (prejuízo) líquido do exercício 19.599.677 13.332.721 913.635 1.253.928 (219.816) (4.897.423) (1.001.014) 28.981.708

2009

(1) - Estão contemplados no grupo de órgãos corporativos os resultados dos negócios com Biocombustíveis. As premissas utilizadas na elaboração dessa demonstração estão descritas na Nota 26.







As premissas utilizadas na elaboração dessa demonstração estão descritas na Nota 26.

Gás&



Receita operacional líquida 106.225.551 173.176.848 15.987.874 55.762.758 22.464.350 (158.498.845) 215.118.536 Intersegmentos 104.453.913 48.549.773 2.237.059 1.358.176 1.899.924 (158.498.845) Terceiros 1.771.638 124.627.075 13.750.815 54.404.582 20.564.426 215.118.536

Custo dos produtos e serviços vendidos (43.633.484) (172.114.682) (14.177.728) (51.129.970) (19.414.411) 158.846.916 (141.623.359)Lucro bruto 62.592.067 1.062.166 1.810.146 4.632.788 3.049.939 348.071 73.495.177Despesas operacionais (5.361.560) (5.657.824) (2.339.339) (2.799.592) (4.343.514) (7.315.679) 272.564 (27.544.944) Vendas, gerais e administrativas (729.122) (4.976.520) (970.329) (2.813.052) (1.698.977) (3.486.887) 265.265 (14.409.622) Tributárias (109.529) (114.013) (68.261) (22.249) (272.742) (275.972) (862.766) Custos exploratórios p/ extração de petróleo e gás (2.550.569) (943.689) (3.494.258)

Perda na recuperação de ativos (602.675) (330.413) (933.088) Custo com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (899.212) (276.564) (72.660) (13.728) (4.653) (438.755) (1.705.572) Plano de pensão e saúde (1.427.395) (1.427.395) Outras receitas (despesas) operacionais (470.453) (290.727) (1.228.089) 49.437 (1.093.040) (1.686.670) 7.299 (4.712.243)Lucro (prejuízo) operacional 57.230.507 (4.595.658) (529.193) 1.833.196 (1.293.575) (7.315.679) 620.635 45.950.233 Financeiras líquidas 3.128.784 3.128.784

Resultado de participação em investimentos (554.100) 17.994 76.645 (414.270) (487) (874.218)Lucro (prejuízo) operacional antes da contribuição social, do imposto de renda, das participações dos empregados e administradores e da participação dos acionistas não controladores 57.230.507 (5.149.758) (511.199) 1.909.841 (1.707.845) (4.187.382) 620.635 48.204.799Imposto de renda e contribuição social (19.307.037) 1.657.928 194.017 (596.513) (355.239) 2.655.884 (211.018) (15.961.978)Participação dos empregados e administradores 136.911 164.188 42.644 301.302 1.444.452 2.086.497

Participação dos acionistas não controladores (445.102) (280.604) (41.444) (78.749) (96.657) (401.970) (1.344.526)Lucro (prejuízo) líquido do exercício 37.615.279 (3.608.246) (315.982) 1.234.579 (1.858.439) (489.016) 409.617 32.987.792

2008







Gás&


129.981.251 87.122.415 44.412.335 10.951.129 27.755.005 55.895.073 (10.509.958) 345.607.250

6.514.776 27.587.413 5.058.016 5.667.556 5.085.788 36.175.645 (9.415.179) 76.674.015 Disponibilidades - - - - - 28.795.714 - 28.795.714 Outros ativos circulantes 6.514.776 27.587.413 5.058.016 5.667.556 5.085.788 7.379.931 (9.415.179) 47.878.301

123.466.475 59.535.002 39.354.319 5.283.573 22.669.217 19.719.428 (1.094.779) 268.933.235 Realizável a longo prazo 4.410.314 2.403.483 2.397.252 1.060.478 2.430.008 14.804.959 (1.126.463) 26.380.031 Imobilizado 117.872.222 53.637.071 35.620.282 3.504.128 15.701.131 3.895.684 - 230.230.518 Outros 1.183.939 3.494.448 1.336.785 718.967 4.538.078 1.018.785 31.684 12.322.686

Gás&


116.174.626 64.782.225 36.179.125 10.320.163 33.242.388 40.582.412 (9.117.097) 292.163.842

5.880.892 23.620.084 5.343.529 5.680.866 5.848.084 25.007.856 (7.806.033) 63.575.278 Disponibilidades 15.888.596 15.888.596 Outros ativos circulantes 5.880.892 23.620.084 5.343.529 5.680.866 5.848.084 9.119.260 (7.806.033) 47.686.682

110.293.734 41.162.141 30.835.596 4.639.297 27.394.304 15.574.556 (1.311.064) 228.588.564 Realizável a longo prazo 4.187.708 1.890.639 2.323.390 734.604 1.334.571 11.997.201 (1.213.270) 21.254.843 Imobilizado 102.289.658 35.844.947 27.024.526 3.192.563 20.084.131 2.361.201 (42.859) 190.754.167 Outros 3.816.368 3.426.555 1.487.680 712.130 5.975.602 1.216.154 (54.935) 16.579.554

Não circulante

2009 (1)

Ativo

Circulante

Circulante

Não circulante

2008

Ativo

(1) - Estão contemplados no grupo de órgãos corporativos os ativos dos negócios com Biocombustíveis. As premissas utilizadas na elaboração dessa demonstração estão descritas na Nota 26.



Demonstração da Segmentação de Negócios (consolidado) - Área internacional




Gás&

E&P Abastecimento Energia Distribuição Corporativo Eliminações Total

19.864.586 5.565.567 2.435.144 1.163.257 3.909.723 (5.183.272) 27.755.005

5.765.724 11.970.976 1.784.240 5.416.219 29.356 (3.799.206) 21.167.309 4.024.865 2.822.344 324.722 89.100 8.880 (3.803.168) 3.466.743 1.740.859 9.148.632 1.459.518 5.327.119 20.476 3.962 17.700.566

1.149.373 (105.817) 253.447 45.306 (583.208) 53.889 812.990

765.698 (185.278) 219.194 43.821 (1.117.140) 53.889 (219.816)

Gás&

E&P Abastecimento Energia Distribuição Corporativo Eliminações Total

24.206.697 6.386.636 3.244.587 859.271 4.104.016 (5.558.819) 33.242.388

5.203.103 14.838.549 1.880.068 4.924.620 4.455 (4.386.445) 22.464.350 2.695.517 3.113.133 385.578 133.760 (4.428.064) 1.899.924 2.507.586 11.725.416 1.494.490 4.790.860 4.455 41.619 20.564.426

522.958 (1.253.303) 309.798 (15.265) (851.364) (6.399) (1.293.575)

(127.480) (1.405.991) 179.325 (11.436) (486.458) (6.399) (1.858.439)

Intersegmentos

Lucro (Prejuízo) Operacional

Lucro Líquido (Prejuízo)

Terceiros


Receita Operacional Líquida

Área Internacional

Ativo

Receita Operacional LíquidaIntersegmentosTerceiros

Lucro (Prejuízo) Operacional

2009

Área Internacional

Ativo


Lucro Líquido (Prejuízo)

2008

As premissas utilizadas na elaboração dessa demonstração estão descritas na Nota 26.



Balanço social



15

1 - Base de Cálculo 2009 2008

Receita líquida Consolidada (RL) 182.710.057 215.118.536

Resultado operacional Consolidada (RO) 43.206.611 48.204.799

Folha de pagamento bruta (FPB) 10.195.443 9.500.291

2 - Indicadores Sociais Internos (i) Valor % sobre FPB % sobre RL Valor % sobre FPB % sobre RL

Alimentação 664.793 6,52% 0,36% 578.966 6,09% 0,27%

Encargos sociais compulsórios 4.585.062 44,97% 2,51% 4.633.742 48,77% 2,15%

Previdência privada 366.327 3,59% 0,20% 412.641 4,34% 0,19%

Saúde 1.884.773 18,49% 1,03% 2.009.498 21,15% 0,93%

Segurança e saúde no trabalho 113.840 1,12% 0,06% 110.736 1,17% 0,05%

Educação 107.066 1,05% 0,06% 106.440 1,12% 0,05%

Cultura 6.869 0,07% 0,00% 14.982 0,16% 0,01%

Capacitação e desenvolvimento profissional 264.076 2,59% 0,14% 426.832 4,49% 0,20%

Creches ou auxílio-creche 3.091 0,03% 0,00% 2.825 0,03% 0,00%

Participação nos lucros ou resultados 1.495.323 14,67% 0,82% 1.344.526 14,15% 0,63%

Outros 55.267 0,54% 0,03% 152.581 1,61% 0,07%

Total - Indicadores sociais internos 9.546.487 93,63% 5,22% 9.793.769 103,09% 4,55%

3 - Indicadores Sociais Externos (i) Valor % sobre RO % sobre RL Valor % sobre RO % sobre RL

Geração de Renda e Oportunidade de Trabalho 33.882 0,08% 0,02% 35.752 0,07% 0,02%

Educação para a Qualificação Profissional 54.345 0,13% 0,03% 72.693 0,15% 0,03%

Garantia dos Direitos da Criança e do Adolescente (I) 74.137 0,17% 0,04% 90.159 0,19% 0,04%

Cultura 154.578 0,36% 0,08% 206.751 0,43% 0,10%

Esporte 42.412 0,10% 0,02% 68.952 0,14% 0,03%

Outros 11.273 0,03% 0,01% 26.473 0,05% 0,01%

Total das contribuições para a sociedade 370.628 0,87% 0,20% 500.780 1,04% 0,23%

Tributos (excluídos encargos sociais) 77.328.119 178,97% 42,33% 80.140.559 166,25% 37,25%

Total - Indicadores sociais externos 77.678.747 179,83% 42,53% 80.641.339 167,29% 37,49%

4 - Indicadores Ambientais (i) Valor % sobre RO % sobre RL Valor % sobre RO % sobre RL

Investimentos relacionados com a produção/operação da

empresa 1.872.458 4,33% 1,02% 1.919.751 3,98% 0,89%

Investimentos em programas e/ou projetos externos 151.626 0,35% 0,08% 53.763 0,11% 0,02%

Total dos investimentos em meio ambiente 2.024.084 4,68% 1,11% 1.973.514 4,09% 0,92%

( ) não

possui metas ( ) cumpre de 51 a 75%

( ) não possui

metas ( ) cumpre de 51 a 75%

Quanto ao estabelecimento de “metas anuais” para minimizar

resíduos, o consumo em geral na produção/ operação e

aumentar a eficácia na utilização de recursos naturais, a

empresa:

( )cumpre de

0 a 50% (x) cumpre de 76 a 100%

( )cumpre de

0 a 50% (x) cumpre de 76 a 100%



Balanço social (continuação)



16

5 - Indicadores do Corpo Funcional (i) 2009 2008

Nº de empregados(as) ao final do período 76.919 74.240

Nº de admissões durante o período 2.519 6.351

Nº de empregados(as) terceirizados(as) 295.260 260.474

Nº de estagiários(as) 1.197 1.213

Nº de empregados(as) acima de 45 anos 30.928 28.447

Nº de mulheres que trabalham na empresa 12.586 11.511

% de cargos de chefia ocupados por mulheres 13,6% 13,01%

º de negros(as) que trabalham na empresa (II) 10.581 10.581

% de cargos de chefia ocupados por negros(as) (II) 29,9% 29,9%

Nº de portadores(as) de deficiência ou necessidades especiais (III) 1.077 1.068

6 - Informações relevantes quanto ao exercício da cidadania

empresarial 2009 Metas 2010

Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa – valor

(i) 24,98 24,98

Número total de acidentes de trabalho (IV) (i) 417 459

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresa

foram definidos por: (i) ( ) direção

( x ) direção e

gerências

( ) todos(as)

empregados(as) ( ) direção

( x ) direção e

gerências

( ) todos(as)

empregados(as)

Os padrões de segurança e salubridade no ambiente de trabalho

foram definidos por: (i)

(x) direção e

gerências

( ) todos(as)

empregados(as)

( ) todos(as) +

Cipa

( x ) direção e

gerências

( ) todos(as)

empregados(as)

( ) todos(as) +

Cipa

Quanto à liberdade sindical, ao direito de negociação coletiva e à

representação interna dos(as) trabalhadores(as), a empresa: (i)

( ) não se

envolve

( ) segue as normas

da OIT

(x) incentiva e

segue a OIT

( ) não se

envolverá

( ) seguirá as

normas da OIT

( x ) incentivará

e seguirá a OIT

A previdência privada contempla: (i)

( ) direção

( ) direção e

gerências

(x) todos(as)


( ) direção e

gerências

( x ) todos(as)

empregados(as)

A participação dos lucros ou resultados contempla: (i)

( ) direção

( ) direção e

gerências

(x) todos(as)


( ) direção e

gerências

( x ) todos(as)

empregados(as)

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões éticos e de

responsabilidade social e ambiental adotados pela empresa: (i)

( ) não são

considerados ( ) são sugeridos (x) são exigidos

( ) não serão

considerados

( x ) serão

sugeridos

( x ) serão

exigidos

Quanto à participação de empregados(as) em programas de

trabalho voluntário, a empresa: (i)

( ) não se

envolve ( ) apóia

(x) organiza e

incentiva

( ) não se

envolverá ( ) apoiará

( x ) organizará

e incentivará

Número total de reclamações e críticas de

consumidores(as): (V) (i)

na empresa

9.362

no Procon

2

na Justiça

22

na empresa

8.750

no Procon

na Justiça

% de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas: (V) (i) na empresa

99,62% no Procon 0% na Justiça 0%

na empresa

99,91%

no Procon

na Justiça

Valor adicionado total a distribuir (consolidado) - valor: Em 2009: 138.691.110 Em 2008: 141.483.416

Distribuição do Valor Adicionado (DVA):

56% governo 11% colaboradores(as)

8% acionistas 10% terceiros 15% retido

60% governo 10% colaboradores(as)

6% acionistas 8% terceiros 16% retido



Balanço social (continuação)



17

7 - Outras Informações

1) Esta companhia não utiliza mão-de-obra infantil ou trabalho escravo, não tem envolvimento com prostituição ou exploração sexual de criança ou

adolescente e não está envolvida com corrupção.

2) Nossa companhia valoriza e respeita a diversidade interna e externamente.

I. Inclui R$ 34 milhões de repasse ao Fundo para a Infância e a Adolescência (FIA).

II. Informações relativas à Petrobras Controladora com base no Censo para a Diversidade Petrobras, realizado em 2008.

III. Do total de 74.240 empregados do Sistema Petrobras, 6.775 pertencem aos quadros da Área internacional, não sujeita à legislação brasileira. Do

restante, 19.524 ocupam cargos onde é prevista a reserva de vagas para pessoas com deficiência. Destes empregados, 1.077 são pessoas com

deficiência, o que corresponde a 5,52% do efetivo naquela condição.

IV. Para 2010, é estimado um aumento de 11% no número de horas trabalhadas em relação a 2009. Espera-se manter em 2010 a mesma taxa de

acidentados registrada em 2009, que se aproxima dos referenciais de excelência da indústria internacional, com excelentes condições de segurança

no trabalho, mesmo em face do aumento expressivo das atividades da empresa.

V. As informações na empresa incluem o quantitativo de reclamações e críticas recebidas pelos SAC da Petrobras Controladora e da Petrobras

Distribuidora. As metas para 2010 na empresa não contêm somente a estimativa do SAC da Petrobras Distribuidora.

(i) Não auditada.


Notas explicativas às demonstrações contábeis (Consolidadas e da Controladora) Exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008


18

1 Apresentação das demonstrações contábeis

As demonstrações contábeis foram elaboradas com base nas práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09 (MP 449/08), complementadas por pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis – CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade e de normas da Comissão de Valores Mobiliários - CVM. O Conselho de Administração, em reunião realizada em 19 de março de 2010, autorizou a divulgação destas demonstrações contábeis. Adicionalmente, a Companhia está apresentando as seguintes informações:

1.1 Relatório por segmento de negócio

As informações por segmentos de negócios foram preparadas de acordo com a norma norte-americana de contabilidade SFAS-131 emitida pelo “Financial Accounting Standards Board”, a qual foi referendada pelo Ofício-Circular/CVM/SNC/SEP nº 01/2007. Nas demonstrações por área de negócio, as operações da Companhia estão estruturadas de acordo com os seguintes segmentos: Exploração e Produção, Abastecimento, Gás e Energia, Distribuição, Internacional e grupo de órgãos corporativos.

1.2 Balanço social

O balanço social demonstra os indicadores sociais, ambientais, o quantitativo funcional e informações relevantes quanto ao exercício da cidadania empresarial. Algumas informações foram obtidas por meio de registros auxiliares e informações gerenciais da Companhia.


Notas explicativas às demonstrações contábeis (Consolidadas e da Controladora)


19

2 Princípios de consolidação

As demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2009 e 2008 foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e disposições complementares da Comissão de Valores Mobiliários - CVM, abrangendo as demonstrações contábeis da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e das seguintes empresas subsidiárias, controladas, controladas em conjunto e sociedades de propósito específicos (SPE):

Subscrito e Subscrito eintegralizado Votante integralizado Votante

Subsidiárias e controladasPetrobras Química S.A. - Petroquisa e suas controladas (v) 100,00 100,00 100,00 100,00 Petrobras Distribuidora S.A. - BR e suas controladas (v) 100,00 100,00 100,00 100,00 Braspetro Oil Services Company - Brasoil e suas controladas (i) 100,00 100,00 100,00 100,00 Braspetro Oil Company - BOC e suas controladas (i) 99,99 99,99 99,99 99,99 Petrobras International Braspetro B.V. - PIBBV e suas controladas (i) (v) (vi) 100,00 100,00 100,00 100,00 Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN (vii) 100,00 100,00 100,00 100,00 Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro e sua controlada (v) (ix) 100,00 100,00 100,00 100,00 Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e suas controladas (v) 99,99 99,99 99,97 99,99 Petrobras International Finance Company - PifCo e suas controladas (i) 100,00 100,00 100,00 100,00 Petrobras Transporte S.A. - Transpetro e sua controlada 100,00 100,00 100,00 100,00 Downstream Participações Ltda. e sua controlada 99,99 99,99 99,99 99,99 Petrobras Netherlands B.V. - PNBV e suas controladas (i) (v) 100,00 100,00 100,00 100,00 FAFEN Energia S.A. e sua controlada 100,00 100,00 100,00 100,00 5283 Participações Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00 Baixada Santista Energia Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00 Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE 100,00 100,00 100,00 100,00 Termorio S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00 Termoceará Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00 Termomacaé Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00 Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda. 100,00 100,00 100,00 100,00 Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII 99,00 99,00 99,00 99,00 Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. 100,00 100,00 100,00 100,00 Termobahia S.A. 98,85 98,85 98,85 98,85 Petrobras Biocombustível S.A. (v) 100,00 100,00 100,00 100,00 Refinaria Abreu e Lima S.A. (viii) 100,00 100,00 100,00 100,00 Cordoba Financial Services Gmbh - CFS e sua controlada (i) 100,00 100,00 100,00 100,00 Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. – CLEP 100,00 100,00 Marlim Participações S.A. e sua controlada 100,00 100,00 NovaMarlim Participações S.A. e sua controlada 43,43 43,43 Comperj Participações S.A. 100,00 100,00 Comperj Petroquimicos Básicos S.A. 100,00 100,00 Comperj PET S.A. 100,00 100,00 Comperj Estirênicos S.A. 100,00 100,00 Comperj MEG S.A. 100,00 100,00 Comperj Poliolefinas S.A. 100,00 100,00 Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda (x) 100,00 100,00 Ipiranga Asfalto S.A.(x) 100,00 100,00

Controladas em conjunto Usina Termelétrica Norte Fluminense S.A. (ii) 10,00 10,00 10,00 10,00 GNL do Nordeste Ltda. (ii) 50,00 50,00 50,00 50,00 Ibiritermo S.A. (iii) 50,00 50,00 50,00 50,00 Termoaçu S.A. (ii) 76,87 76,87 74,80 74,80 Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PC BIOS (ii) 50,00 50,00 50,00 50,00 PMCC Projetos de Transporte de Álcool S.A. (ii) 33,33 33,33 33,33 33,33 Brentech Energia S.A. (ii) 30,00 30,00 30,00 30,00 Brasil PCH S.A. (ii) 42,33 42,33 42,33 42,33 Brasympe Energia S.A. (ii) 20,00 20,00 20,00 20,00 Breitener Energética S.A. (ii) 30,00 30,00 30,00 30,00 Cia Energética Manauara S.A. (ii) 40,00 40,00 40,00 40,00 Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. (ii) 33,20 33,20

Participação no capital - %2009 2008




20

(i) Empresas sediadas no exterior com demonstrações contábeis elaboradas em moeda estrangeira. (ii) Empresas com administração compartilhada, consolidadas na proporção das participações no capital social. (iii) Empresas com administração compartilhada, consolidadas integralmente, cujas atividades são controladas pela Petrobras de

acordo com a Instrução CVM n° 408/2004. (iv) Sociedades de Propósito Específico - SPE, que na essência de sua relação com a Petrobras, indicam que suas atividades

operacionais são controladas, direta ou indiretamente, individualmente ou em conjunto, pela Companhia, são consolidadas conforme determina a Instrução CVM nº 408/2004.

(v) Empresas com participação em controladas em conjunto. (vi) Participação de 20,13% da 5283 Participações Ltda. (vii) Participação de 0,09% da Petrobras Gás S. A. - Gaspetro. (viii) Participação de 0,01% da Downstream. (ix) Participação de 0,05% da Downstream. (x) Empresas aportadas em 2009 na Petrobras Distribuidora.

Sociedades de Propósito Específico - SPE (iv)Albacora Japão Petróleo Ltda.

Barracuda & Caratinga Leasing Company B.V. (i)Cayman Cabiunas Investiment CO. (i)Charter Development LLC – CDC (i)

Codajas Coari Participações Ltda.Companhia de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais – CDMPI Companhia de Recuperação Secundária S.A. – CRSEC

Gasene Participações Ltda.Manaus Geração Termelétrica Participações Ltda.Nova Transportadora do Nordeste S.A. – NTN

Nova Transportadora do Sudeste S.A. – NTSPDET Offshore S.A.Companhia Mexilhão do Brasil

Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-padronizados do Sistema Petrobras




21

O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado corresponde à soma horizontal dos saldos das contas de ativo, passivo, receitas e despesas, segundo a sua natureza, complementada com as seguintes eliminações: • das participações no capital e reservas mantidas entre elas; • dos saldos de contas correntes e outras, integrantes do ativo e/ou passivo, mantidos entre as

empresas; • das parcelas de resultados do exercício, do ativo circulante e não-circulante que

correspondem a resultados não realizados economicamente entre as referidas empresas; e • dos efeitos decorrentes das transações significativas realizadas entre as empresas. O deságio não alocado é apresentado no Consolidado, como receita diferida no passivo não circulante. A conciliação do patrimônio líquido e do lucro líquido do exercício consolidado com os correspondentes patrimônio líquido e lucro líquido do exercício da Controladora, em 31 de dezembro de 2009 e 2008, é demonstrada como segue:

2009 2008 2009 2008

Conforme demonstrações contábeis consolidadas 159.464.599 138.365.282 28.981.708 32.987.792Lucro na venda de produtos em estoques em Subsidiárias e controladas, líquido de impostos 536.787 659.645 536.787 659.645Reversão de lucros nos estoques de exercícios anteriores (659.645) (685.996)

Juros capitalizados 142.775 460.139 (35.892) (38.188)Absorção de passivo a descoberto de controlada (*) 3.584.428 4.160.318 526.843 3.507.491Outras eliminações 150.462 405.755 (36.383) 38.805

Conforme demonstrações contábeis da controladora 163.879.051 144.051.139 29.313.418 36.469.549

Patrimônio líquido Lucro líquido do exercício

(*) De acordo com a Instrução CVM nº 247/96, as perdas que forem consideradas de natureza não permanentes (temporárias) sobre

os investimentos avaliados pelo método da equivalência patrimonial, cujas investidas não apresentem sinais de paralisação ou

necessidade de apoio financeiro da investidora, devem ser limitadas até o valor do investimento da empresa controladora.

Portanto, os passivos a descoberto (patrimônio líquido negativo) de determinadas controladas não influenciaram o resultado e o

patrimônio da Petrobras nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008, gerando item de conciliação entre as

demonstrações contábeis da Controladora e as demonstrações contábeis consolidadas.




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3 Sumário das principais práticas contábeis

3.1 Moeda funcional

A moeda funcional da Companhia é o Real, conforme definido pela Administração. As variações cambiais sobre os investimentos em controladas e coligadas, com moeda funcional distinta da controladora, são registradas no patrimônio líquido, como ajuste acumulado de conversão, sendo transferidas para o resultado quando da realização dos investimentos. A demonstração do resultado das investidas, em ambiente econômico estável, com moeda funcional distinta da controladora, é convertida pela taxa de câmbio média mensal, e os demais itens do patrimônio líquido são convertidos pela taxa histórica.

3.2 Uso de estimativas

Na elaboração das demonstrações contábeis é necessário utilizar estimativas para certos ativos, passivos e outras transações. Essas estimativas incluem: reservas de petróleo e gás, passivos de planos de pensão e de saúde, depreciação, exaustão e amortização, custos de abandono, provisões para passivos contingentes, valor de mercado de instrumentos financeiros, imposto de renda e contribuição social. Embora a Administração utilize premissas e julgamentos que são revisados periodicamente, os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

3.3 Apuração do resultado, ativos e passivos circulantes e não circulantes

O resultado, apurado pelo regime de competência, inclui: os rendimentos, encargos e variações monetárias ou cambiais a índices ou taxas oficiais, incidentes sobre ativos e passivos circulantes e não circulantes, incluindo, quando aplicável, os efeitos de ajustes a valor presente das transações relevantes, ajustes ao valor de mercado ou de realização, bem como a provisão para devedores duvidosos constituída em limite considerado suficiente para cobrir possíveis perdas na realização das contas a receber. A receita de vendas é reconhecida no resultado quando todos os riscos e benefícios inerentes ao produto são transferidos para o comprador. A receita de serviços prestados é reconhecida no resultado em função de sua realização.

3.4 Caixa e equivalentes de caixa

Estão representados por aplicações de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em três meses ou menos da data de aquisição.




23

3.5 Títulos e valores mobiliários

A Companhia classifica os títulos e valores mobiliários no reconhecimento inicial, com base nas estratégias da Administração para esses títulos, sob as seguintes categorias: • Os títulos para negociação são mensurados ao valor justo. Os juros e atualização monetária e

a variações decorrentes da avaliação ao valor justo são registrados no resultado quando incorridos.

• Os títulos disponíveis para venda são mensurados ao valor justo. Os juros e atualização

monetária são registrados no resultado, quando incorridos, enquanto que as variações decorrentes da avaliação ao valor justo são registradas em ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido, sendo transferidos para o resultado do exercício, quando de sua liquidação.

• Os títulos mantidos até o vencimento são mensurados pelo custo de aquisição, acrescidos por

juros e atualização monetária que são registrados no resultado quando incorridos.

3.6 Estoques

Os estoques estão demonstrados da seguinte forma: • As matérias-primas compreendem principalmente os estoques de petróleo, que estão

demonstrados pelo valor médio dos custos de importação e de produção, ajustados, quando aplicável, ao seu valor de realização;

• Os derivados de petróleo e álcool estão demonstrados ao custo médio de refino ou de compra,

ajustados, quando aplicável, ao seu valor de realização; • Os materiais e suprimentos estão demonstrados ao custo médio de compra que não excede ao

de reposição, as importações em andamento demonstradas ao custo identificado e os adiantamentos apresentados pelo valor efetivamente desembolsado.

3.7 Investimentos societários

São avaliados pelo método da equivalência patrimonial, os investimentos em controladas, controladas em conjunto e também em coligadas nos quais a administração tenha influência significativa, e em outras sociedades que façam parte de um mesmo grupo ou estejam sob controle comum.




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3.8 Imobilizado

Estão demonstrados pelo custo de aquisição, corrigido monetariamente até 31 de dezembro de 1995 para as empresas sediadas no Brasil, e no exercício de 2002 para as empresas sediadas na Argentina, e os direitos que tenham por objetos bens corpóreos destinados à manutenção das atividades da Companhia, decorrentes de operações que transferiram os benefícios, riscos e controles desses bens, estão demonstrados pelo valor justo ou, se inferior, pelo valor presente dos pagamentos mínimos do contrato. Os equipamentos e instalações relacionados com a produção de petróleo e gás cativos aos respectivos poços desenvolvidos são depreciados de acordo com o volume de produção mensal em relação às reservas provadas e desenvolvidas de cada campo produtor. Para os ativos com vida útil menor do que a vida do campo ou que são vinculados a campos com diversas fases de desenvolvimento da produção, é utilizado o método linear. Outros equipamentos e ativos não relacionados com a produção de petróleo e gás são depreciados pelo método linear de acordo com a vida útil estimada. Os gastos com exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás são registrados de acordo com o método dos esforços bem sucedidos. Esse método determina que os custos de desenvolvimento de todos os poços de produção e dos poços exploratórios bem sucedidos, vinculados às reservas economicamente viáveis, sejam capitalizados, enquanto os custos de geologia e geofísica devem ser considerados despesas do período em que forem incorridos e os custos com poços exploratórios secos e os vinculados às reservas não comerciais devem ser registrados no resultado quando são identificados como tal. Os custos capitalizados são depreciados, utilizando-se o método das unidades produzidas em relação às reservas provadas e desenvolvidas. Essas reservas são estimadas por geólogos e engenheiros de petróleo da Companhia de acordo com padrões internacionais e revisadas anualmente ou quando há indicação de alteração significativa. Os gastos relevantes realizados com manutenção das unidades industriais e dos navios, que incluem peças de reposição, serviços de montagem e desmontagem, entre outros, são registrados no imobilizado. Tais paradas ocorrem em períodos programados (campanha), em média de 4 anos, e os respectivos gastos são depreciados como custo de produção até o início da parada seguinte.




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3.9 Ativos Intangíveis

Estão demonstrados pelo custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada e perdas por “impairment” . São compostos por direitos e concessões que incluem, principalmente, os bônus de assinatura pagos pela obtenção de concessões para exploração de petróleo ou gás natural, além de marcas e patentes, softwares e ágio por expectativa de rentabilidade futura (“goodwill” ) decorrente de aquisição de participação com controle (controladas e controladas em conjunto). O ágio decorrente de aquisição de participação em coligadas é apresentado no investimento. A partir de 2009, esses ágios não são mais amortizados, estando sujeitos ao teste por “impairment”, o efeito dessa amortização em 2008 totalizou R$ 247.972 na Controladora e R$ 340.163 no Consolidado. Os bônus de assinatura são amortizados pelo método de unidade produzida em relação às reservas provadas totais, enquanto que os demais intangíveis são amortizados linearmente pela vida útil estimada.

3.10 Diferido

A Companhia manteve o saldo do ativo diferido de 31 de dezembro de 2008, que continuará a ser amortizado em até 10 anos, sujeito ao teste de redução ao valor recuperável de ativos (“impairment” ), em conformidade com a Lei 11.941/09.

3.11 Redução ao valor recuperável – “Impairment”

A Companhia avalia os ativos do imobilizado, do intangível com vida útil definida e do diferido quando há indicativos de não recuperação do seu valor contábil. Os ativos que têm uma vida útil indefinida, como o ágio por expectativa de rentabilidade futura, têm a recuperação do seu valor testada anualmente, independentemente de haver indicativos de perda de valor. Na aplicação do teste de redução ao valor recuperável de ativos, o valor contábil de um ativo ou unidade geradora de caixa é comparado com o seu valor recuperável. O valor recuperável é o maior valor entre o valor líquido de venda de um ativo e seu valor em uso. Considerando-se as particularidades dos ativos da Companhia, o valor recuperável utilizado para avaliação do teste de redução ao valor recuperável é o valor em uso, exceto quando especificamente indicado. Este valor de uso é estimado com base no valor presente de fluxos de caixa futuros, resultado das melhores estimativas da Companhia. Os fluxos de caixa, decorrentes do uso contínuo dos ativos relacionados, são ajustados pelos riscos específicos e utilizam a taxa de desconto pré-imposto. Esta taxa deriva da taxa pós-imposto estruturada no Custo Médio Ponderado de Capital (WACC). As principais premissas dos fluxos de caixa são: preços baseados no último plano estratégico divulgado, curvas de produção associadas aos projetos existentes no portfólio da Companhia, custos operacionais de mercado e investimentos necessários para realização dos projetos.




26

Essas avaliações são efetuadas ao menor nível de ativos para os quais existam fluxos de caixa identificáveis. Os ativos vinculados a exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás são revisados anualmente, campo a campo, para identificação de possíveis perdas na recuperação, com base no fluxo de caixa futuro estimado. A reversão de perdas reconhecidas anteriormente é permitida, exceto com relação à redução no valor do ágio por expectativa de rentabilidade futura.

3.12 Empréstimos e financiamentos

São reconhecidos inicialmente pelo valor justo menos os custos de transação incorridos e, após o reconhecimento inicial, são mensurados pelo custo amortizado utilizando-se do método da taxa de juros efetiva.

3.13 Contratos com transferência de benefícios, riscos e controle de bens

A Companhia registra em seu ativo imobilizado, pelo valor justo ou, se inferior, pelo valor presente dos pagamentos mínimos do contrato, os direitos que tenham por objetos bens corpóreos destinados à manutenção das atividades da Companhia decorrentes de operações que transferiram os benefícios, riscos e controle destes bens, assim como sua obrigação correlata.

3.14 Abandono de poços e desmantelamento de áreas

A obrigação futura com abandono de poços e desmantelamento de área de produção está contabilizada pelo seu valor presente, descontada a uma taxa livre de risco, sendo registrada integralmente no momento da declaração de comercialidade de cada campo, como parte dos custos dos ativos relacionados (ativo imobilizado) em contrapartida à provisão, registrada no passivo, que suportará tais gastos.

3.15 Instrumentos financeiros derivativos e operações de “hedge”

Todos os instrumentos financeiros derivativos foram reconhecidos no balanço da Companhia, tanto no ativo quanto no passivo, e são mensurados pelo valor justo. Nas operações com derivativos, para proteção das variações nos preços de petróleo e derivados e de moeda, os ganhos e perdas decorrentes das variações do valor justo são registrados no resultado financeiro. Para as operações de “hedge” de fluxo de caixa, os ganhos e perdas decorrentes das variações do valor justo são registrados em ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido, até a sua liquidação.




27

3.16 Imposto de renda e contribuição social

Esses impostos são calculados e registrados com base nas alíquotas efetivas vigentes na data de elaboração das demonstrações contábeis. Os impostos diferidos são reconhecidos em função das diferenças intertemporais e prejuízo fiscal e base negativa da contribuição social, quando aplicável.

3.17 Benefícios concedidos a empregados

Os compromissos atuariais com os planos de benefícios de pensão e aposentadoria e os de assistência médica são provisionados, conforme Deliberação CVM nº 371/00, com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário independente, de acordo com o método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os custos referentes ao aumento do valor presente da obrigação, resultante do serviço prestado pelo empregado, reconhecidos durante o período laborativo dos empregados. O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final. Adicionalmente, são utilizadas outras premissas atuariais, tais como estimativa da evolução dos custos com assistência médica, hipóteses biológicas e econômicas e, também, dados históricos de gastos incorridos e de contribuição dos empregados. Os ganhos e perdas atuariais, decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças das premissas atuariais, são incluídos ou excluídos, respectivamente, na determinação do compromisso atuarial líquido e são amortizados ao longo do período médio de serviço remanescente dos empregados ativos. A Companhia também contribui para os planos nacionais de pensão e seguridade social de subsidiárias internacionais, cujos percentuais são baseados na folha de pagamento, sendo essas contribuições levadas ao resultado quando incorridas.




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3.18 Subvenções e assistências governamentais

As subvenções governamentais para investimentos, recebidos a partir de 1º janeiro de 2008, são reconhecidas como receita ao longo do período, confrontada com as despesas que pretende compensar em uma base sistemática, aplicando-se na Petrobras da seguinte forma:

• Subvenções com reinvestimentos: na mesma proporção da depreciação do bem, e • Subvenções diretas relacionadas ao lucro da exploração: diretamente no resultado.

Os valores apropriados no resultado serão destinados à reserva de incentivos fiscais, no patrimônio líquido. Os saldos das reservas de capital referentes às doações e subvenções para investimento, em 31 de dezembro de 2007, foram mantidos no patrimônio líquido até a sua total utilização, na forma prevista na Lei 6.404/76.

3.19 Reserva de reavaliação

A Companhia manteve o saldo das reservas de reavaliação de 31 de dezembro de 2007 até sua total realização, em consonância com a Lei 11.638/07.




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4 Caixa e equivalentes de caixa

2009 2008 2009 2008

Caixa e bancos 2.749.353 2.622.270 645.862 394.220

Aplicações financeiras - No País Fundos de investimentos exclusivos: .Cambial

.DI 10 .636.809 1.454.268 8.428.509 7.696 .Títulos Públicos 6 .992.964 3.492.197 0

.Direitos Creditórios 3 .442.384 6.338.839 Fundos de investimentos financeiros: .Cambial 4 .008 2.223

.DI 1 .283.825 1.685.713 Outros 205.568 237.519 114.085 85.247

19.123.174 6.871.920 11.984.978 6.431.782 - No Exterior

. "Time deposit" 5 .380.969 4.005.280 3.950.737 3.989.814 . Títu lo de Renda fixa 1 .542.218 2.389.126 216.536 452.498

6.923.187 6.394.406 4.167.273 4.442.312

Total das aplicações financeiras 26 .046.361 13.266.326 16.152.251 10.874.094Total de caixa e equivalentes de caixa 28.795.714 15.888.596 16.798.113 11.268.314


As aplicações financeiras no país possuem liquidez imediata e são representadas por quotas de fundos exclusivos, cujos recursos estão aplicados em títulos públicos federais e operações de derivativos, executadas pelos gestores dos fundos, com contratos futuros de dólar norte-americano e de DI (Depósito Interbancário) com garantia da BM&F (Bolsa de Mercadorias & Futuros). Os fundos exclusivos não possuem obrigações financeiras significativas, limitando-se às obrigações diárias de ajuste das posições na BM&F, serviços de auditoria, taxas de serviços relativas à custódia dos ativos e execução de operações financeiras e demais despesas administrativas. Os saldos das aplicações financeiras estão atualizados pelos rendimentos auferidos, reconhecidos proporcionalmente até a data das demonstrações contábeis, não excedendo os seus respectivos valores de mercado.




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Em 31 de dezembro de 2009, a Controladora mantinha recursos investidos no Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-Padronizados (“FIDC-NP”) do Sistema Petrobras. Esse fundo de investimentos é destinado preponderantemente à aquisição de direitos creditórios performados e/ou não performados de operações realizadas pelas empresas do Sistema Petrobras e visa à otimização da gestão financeira do caixa da Controladora e suas Subsidiárias. As cessões de direitos creditórios registradas no Passivo circulante da Controladora no montante de R$ 14.318.379 (R$ 5.764.529 em 2008) foram compensadas no Consolidado com os valores aplicados no FIDC-NP. Os investimentos em títulos públicos do FIDC-NP estão registrados em Caixa e equivalentes de caixa (Consolidado) em função dos seus respectivos prazos de realização. Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, a Companhia e as suas subsidiárias PifCo e Brasoil mantinham recursos investidos em fundo de investimento no exterior, que detinha, entre outros, títulos de dívidas de empresas do Sistema Petrobras e de Sociedade de Propósito Específico relacionados a projetos da Companhia, principalmente aos projetos CLEP, Malhas e Marlim Leste (P-53) e Gasene equivalentes a R$ 12.724.142 (R$ 11.595.171 em 31 de dezembro de 2008). Esses valores, referente às empresas que são consolidadas, foram compensados no saldo de financiamentos nos passivos circulante e não circulante.




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5 Contas a receber, líquidas

2009 2008 2009 2008

Clientes Terceiros 15.040.474 14.273.886 2.187.257 3.550.726 Partes relacionadas (Nota 6.1) 1.125.436 1.198.572 56.973.820 103.132.236 (*)Outras 3.646.082 3.571.698 3.731.629 2.604.744

19.811.992 19.044.156 62.892.706 109.287.706

Menos: provisão para créditos de liquidação duvidosa (2.542.302) (2.813.902) (306.110) (291.265) 17.269.690 16.230.254 62.586.596 108.996.441

Menos: contas a receber não circulante, líquidas (3.285.420) (1.326.522) (49.742.215) (91.626.391)

Contas a receber a curto prazo, líquidas 13.984.270 14.903.732 12.844.381 17.370.050


(*) Não contempla os saldos de dividendos a receber de R$ 2.508.981 em 31 de dezembro de 2009 (R$ 987.986 em 31 de dezembro de 2008),

ressarcimentos a receber de R$ 1.511.022 em 31 de dezembro de 2009 (R$ 1.143.898 em 31 de dezembro de 2008) e Fundo de Investimento em Direitos

Creditórios de R$ 4.678.719 em 31 de dezembro de 2009 (R$ 5.816.275 em 31 de dezembro de 2008).

Mutação da provisão para créditos de liquidação duvidosa 2009 2008 2009 2008

Saldo em 1º de janeiro 2.813.902 2.287.957 291.265 202.692Adições (*) 246.126 561.942 36.909 99.315Baixas (*) (517.726) (35.997) (22.064) (10.742)Saldo em 31 de dezembro 2.542.302 2.813.902 306.110 291.265

Circulante 1.545.853 1.499.770 306.110 291.265

Não circulante 996.449 1.314.132


(*) Inclui variação cambial credora sobre provisão para créditos de liquidação duvidosa constituída em empresas no exterior.




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6 Partes relacionadas

As operações comerciais da Petrobras com suas subsidiárias, controladas e sociedades de propósito específico são efetuadas a preços e condições de mercado. As operações de compra de petróleo e derivados efetuadas pela Petrobras com a subsidiária PifCo possuem prazo maior de liquidação em função de a PifCo ser uma subsidiária criada para este fim, com a cobrança dos devidos encargos incorridos no período. Os repasses de pré-pagamento de exportações são efetuados nas mesmas taxas obtidas pela subsidiária. As operações de mútuo são realizadas de acordo com as condições de mercado e legislação aplicável. Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, não eram esperadas perdas na realização destas contas a receber.




33

6.1 Ativo

(*) Inclui suas controladas e grupo de controladas em conjunto. (**)Composto por (R$ 837.621) de recebíveis cedidos / performados e R$ 356.390 de despesas antecipadas.

C on tas a Re ce ber ,

p r in cipa lm e n te p o r v end a s

D isp on ib i l idad e s e T í tu lo s e V alo re s

M ob i l iár iosD iv id end o s a

R ec ebe r

A d ian ta m en to pa ra a ume n to

de c ap i tal

V alo r es v in c u lad o s à con s tr uçã o de

g aso du toO p er aç ões d e

m ú tuoO u tr as

O p era çõ esRe ssar cim en to a

R e ce berTO T A L D O

A T IV O

C O N T R O L A D A S (* )

P et roq uis a 1 1 . 15 0 1 38 . 8 77 1 50 .0 27

B R D is t rib uid o ra 1 . 27 7 . 77 7 5 55 . 8 09 2 06 .2 89 2 .0 39 .8 75

G asp et ro 1 . 01 4 . 91 0 3 46 . 4 97 3 9 73 . 40 4 14 .6 17 2 .3 49 .4 31

P ifC o 2 . 69 1 . 55 9 13 . 6 89 .3 88 3 .5 23 16 .3 84 .4 70

P N B V 1 0 . 97 6 8 .5 62 6 .7 12 26 .2 50

D ow n str eam 9 4 . 02 7 2 23 .9 17 3 17 .9 44

T r ansp et ro 30 1 . 89 0 3 42 . 9 04 6 44 .7 94

P IB -B V H o lan d a 20 9 . 36 5 63 .9 24 2 73 .2 89

B r as o i l 1 0 . 09 8 33 . 2 59 .8 66 3 .6 99 33 .2 73 .6 63

B O C 2 19 .6 08 2 65 2 19 .8 73

F un do d e Inve s tim en to Im o b i liá r io 1 9 . 28 8 1 35 .9 62 1 55 .2 50

P et rob ra s C om e rc ia l iz ado r a E n er g ia L td a 3 5 . 52 2 1 57 . 4 06 1 92 .9 28

P et rob ra s B io c o m b us t íve l S . A . 4 3 . 35 0 45 .0 00 88 .3 50

M a r l im P a r tic ip aç ões S. A 22 . 8 89 22 .8 89

T e rm o e lét r icas 14 6 . 41 4 4 43 . 4 34 92 .3 81 2 23 .3 98 9 05 .6 27

R ef ina r ia A b re u e L im a 20 1 . 89 4 3 2 01 .8 97

C ia L oc ado r a d e E qu ipam e nt o s P etr o l í fe ro s 4 93 . 3 72 4 93 .3 72

D em a is C on tr o la da s 5 . 13 0 7 . 7 90 3 .9 00 14 16 .8 34

6 . 07 3 . 35 0 2 . 5 08 . 9 81 2 85 .8 08 9 73 . 40 4 47 . 8 37 .0 83 78 .1 37 5 7 .75 6 .76 3

S O C IE D A D E S D E P R O P ÓS IT O E S P E C Í F IC O

N ov a T r a nsp o rt ado r a d o N o rd es t e - N T N 48 0 . 79 8 71 . 236 55 2 .03 4

N ov a T r a nsp o rt ado r a d o Su de s te - N TS 46 7 . 82 1 34 . 623 50 2 .44 4

T r ansp o tad o ra U r uc u M ana u s - T U M 34 0 . 72 8 34 0 .72 8

P D E T O ff S h o re 1 .1 51 . 729 1 .15 1 .72 9

C ay m an C abiu nas I nve s tm e nt 2 53 . 306 25 3 .30 6

T r ansp o rt a do r a G ase ne S . A 5 5 . 55 2 5 5 .55 2

F un do d e Inve s tim en to e m D ir ei t os C red i tó r io s ( * * ) (48 1 . 23 1 ) 5 . 1 59 . 9 50 4 .67 8 .71 9

D em a is S P E 's 128 12 8

86 3 . 66 8 5 . 1 59 . 9 50 1 .5 11 . 022 7 .53 4 .64 0

C O LIG A D A S 37 1 . 84 1 9 .2 99 38 1 .14 0

3 1 /12 /2 00 9 7 . 30 8 . 85 9 5 . 1 59 . 9 50 2 . 5 08 . 9 81 2 95 .1 07 9 73 . 40 4 47 . 8 37 .0 83 78 .1 37 1 .5 11 . 022 6 5 .67 2 .54 3

3 1 /12 /2 00 8 1 1 . 43 7 . 67 1 6 . 3 38 . 8 39 9 87 . 9 86 5 00 .5 30 9 07 . 86 2 89 . 5 50 .2 19 130 .7 31 1 .1 43 . 898 11 0 .99 7 .73 7

C O N T R OL A D O R A

A T IV O C IR C U LA N T E A T IV O N Ã O C IR C U LA N T E


Notas explicativas às demonstrações contábeis (Consolidadas e da Controladora) (Em milhares de reais)

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Indexador 31.12.2009 31.12.2008

TJLP + 5% a.a. 49.432 54.587LIBOR + 1 a 3% a.a. 44.797.544 88.577.1451,70% a.a. 223.917 415.665101% do CDI 171.474 240.78014,5% a.a. 77.175 85.658IGPM + 6% a.a. 146.223 176.384Outras Taxas 2.371.318 -

47.837.083 89.550.219

Taxas dos Mútuos Ativos

Gasoduto Bolívia-Brasil O Gasoduto Bolívia-Brasil, no território boliviano, é de propriedade da empresa Gás Transboliviano S.A. (GTB), tendo a Gaspetro participação minoritária (11%) no capital desta companhia. Para construção do trecho boliviano, foi firmado um contrato com a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), posteriormente repassado à GTB, por empreitada global ("turn key"), no valor de US$ 350 milhões, que está sendo liquidado em 12 anos, desde janeiro de 2000, através do fornecimento de serviços de transporte. Em 31 de dezembro de 2009, o saldo dos direitos ao fornecimento futuro, por conta do custo incorrido na obra, até aquela data, acrescidos de juros de 10,7% a.a., é de R$ 338.558 (R$ 560.369 em 31 de dezembro de 2008), sendo R$ 231.045 classificados no ativo realizável a longo prazo como adiantamento a fornecedores (R$ 416.745 em 31 de dezembro de 2008), que inclui o valor de R$ 101.912 (R$ 141.530 em 31 de dezembro de 2008) relacionado à aquisição antecipada do direito de transportar 6 milhões de metros cúbicos de gás pelo prazo de 40 anos (TCO - “Transportation Capacity Option”). A titularidade do gasoduto no trecho brasileiro é da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. (TBG), controlada da Gaspetro. Em 31 de dezembro de 2009, o total de créditos da Petrobras junto à TBG, relacionados ao gerenciamento, ao repasse de custos e financiamentos vinculados à construção do gasoduto e à aquisição antecipada do direito de transportar 6 milhões de metros cúbicos de gás, pelo prazo de 40 anos (TCO), era de R$ 973.404 (R$ 907.862 em 31 de dezembro de 2008), e está classificado no ativo realizável a longo prazo, como contas a receber líquidas.




35

6.2 Passivo

PASSIVO NÃO CIRCULANTE

Fornecedores, princip. por compras de petróleo

e derivadosAdiantamento de

ClientesAfretamento de

Plataformas

Compromissos Contratuais com

Transf. de Benefícios, Riscos e Controles de Bens Fluxo de recebíveis

cedidos - FIDC Outras Operações

Compromissos Contratuais com

Transf. de Benefícios , Riscos e Controles de

Bens Operações de

Mútuo Outras OperaçõesTOTAL DO PASSIVO

CONTROLADAS (*)

Petroquisa (31.090) (17) (27) (31.134)

BR Distribuidora (186.401) (5.478) (396.809) (588.688)Gaspetro (347.798) (284.018) (631.816)PifCo (27.431.533) (441.576) (458.771) (28.331.880)

PNBV (77.384) (1.362.038) (1.439.422)Downstream (167.268) (167.268)Transpetro (780.743) (50) (780.793)

PIB-BV Holanda (302.843) (11.347) (5) (314.195)Brasoil (7.718) (32.080) (39.798)

Termoelétricas (251.048) (28.509) (582.704) (862.261)Marlim Participações S.A. (374.245) (276.574) (650.819)Petrobras Biocombustível S.A. (36.270) (3.805) (40.075)

Cia Locadora de Equipamentos Petrolíferos (1.629.700) (2.144.678) (3.774.378)Demais Controladas (5.372) (32) (2) (157.406) (162.812)

(29.625.468) (746.273) (1.394.118) (2.032.454) (84) (3.161.362) (855.580) (37.815.339)SOCIEDADES DE PROPÓSITO ESPECÍFICO

PDET Offshore (129.158) (138.943) (1.503.792) (1.771.893)

Nova Transportadora do Nordeste - NTN

(168.978) (1.188.539) (1.357.517)

Nova Transportadora do Sudeste - NTS (138.314) (1.121.059) (1.259.373)

Cayman Cabiunas Investment Co. (145.278) (145.278)

Charter Development LLC (367.211) (2.766.101) (3.133.312)

Barracuda Caratinga Leasing Co BV (355.949) (355.949)

Gasene Participações S/A (164.740) (1.163.017) (1.327.757)

Fundo de Investimento em Direitos Creditórios

(14.318.379) (14.318.379)

Demais SPE's

(1.469.628) (14.318.379) (138.943) (7.742.508) (23.669.458)

COLIGADAS (97.866) (5.443) (49.359) (152.668)

31/12/2009 (29.723.334) (751.716) (1.394.118) (3.502.082) (14.318.379) (139.027) (10.903.870) (49.359) (855.580) (61.637.465)

31/12/2008 (56.782.638) (3.567.680) (1.433.066) (5.068.182) (5.764.529) (212.371) (12.654.967) (46.261) (1.054.267) (86.583.961)

CONTROLADORA

PASSIVO CIRCULANTE

(*) Inclui suas controladas e grupo de controladas em conjunto



36

6.3 Resultado

Receitas Operacionais, principalmente por

vendas

Receitas (Despesas)

Financeiras Líquidas

Variações Monetárias e

Cambiais Líquidas

CONTROLADAS (*)

Petroquisa 241.620 504 242.124

BR Distribuidora 50.783.027 (11.687) 14.151 50.785.491

Gaspetro 4.122.886 (14.773) (201.478) 3.906.635

PifCo 18.010.028 (502.798) 156.768 17.663.998

PNBV (469) 477.729 477.260

Downstream 3.056.297 4.979 (98.452) 2.962.824

Transpetro 450.059 12.771 462.830

PIB-BV Holanda 65.825 (4.710) 61.115

Brasoil 1.442.806 (9.209.120) (7.766.314)

BOC 17.891 (99.835) (81.944)

Petrobras Comercializadora Energia Ltda 237.298 1.251 238.549

Termoelétricas 68.341 (82.065) 19.377 5.653

Marlim Participações S.A (99.298) (99.298)

Cia Locadora de Equipamentos Petrolíferos (492.921) (492.921)

Refinaria Abreu e Lima 199.129 199.129

Petrobras Biocombustível 74.505 (428) 74.077

Demais Controladas 104.471 104.471

77.413.486 261.665 (8.931.472) 68.743.679

SOCIEDADES DE PROPÓSITO ESPECÍFICO

Nova Transportadora do Nordeste - NTN 66.122 (115.482) 418.694 369.334

Nova Transportadora do Sudeste - NTS 13.469 78.186 481.042 572.697

Transpotadora Urucu Manaus - TUM 160.536 160.536

PDET Offshore 17.644 17.644

Charter Development LLC (36.844) 1.088.294 1.051.450

Cayman Cabiunas Investment Co. (19.976) 81.703 61.727

Gasene Participações S/A (64.885) (64.885)

Transportadora Gasene 103.887 103.887

Barracuda & Caratinga Leasing 576 261.503 262.079

Fundo de Investimento em Direitos Creditórios 1.397.066 1.397.066

Demais SPE's (1.018) 951 (67)

344.014 1.255.267 2.332.187 3.931.468

COLIGADAS 8.142.351 (3.080) (3.420) 8.135.851

31/12/2009 85.899.851 1.513.852 (6.602.705) 80.810.99831/12/2008 92.610.715 (931.553) 8.187.668 99.866.830

Controladora

Resultado

TOTAL DO RESULTADO

(*) Inclui suas controladas e grupo de controladas em conjunto



37

6.4 Garantias obtidas e concedidas

A Petrobras tem como procedimento conceder garantias às subsidiárias e controladas para algumas operações financeiras realizadas no exterior. As garantias oferecidas pela Petrobras são efetuadas com base em cláusulas contratuais que suportam as operações financeiras entre as subsidiárias e terceiros, garantindo a compra da dívida em caso de inadimplência por parte das subsidiárias e controladas. Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, as operações financeiras realizadas por estas subsidiárias e garantidas pela Petrobras apresentam os seguintes saldos a liquidar: Data de Vencimento 31/12/2008

das Operações Brasoil PNBV PifCo PIB-BV Ref. Abreu e Lima TAG Total Total2009 2.068.2452010 54.248 1.384.254 3.177.690 311.021 4.927.213 1.004.4292011 882.266 420.239 0 1.302.505 1.684.8602012 703.445 1.915.320 87.060 2.705.825 1.103.0642013 148.002 651.576 0 799.578 1.073.1762014 553.702 1.316.427 174.120 2.044.249 2.645.169

2015 em diante 3.941.743 19.907.110 522.360 9.071.997 5.228.551 38.671.761 16.679.46954.248 7.613.412 27.388.362 1.094.561 9.071.997 5.228.551 50.451.131 26.258.411

31/12/2009

Em conformidade com o Decreto 4.543/2002 que legisla sobre o Regime Aduaneiro Especial de Exportação e de Importação de Bens Destinados às Atividades de Pesquisa e Lavra das Jazidas de Petróleo e de Gás Natural – Repetro, a Petrobras vem efetuando importação e exportação de equipamentos e materiais, sob este regime. O benefício dessas operações feitas via Repetro é a suspensão temporária dos impostos federais pelo prazo em que os referidos materiais e equipamentos permaneçam no Brasil. Para a concessão desse benefício, é exigido uma Fiança Idônea, assinada por terceiros, como forma de garantia do recolhimento dos tributos suspensos. As Fianças Idôneas vêm sendo concedidas pela Petrobras Distribuidora S/A - BR e a Petrobras Gás S/A – Gaspetro e a remuneração cobrada está fixada em 0,30% ao ano, sobre o montante dos tributos federais suspensos. Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, as despesas anuais incorridas pela Petrobras na obtenção das Fiança Idônea foram:

31.12.2009 31.12.2008BR 20.100 21.582

Gaspetro 9.779 1.297Total 29.879 22.879



38

6.5 Transações com Entidades Governamentais e Fundos de Pensão

A Companhia é controlada pela União Federal e mantém diversas transações com entidades governamentais no curso normal de suas operações. As transações significativas com entidades governamentais e com fundo de pensão resultaram nos seguintes saldos:

Ativo Passivo Ativo PassivoPetros (Fundo de Pensão) - 523.284 479.581Banco do Brasil S.A. 1.484.332 7.294.305 750.798 5.100.281

BNDES 1.085 34.928.827 10.726.041Caixa Econômica Federal 571 3.952.649 1.669 3.617.670Governo Federal - Dividendos Propostos e JCP - 562.575 3.193.964Depósitos vinculados para processos judiciais (CEF e BB) 1.716.089 62.936 1.581.541 82.489Conta de petróleo e álcool - créditos junto a União Federal 816.714 - 809.673 Títulos Governamentais 11.560.978 - 7.412.913

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - 1.321.702 Outros 592.348 510.580 730.158 589.065

16.172.117 49.156.858 11.286.752 23.789.091

Circulante 8.966.386 5.816.578 4.782.062 7.366.018Não circulante 7.205.731 43.340.280 6.504.690 16.423.073

Consolidado2009 2008



39

Os saldos estão classificados no Balanço Patrimonial conforme abaixo:

6.6 Remuneração de dirigentes e empregados da Controladora (expresso em reais)

O Plano de Cargos e Salários e de Benefícios e Vantagens da Petrobras e a legislação específica estabelecem os critérios para todas as remunerações atribuídas pela Companhia a seus dirigentes e empregados. No exercício de 2009, a maior e a menor remunerações atribuídas a empregados ocupantes de cargos permanentes, relativas ao mês de dezembro, foram de R$ 55.747,18 e R$ 1.647,17 (R$ 51.708,73 e R$ 1.539,43 em 31 de dezembro de 2008), respectivamente. A remuneração média no exercício de 2009 foi de R$ 8.638,66 (R$ 7.916,16 em 31 de dezembro de 2008). Com relação a dirigentes da Companhia, a maior remuneração em 2009, ainda tomando-se por base o mês de dezembro, correspondeu a R$ 59.465,04 (R$ 59.465,04 em 31 de dezembro de 2008). O total da remuneração de benefícios de curto prazo para a administração da Companhia durante o exercício de 2009 foi de R$ 7.099.271,81 (R$ 6.812.072,23 em 31 de dezembro de 2008), referente a sete diretores e nove conselheiros.

Ativo Passivo Ativo PassivoAtivoCirculante: 8.966.386 4.782.062

Caixa e equivalentes de caixa 8.368.789 4.168.488Contas a Receber, líquidas 74.409 62.305Outros ativos circulantes 523.188 551.269

Não circulante: 7.205.731 6.504.690Conta petróleo e álcool - STN 816.714 809.673Depósitos judiciais 1.716.089 1.580.435

Títulos e valores mobiliários 4.582.648 3.941.889Outros ativos realizados a longo prazo 90.280 172.693

PassivoCirculante: 5.816.578 7.366.018

Financiamentos 2.835.604 2.617.666Dividendos propostos 691.017 3.949.365

Outros passivos circulantes 2.289.957 798.987

Não circulante: 43.340.280 16.423.073Financiamentos 43.209.637 16.278.387Outros passivos não circulantes 130.643 144.686

16.172.117 49.156.858 11.286.752 23.789.091

Consolidado2009 2008



40

7 Estoques

2009 2008 2009 2008

Produtos:Derivados de petróleo (*) 5.751.330 5.587.327 4.051.752 3.993.002Álcool (*) 656.812 598.382 237.196 281.180

6.408.142 6.185.709 4.288.948 4.274.182

Matérias-primas, principalmente petróleo bruto (*) 9.724.691 8.363.429 7.260.937 5.297.904Materiais e suprimentos para manutenção (*) 3.295.077 3.362.265 2.880.019 2.865.459

Adiantamentos a fornecedores 1.930.273 1.654.610 1.891.459 1.609.257

Outros 247.086 715.087 32.844 105.096Total 21.605.269 20.281.100 16.354.207 14.151.898

Circulante 21.424.651 19.977.171 16.186.906 13.847.969Não circulante 180.618 303.929 167.301 303.929


(*) Inclui importações em andamento.

8 Contas petróleo e álcool - STN

Visando concluir o encontro de contas com a União, de acordo com o previsto na Medida Provisória nº 2.181, de 24 de Agosto de 2001, a Petrobras, após ter prestado todas as informações requeridas pela Secretaria do Tesouro Nacional - STN, está buscando equalizar as divergências ainda existentes entre as partes. Em 31 de dezembro de 2009, o saldo da conta de R$ 816.714 poderá ser quitado pela União por meio da emissão de títulos do Tesouro Nacional, de valor igual ao saldo final do encontro de contas ou mediante compensação com outros montantes que a Petrobras porventura estiver devendo ao Governo Federal, na época, inclusive os relativos a tributos ou uma combinação das operações anteriores.



41

9 Títulos e valores mobiliários

2009 2008 2009 2008

Disponíveis para venda 4.467.830 3.773.133 4.171.047 3.589.343

Para negociação 0 132.178Mantidos até o vencimento 294.953 449.720 1.726.339 8.419

4.762.783 4.355.031 5.897.386 3.597.762Menos: parcela circulante de títulos e valores mobiliários 123.824 288.751 1.717.566

Parcela não circulante de títulos e valores mobiliários 4.638.959 4.066.280 4.179.820 3.597.762


Os títulos e valores mobiliários, classificados no realizável a longo prazo, compõem-se de:

2009 2008 2009 2008

NTN-B 4.380.432 3.778.198 4.167.049 3.589.343

Certificados B 26.660 119.032

Outros 231.867 169.050 12.771 8.419

4.638.959 4.066.280 4.179.820 3.597.762


As Notas do Tesouro Nacional - Série B foram dadas em garantia à Petros, no dia 23 de outubro de 2008, após assinatura do Termo de Compromisso Financeiro entre Petrobras e as subsidiárias patrocinadoras do Plano Petros, entidades sindicais e a Petros para o equacionamento de obrigações com o plano de pensão. O valor nominal das NTN-B está indexado à variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA. Os cupons de juros serão pagos semestralmente à taxa de 6% a.a. sobre o valor nominal atualizado desses títulos e os vencimentos são em 2024 e 2035. Os Certificados B foram recebidos pela Brasoil por conta da venda de plataformas em 2000 e 2001, com vencimentos semestrais até 2011 e rendendo juros equivalentes a Libor mais 0,70% a.a. até 4,25% a.a. Em 31 de dezembro de 2009, a Controladora mantinha recursos investidos no “FIDC-NP”, relativo a direitos creditórios não performados de suas atividades operacionais no montante de R$ 1.717.566.



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10 Projetos estruturados

A Petrobras desenvolve projetos em conjunto com agentes financeiros nacionais e internacionais e com empresas do setor de petróleo e de energia com o objetivo de viabilizar os investimentos necessários nas áreas de negócio em que a Companhia atua.

10.1 Sociedades de propósitos específicos

Os projetos estruturados são viabilizados por meio de Sociedades de Propósitos Específicos (SPE), cujas atividades são, na essência, controladas pela Petrobras, em razão dos compromissos contratuais com transferência de benefícios, riscos e controles assumidos e, ao término de cada contrato, a Companhia tem o direito a exercer a opção de compra dos ativos ou da totalidade das ações ordinárias das SPE. a) Projetos com ativos em operação Os bens e obrigações oriundos destes compromissos contratuais são reconhecidos nas demonstrações contábeis individuais da Petrobras a partir da entrada em operação desses ativos e estão inseridos nas notas explicativas 13.1(1) e 16, respectivamente.

Projeto Descrição Principais garantias

Barracuda e Caratinga

Viabilização do desenvolvimento da produção dos campos de Barracuda e Caratinga, da Bacia de Campos. A SPE Barracuda e Caratinga Leasing Company B.V. (BCLC) é responsável pela constituição de todos os ativos (poços, equipamentos submarinos e unidades de produção) demandados pelo projeto, sendo também proprietária destes.

Garantia da Brasoil para cobertura de necessidades financeiras da BCLC.

PDET

A SPE PDET Offshore S.A. é a proprietária dos ativos do projeto cujo objetivo é melhorar a infraestrutura de transferência do óleo produzido na Bacia de Campos para as refinarias da Região Sudeste e para exportação. Esses ativos foram alugados pela Petrobras até o ano de 2019.

Todos os ativos do projeto.

Malhas

Consórcio entre Transpetro, Transportadora Associada de Gás (TAG), antiga TNS, Nova Transportadora do Sudeste (NTS) e Nova Transportadora do Nordeste (NTN). A contribuição da NTS e NTN no consórcio ocorre através da constituição de ativos relacionados ao transporte de gás natural. A TAG (companhia 100% Gaspetro) disponibiliza ativos já constituídos anteriormente. A Transpetro contribui como operadora dos gasodutos

Pagamentos antecipados por capacidade de transporte para cobrir eventuais deficiências de caixa do consórcio.

Cabiúnas

Projeto com objetivo de aumentar a capacidade de escoamento da produção de gás da Bacia de Campos. A Cayman Cabiunas Investment Co. Ltd. (CCIC) disponibiliza os ativos para a Petrobras através de um contrato de leasing internacional.

Penhor de 10,4 bilhões de m3 de gás.

Gasene

A Transportadora Gasene S.A. é responsável pela construção e futura proprietária de gasodutos de transporte de gás natural, com extensão total de 1,4 mil quilômetros e capacidade de transporte de 20 milhões de metros cúbicos por dia, ligando o Terminal de Cabiúnas no Rio de Janeiro até a cidade de Catu, na Bahia. O primeiro trecho do projeto Gasene, o Gasoduto Cabiúnas- Vitória entrou em operação em 10 de novembro de 2008. O segundo trecho, o Gasoduto Cacimbas-Catu, encontra-se em fase de construção.

Penhor de Direitos Creditórios. Penhor das Ações da SPE.



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Projeto Descrição Principais garantias

Marlim Leste (P-53)

Para desenvolver a produção do campo de Marlim Leste, a Petrobras utilizará uma Unidade Estacionária de Produção (UEP), a P-53, que foi afretada junto à Charter Development LLC. O contrato de afretamento, na modalidade casco nu (Bare Boat Charter), firmado em novembro/09 , vigorará por um período de 15 anos, contados a partir de março de 2010.

Todos os ativos do projeto serão dados em garantia.

Outros (Albacora, Albacora/Petros e PCGC)

Titularidade dos ativos ou pagamento adicional de aluguel caso a receita não seja suficiente para atender às obrigações com financiadores.

b) Projetos com ativos em construção Os bens oriundos de projetos em desenvolvimento serão registrados no imobilizado da controladora quando da entrada em operação desses ativos e estão inseridos na nota explicativa 13 das demonstrações consolidadas da Petrobras.

Projeto Descrição Principais garantias Amazônia US$ 2,1 bilhões (*)

Construção de um gasoduto de 385 km de extensão, entre Coari e Manaus, e de um GLP duto de 285 Km de extensão, entre Urucu e Coari, ambos sob a responsabilidade da Transportadora Urucu Manaus S.A., e construção de uma termelétrica, em Manaus, com capacidade de 488 MW através da Companhia de Geração Termelétrica Manauara S.A.


Mexilhão US$ 756 milhões (*)

Constituição de uma plataforma (PMXL-1) de exploração de gás natural dos Campos de Mexilhão e Cedro, na Bacia de Santos, que será detida pela Companhia Mexilhão do Brasil (CMB), responsável pela captação dos recursos necessários para constituição da referida plataforma. Concluída a construção, a PMXL-1 será alugada à Petrobras, detentora da concessão para exploração e produção dos referidos campos.


Modernização da Revap US$ 1,65 bilhão (*)

O objetivo deste projeto é elevar a capacidade da Refinaria Henrique Lage (Revap) em processar óleo pesado nacional, ajustar o diesel por ela produzido às novas especificações nacionais e reduzir a quantidade de emissão de poluentes. Para tanto, foi criada a SPE Cia. de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais - CDMPI, que construirá e alugará para a Petrobras uma unidade de Coqueamento Retardado, uma unidade de Hidrotratamento de Nafta de Coque e unidades correlatas a serem instaladas naquela refinaria. A Diretoria Executiva autorizou aporte adicional de recursos de US$ 450 milhões através da emissão de notas promissórias, perfazendo um total de US$ 750 milhões.

Pagamentos antecipados de aluguel para cobrir eventuais deficiências de caixa da CDMPI.

(*) Valor estimado do investimento no projeto.



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c) Projeto concluído com o exercício da opção de compra Projeto Descrição Principais garantias

Marlim

Consórcio com a Companhia Petrolífera Marlim (CPM), que disponibiliza para a Petrobras equipamentos submarinos de produção de petróleo do campo de Marlim. Em 30 de abril de 2009, a Petrobras exerceu a opção de compra das ações da MarlimPar (holding da CPM) e substituiu conselheiros e diretores. Foi concluído o fechamento de capital da MarlimPar e CPM.

70% da produção do campo limitado a 720 dias.

CLEP

A Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos (CLEP) disponibiliza para a utilização da Petrobras ativos vinculados à produção de petróleo localizados na Bacia de Campos, através de contrato de aluguel com prazo de 10 anos. Em 11 de dezembro de 2009, a Petrobras exerceu a opção de compra das ações da CLEP e com a transferência das ações os dirigentes da sociedade foram substituídos.

Pagamentos antecipados de aluguel, caso a receita não seja suficiente para atender às obrigações com financiadores.

NovaMarlim

Consórcio com a NovaMarlim Petróleo S.A. (NovaMarlim) que disponibiliza equipamentos submarinos de produção de petróleo e ressarce, por meio de adiantamento já efetuado à Petrobras, custos operacionais decorrentes da operação e manutenção dos ativos do campo. Em 30 de dezembro de 2009, a Petrobras exerceu a opção de compra das ações da Nova MarlimPar (holding da NovaMarlim Petróleo).

30% da produção do campo limitado a 720 dias.

10.2 Ressarcimentos a receber e Empreendimentos em negociação

O saldo de ressarcimentos a receber, líquido dos adiantamentos recebidos, referente aos gastos realizados pela Petrobras por conta de projetos já negociados com terceiros estão evidenciados na nota explicativa 6.1. Os empreendimentos em negociação, que compreendem os gastos já realizados pela Petrobras para os quais ainda não há parceiros definidos, totalizam R$ 752.107 em 31 de dezembro de 2009 (R$ 895.395 em 31de dezembro de 2008). Estes gastos são registrados no ativo realizável a longo prazo, como projetos estruturados, nas demonstrações individuais da Petrobras e, no ativo imobilizado, nas demonstrações contábeis consolidadas.



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11 Depósitos judiciais

Os depósitos judiciais são apresentados de acordo com a natureza das correspondentes causas:

2009 2008 2009 2008

Trabalhistas 725.960 608.383 693.997 581.623Fiscais (*) 888.324 895.430 661.620 659.053Cíveis (* ) 362.216 339.508 330.273 298.944Outros 12.188 9.771 4 .897 2.758Total 1.988.688 1.853.092 1.690 .787 1.542.378


(*) Líquido de depósito relacionado a processo judicial provisionado, quando aplicável. Outras informações • Busca e apreensão de recolhimentos tidos como indevidos de ICMS/substituição tributária

No período de 2000 e 2001, a Petrobras foi acionada na justiça dos Estados de Goiás, Tocantins, Bahia, Pará, Maranhão e Distrito Federal, por distribuidoras de petróleo, sob a suposta alegação de não repassar aos governos estaduais o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS retido, por força de lei, no ato da venda dos combustíveis. Dos valores dessas ações, cerca de R$ 80.159 foram efetivamente sacados das contas da Companhia, por força de decisões judiciais de antecipação de tutela. Mediante recurso processual, essas decisões antecipatórias de tutela foram cassadas. A Petrobras, com o apoio das autoridades estaduais e federais, além de ter conseguido impedir a efetivação de outros saques, está empreendendo todos os esforços possíveis para obter o ressarcimento das quantias que foram, indevidamente, sacadas das suas contas. A posição atual dos nossos assessores jurídicos é que não há expectativa de futuros desembolsos para a companhia sobre esses processos.

• Outros bloqueios judiciais A justiça determinou bloqueios de numerários por conta de processos trabalhistas que totalizavam R$ 49.987 em 31 de dezembro de 2009 (R$ 34.767 em 31 de dezembro de 2008), classificados no ativo não circulante.



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12 Investimentos

12.1 Informações sobre as subsidiárias, controladas, controladas em conjunto e coligadas

(*) Quotas (**) Quantidade de ações em unidades

Subsidiárias e controladasPetrobras Distribuidora S.A. - BR 5.153.048 42.853.453 7.867.901 1.461.661Petrobras Gás S.A. - Gaspetro 4.874.834 2.536 633 6.520.379 1.391.811Petrobras Netherlands B.V. - PNBV 2.443.702 9.385 4.119.287 2.111.588Termorio S.A. 2.785.000 2.785.000 2.801.799 319.883Petrobras Química S.A. - Petroquisa 2.180.677 13.508.637 12.978.886 2.600.217 225.809Petrobras International Braspetro - PIB BV 3.212 2 (1.935.457) (1.180.513)Petrobras Transporte S.A. - Transpetro 1.716.880 1.716.880 1.900.155 399.807Refinaria Abreu e Lima S.A. 1.168.241 1.168.241 1.743.339 575.098Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. - CLEP 826.976 180.000 1.511.991 37.417Braspetro Oil Services Company - Brasoil 266.404 106.210 1.477.414 55.967Comperj Petroquimicos Básicos S.A. 1.011.002 101.101 1.011.002Termomacaé Ltda. 934.015 934.015 (*) 934.040 124.431Downstream Participações Ltda. 630.000 630.000 (*) 931.610 769.325FAFEN Energia S.A. 380.574 380.574 280.893 51.528Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE 255.556 255.556 (*) 260.167 164.422Termoceará Ltda. 275.226 275.226 (*) 236.332 35.578Baixada Santista Energia Ltda. 262.136 262.136 (*) 227.427 (33.829)Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN 216.852 216.852 (*) 226.462 165.835Petrobras International Finance Company - PifCo 531.479 300.050 (209.441) 1.013.801Comperj Poliolefinas S.A. 136.692 13.670 136.692 0Comperj PET S.A. 129.618 12.963 129.618Usina Termelétr ica de Juiz de Fora S.A. 109.127 97.863 113.038Braspetro Oil Company - BOC 89 50 (111.006) 178.641Petrobras Biocombustível S.A. 192.010 19.201 100.048 (91.962)Termobahia S.A. 311.752 52 59.012 32.361Marlim Participações S. A. 56.314 56.314 58.373 24.094Comperj MEG S.A. 39.933 3.994 39.933 0Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda 6.218 6.218 (*) (35.388) 2.887Comperj Estirênicos S.A. 31.933 3.194 31.933 0Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro 21.000 21.000 24.433 9805283 Part icipações Ltda. 1.421.604 (*) (400) (82)Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII 656 117.127 (*) (261) (439)Cordoba Financial Services GmbH 94 1 (**) 32 (1.397)Comperj Participações S.A. 1 1 1Nova Marlim Participações S. A. 55.900 0 2.065

Controladas em conjuntoTermoaçu S.A. 699.737 1.254.233 709.300 6.832UTE Norte Fluminense S.A. 481.432 481.432 601.091 141.176Brasil PCH S.A. 109.032 94.188 14.844 145.336 19.416Breitener Energética S.A. 160.000 160.000 129.607 (22.332)Ibir itermo S.A. 7.649 7.652 109.128 33.240Brasympe Energia S.A. 26.000 26.000 71.930 907Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS 58.400 58.400 61.663 5.211Cia Energética Manauara S.A. 44.077 45.000 48.893 17.670Brentech Energia S.A. 25.901 25.901 13.439 (12.462)Projetos de Transporte de Álcool S.A. - PMCC 11.000 12.000 9.499 (1.407)GNL do Nordeste Ltda. 820 7.507 (*) 75 (71)Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. 15.296 5.158 10.138 51 37.730Outras Empresas

Coligadas Quattor Participações S.A. 2.202.111 238.654 1.265.317 (229.151)UEG Araucária Ltda. 707.440 707.440 (*) 650.583 (10.543)Energética Camaçari Muriçy I Ltda. 67.260 67.260 (*) 50.636 (16.624)Arembepe Energia S.A. 45.218 45.218 32.381 (12.837)Termoelétrica Potiguar S.A. - TEP 12.800 5.100 22.511 (4.789)Energética SUAPE II 8.814 8.814 5.800 (3.014)Companhia Energética Potiguar S.A. 7.632 1 2.629 (5.003)Bioenergética Britarumã S.A. 110 110 110

Lucro líquido (prejuízo) do

exercício

Capital subscrito em 31

de dezembro de 2009

Patrimônio líquido (passivo a descoberto)

Milhares de ações / quotas

Ações Ordinárias / quotas Ações prefereciais



47

12.2 Descrição das atividades das subsidiárias e controladas

a) Petrobras Química S.A. - Petroquisa Participa em sociedades que objetivam a fabricação, comercialização, distribuição, transporte, importação e exportação de produtos das indústrias química e petroquímica e na prestação de serviços técnicos e administrativos relacionados com as referidas atividades.

b) Petrobras Distribuidora S.A. - BR Distribuidora Opera na área de distribuição, comercialização e industrialização de produtos e derivados de petróleo, álcool, energia e outros combustíveis.

c) Petrobras Gás S.A. - Gaspetro Participa em sociedades que atuam no transporte de gás natural, na transmissão de sinais de dados, voz e imagem através de sistemas de telecomunicações por cabo e rádio, bem como a prestação de serviços técnicos relacionados a tais atividades. Participa também em diversas distribuidoras estaduais de gás, exercendo o controle compartilhado que são consolidados na proporção das participações no capital social.

d) Petrobras Transporte S.A. - Transpetro Exerce, diretamente ou através de controlada, as operações de transporte e armazenagem de granéis, petróleo e seus derivados e de gás em geral, por meio de dutos, terminais e embarcações, próprias ou de terceiros.

e) Downstream Participações Ltda. Participa em sociedades que atuam no segmento de refino.

f) Petrobras International Finance Company - PifCo Exerce atividades de comercialização de petróleo e derivados no exterior, de intermediação de compra e venda de petróleo, derivados e materiais para empresas do Sistema Petrobras e de captação de recursos no exterior.

g) Petrobras Internacional Braspetro B.V. - PIB BV Participa em sociedades que atuam no exterior em pesquisa, lavra, industrialização, comercialização, transporte, armazenamento, importação e exportação de petróleo e seus derivados, assim como a prestação de serviços e outras atividades relacionadas com os vários segmentos da indústria do petróleo.



48

h) Braspetro Oil Services Company - Brasoil

Tem como objeto a prestação de serviços em todas as áreas da indústria do petróleo, bem como no comércio de petróleo e de seus derivados.

i) Petrobras Netherlands B.V. - PNBV

Atua, diretamente ou por intermédio de controladas, nas atividades de compra, venda, lease, aluguel ou afretamento de materiais, equipamentos e plataformas para a exploração e produção de óleo e gás.

j) 5283 Participações Ltda.

Sociedade por cota de responsabilidade limitada, com sede na cidade do Rio de Janeiro e tem como objeto a participação no capital de outras sociedades.

k) Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-PETRO

Participação no capital social de sociedades que tenham por objeto atividades realizadas pela internet ou meios eletrônicos.

l) Braspetro Oil Company - BOC

Tem como objeto promover a pesquisa, lavra, industrialização, comercialização, transporte, armazenamento, importação e exportação de petróleo e seus derivados, assim como na prestação de serviços e outras atividades relacionadas com os vários segmentos da indústria do petróleo.

m) Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII

Tem por objetivo viabilizar a construção de 4 edifícios administrativos em Macaé por meio da emissão de Certificados Recebíveis Imobiliários através da Rio Bravo Securitizadora S.A., lastreado em direitos creditórios locatícios junto à Petrobras.

n) Termelétricas

• Termorio S.A.; FAFEN Energia S.A.; Baixada Santista Energia Ltda.; Termomacaé Ltda.; Sociedade Fluminense de Energia Ltda - SFE.; Termoceará Ltda.; Termobahia S.A.; Ibiritermo S.A.; e Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A.

O conjunto de sociedades acima tem por objetivo a implantação e exploração comercial de centrais termelétricas, algumas com processo de cogeração, todas localizadas no território nacional, utilizando gás natural como combustível para geração de energia elétrica.



49

São compostas por usinas termelétricas com potência instalada, ou em fase final de instalação, de 3,4 GW (não auditado), estando esta capacidade comercializada através de leilões da ANEEL, contratos de comercialização de energia e exportações.

o) Comercializadoras de Energia Elétrica

• Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN; e Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda. - TMC

As comercializadoras acima centralizam a gestão da carteira de compra e venda de energia elétrica do Sistema Petrobras, sendo responsáveis pelas operações de venda de energia elétrica dos ativos de geração do Sistema Petrobras, e eventual compra de energia elétrica do mercado.

p) Petrobras Biocombustível S.A.

Tem como objeto desenvolver a produção de etanol, biodiesel e de quaisquer outros produtos e atividades correlatos ou afins e a geração de energia elétrica associada às suas operações, podendo também explorar todas essas atividades através da participação em outras sociedades, bem como promover a integração de diversas áreas da empresa em torno do tema biocombustíveis.

q) Refinaria Abreu e Lima S.A.

Sociedade anônima de capital fechado e tem como objeto a construção e operação de uma Refinaria de Petróleo em Ipojuca - PE, bem como refino, processamento, comercialização, importação, exportação e transporte de petróleo e seus derivados, correlatos e biocombustíveis.

r) Cordoba Financial Services Gmbh - CFS

Sociedade por Cotas de Responsabilidade Limitada, com sede em Viena, Áustria, que tem como objeto a participação no capital de outras sociedades na Áustria e no exterior. Cordoba é a única acionista do World Fund Financial Services (WFFS), Companhia estabelecida sob as leis das Ilhas Cayman, que tem como objeto atuar em operações bancárias e financeiras fora das Ilhas Cayman.

s) Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - CLEP Sociedade anônima de capital fechado, com sede na cidade do Rio de Janeiro, cuja finalidade é a locação de ativos para exploração e produção de petróleo e gás natural, incluindo a prestação e a contratação de serviços relacionados á produção de petróleo e todas as outras atividades relacionadas.



50

t) Marlim Participações S.A. Companhia, com sede na cidade do Rio de Janeiro, criada exclusivamente para participar do capital social da Companhia Petrolífera Marlim (CPM). A CPM, por sua vez, é uma sociedade de propósito específico criada exclusivamente para participar do Consórcio formado com a Petrobras tendo por objeto a conjugação de esforços e recursos das partes com o fim específico de complementar o desenvolvimento da produção do Campo de Marlim.

u) Nova Marlim Participações S.A. Companhia aberta, com sede na Cidade do Rio de Janeiro, criada exclusivamente para participar do capital social da NovaMarlim Petróleo S.A. (NovaMarlim). A NovaMarlim, por sua vez, foi criada exclusivamente para participar de um consórcio formado com a Petrobras, o qual tem por objeto a conjugação de esforços e recursos das partes para otimizar a complementação do desenvolvimento da produção do Campo de Marlim.

v) Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - COMPERJ

O Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - Comperj tem como principal objetivo aumentar a produção nacional de produtos petroquímicos, com o processamento de cerca de 150 mil barris/dia de óleo pesado nacional. Para este fim foram criadas as seguintes sociedades: Comperj Participações S.A. - Sociedade de Propósito Específico, que deterá as participações da Petrobras nas sociedades produtoras do COMPERJ; Comperj Petroquímicos Básicos S.A. - Sociedade produtora de Petroquímicos Básicos; Comperj PET S.A. - Sociedade produtora de PTA/PET; Comperj Estirênicos S.A. - Sociedade produtora de Estireno; Comperj MEG S.A. - Sociedade produtora de Etileno Glicol e Óxido de Eteno; e Comperj Poliolefinas S.A. - Sociedade produtora de Poliolefinas (PP/PE).

12.3 Descrição das atividades das controladas em conjunto

A Petrobras exerce o controle compartilhado sobre as termoelétricas Termoaçu, UTE Norte Fluminense, Brentech, Brasympe Energia, Breitener Energética e Cia Energética Manauara; as empresas de biocombustíveis PMCC e PCBIOS; a unidade de regaseificação de gás natural liquefeito GNL do Nordeste, que foram consolidadas na proporção das participações no capital social, e sobre a Brasil PCH que detém participação em pequenas centrais hidrelétricas. A GNL do Nordeste é uma unidade de regaseificação de gás natural liquefeito a ser construída no complexo Industrial e Portuário do Suape, em Pernambuco, visando à revaporização do GNL. Além das termoelétricas, a Petrobras exerce controle compartilhado sobre a Refinaria de Petróleo Riograndense cujas principais atividades são refino, processamento, comercialização e importação de petróleo e seus derivados.



51

12.4 Mutação dos investimentos

2009 2008

Subsidiárias, controladas em conjunto e coligadas 35.663.837 26.721.054

Outros investimentos 148.948 150.279

Ágio e deságio (494.383) 1.435.614

Total dos investimentos 35.318.402 28.306.947

Petrobras Distribuidora

Petroquisa Gaspetro Transpetro Brasoil Downstream PBEN Termorio FAFEN PNBVBaixada Santista

TermocearáTermomacaé

LtdaSFE

Refinaria Abreu e Lima

COMPERJ Petroquímicos

CLEPOutras

ControladasControladas em

ConjuntoColigadas 2009 2008

No início do exercício 7.139.945 1.656.090 4.088.640 1.832.850 1.421.878 168.835 242.996 2.811.810 219.073 2.882.200 198.512 200.754 832.509 183.279 474.859 - - 977.418 728.859 660.547 26.721.054 22.565.831

Ajustes Acumulados de Conversão - (57) - (27.240) (492.228) - - - - (1.079.829) - - - - - - - 1.189 - - (1.598.165) 424.985

Ganho ou perda não realiz.Títulos disponíveis para venda 47.956 32.907 - - - - - - - - - - - - - - - - - - 80.863

(81.796)

Ganho ou perda não realiz. Instrumentos financeiros - - - 32.175 - - - - - - - - - - - - - - - - 32.175 (32.175)

Aquisição e aporte de capital 670.966 841.700 2.194.402 - - - - - - - 43.680 - - - 693.337 1.011.002 1.967.946 547.329 40.173 12.502 8.023.037 5.548.667

Equivalência patrimonial 1.432.411 208.454 1.391.823 444.269 (8.454) 752.681 165.691 309.164 61.820 2.069.954 (14.765) 35.578 101.910 164.459 574.971 - 37.417 34.600 24.342 (98.072) 7.688.253 2.088.728

Dividendos (1.645.096) (138.877) (1.154.517) (433.065) - - (182.422) (319.175) - - - - (473) (87.598) (3) - (493.372) (141.531) (16.285) - (4.612.414) (1.567.526)

Baixa por incorporação / aporte - - - - - - - - - - - - - - - - - (672.018) - - (672.018) (2.078.543)

Outros 1.052 1.052 (147.117)

No fim do exercício 7.647.234 2.600.217 6.520.348 1.848.989 921.196 921.516 226.265 2.801.799 280.893 3.872.325 227.427 236.332 933.946 260.140 1.743.164 1.011.002 1.511.991 746.987 777.089 574.977 35.663.837 26.721.054

Controladora

Subsidiárias e Controladas



52

12.5 Informações em 31 de dezembro de 2009 das controladas em conjunto incluídas na consolidação

TermoaçuUTE Norte Fluminense

GNL do Nordeste

PC BIOS PMCC Brentech Brasil PCHBrasympe Energia

Breitener Energética

CIA Energética Manauara

Refinaria de Petróleo

Riograndense

Distribuidoras de Gás

Outras

Ativo Circulante 35.997 329.874 77 2.352 1.943 8.780 125.632 20.853 244.563 100.065 213.806 1.688.254 261.124Ativo Realizável a Longo Prazo 2.106 0 0 60.324 0 6.986 9.480 72.774 37.807 14.055 444 237.127 13.506Investimentos 0 0 0 0 0 104 0 0 0 0 0 1.523 509Imobilizado 693.808 848.017 0 0 18 87.566 1.272.868 32.532 212.346 164.954 40.592 1.691.907 720.767Intangível 1.322 1.184 0 0 8.047 12 132 6.024 132 222 0 13.773 4.212Diferido 50.469 0 0 0 0 3.840 79.837 0 71.844 6.079 0 50.067 26.168

0 0 0Passivo Circulante 74.402 235.126 2 1.013 0 78.159 128.410 17.301 282.601 0 0 197.043Passivo não circulante 0 342.858 0 0 509 15.690 1.214.203 31.434 154.484 87.730 201.439 1.340.987 89.307Patrimônio Líquido 709.300 601.091 75 61.663 9.499 13.439 145.336 71.930 129.607 148.752 53.353 277.935 739.557Participação dos Acionistas não Controladores 0 0 0 0 0 0 11.518 0 48.893 51 2.063.729 379

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Receita Operacional Líquida 75.047 913.477 0 0 0 25.369 218.612 7.122 243.725 123.204 752.922 3.822.639 322.137Lucro (Prejuízo) Líquido do Exercício 6.832 141.176 (71) 5.211 (1.407) (12.462) 19.416 907 (22.332) 123.204 37.730 425.559 17.346Percentual de Participação - % 76,87% 10,00% 50,00% 50,00% 33,33% 30,00% 42,33% 20,00% 30,00% 40,00% 33,20% 23,50% a 83,0% 33,00 a 72,00%

Controladas em conjunto diretamente

Controladas em conjunto indiretamente

Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS


53

12.6 Informações sobre coligadas

2008

Participação no capital

subscrito %Patrimônio

líquidoLucro líquido do exercício

Ativo não circulante


Vinculadas à PetroquisaDeten Química S.A. 27,88 247.230 132.877 149.689 180.589NITROCLOR Produtos Químicos Ltda. 38,00 (129) (342) 1.029 1.029Braskem S.A. 25,34 4.753.948 917.228 15.327.925 15.224.158

15.478.643 15.405.776

2008






Vinculadas à BRCDGN - Companhia Distribuidora de Gás Natural 10,00 3.380 733 16.107 6.742Brasil Supply S.A. 10,00 7.288 (2.050) 3.380 242

19.487 6.984

2008






Vinculadas à GaspetroTransportadora Sulbrasileira de Gás S.A. - TSB 25,00 26.465 395 24.482 26.121Companhia Pernambucana de Gás - COPERGAS 41,50 211.797 40.707 177.541 148.266

202.023 174.387

2009

2009

2009



54

12.7 Ágio e deságio

Movimentação do ágio/deságio:

Consolidado ControladoraSaldo do ágio/deságio em 31/12/2008 944.448 1.435.613 Ágio na incorporação da Triunfo pela Braskem 16.608 Deságio na aquisição de ações da Marlim Participações S.A. (57.151) (57.151) Deságio na aquisição de ações da Nova Marlim (1.017) (1.017) Deságio na aquisição de ações da CLEP (1.877.946) (1.877.946) Amortização do deságio 6.118 6.118 Transferência (10.758) Outros (*) 243 Saldo do ágio/deságio em 31/12/2009 (979.456) (494.383)

(*) Inclui variação cambial sobre saldos de empresas no exterior

Na controladora, o saldo do deságio no montante de R$ 2.188.032 está contabilizado em investimento e no consolidado o montante de R$ 53.875 está apresentado como receita diferida no passivo não circulante.



55

12.8 Investimentos em empresas com ações negociadas em bolsas

Apresentamos, a seguir, os investimentos em companhias abertas com ações negociadas em bolsas de valores:

Empresa 2009 2008 Tipo 2009 2008 2009 2008

ControladasPepsa (*) 0 1.249.717 ON 0,00 1,50 0 1.874.576Petrobras Argentina (*) 678.396 229.729 ON 2,77 4,40 1.879.157 1.010.808

1.879.157 2.885.384

ColigadasBraskem 59.014 59.014 ON 12,44 5,57 734.134 328.708

Braskem 72.997 62.965 PNA 14,08 5,55 1.027.798 349.456

Quattor Petroquímica 51.111 51.111 PN 7,40 8,40 378.221 429.3322.140.153 1.107.496

Valor de mercadoLote de mil ações (R$ por ação) R$

Cotação em bolsa de valores

(*) Em 01 de janeiro de 2009, a Petrobras Energia Participaciones S.A. (Pepsa) foi incorporada por sua controlada Petrobras Energia S.A. (Pesa), que teve sua razão social alterada para Petrobras Argentina S.A..

Cotação das ações da Pesa na Bolsa de Valores de Buenos Aires.

O valor de mercado para essas ações não reflete, necessariamente, o valor de realização de um lote representativo de ações.



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12.9 Outras informações

a) Novos investimentos no exterior

a.1) Aquisição da totalidade da Refinaria de Pasadena

Em decisão proferida em 10 de abril de 2009, no âmbito de processo arbitral entre a Petrobras America Inc. - PAI e outras e a Astra Oil Trading NV - ASTRA e outras, que tramitou segundo as regras de arbitragem do International Centre for Dispute Resolution, foi confirmado como válido o exercício da opção de venda ("put option") pela ASTRA, para a PAI e subsidiárias, dos 50% remanescentes das ações da ASTRA na Pasadena Refinery Systems Inc. ("PRSI") e na empresa de Trading correlata. A PRSI detém a Refinaria de Pasadena, com escritório operacional no Texas. As responsabilidades operacionais, gerenciais e financeiras já haviam sido transferidas à PAI desde 17 de setembro de 2008, com base em decisão arbitral preliminar de 24 de outubro de 2008. Segundo a decisão arbitral de 10 de abril de 2009, ficou definido em US$ 466 milhões o valor dos 50% remanescentes da participação acionária na Refinaria e na Trading em Pasadena. O pagamento seria realizado em três parcelas, uma primeira no valor de US$ 296 milhões (devida originalmente em 27 de abril de 2009, segundo a decisão) e as duas seguintes no valor de US$ 85 milhões cada uma, estas duas últimas com vencimento fixado pelos árbitros para setembro de 2009 e setembro de 2010. As partes em disputa apresentaram pedidos de esclarecimentos ao painel arbitral acerca de alguns pontos da decisão, mas o painel arbitral houve por bem, em 3 de junho de 2009, confirmar “in totum” a decisão original, sem apresentar qualquer esclarecimento adicional. A decisão arbitral determinou, ainda, adicionalmente ao valor atribuído à compra das ações, o reembolso pela PAI à ASTRA do montante de US$156 milhões, correspondente a uma garantia relativa a empréstimo contraído pela Trading Company junto ao BNP Paribas, uma vez que ocorrera o encerramento de uma linha de crédito desta sociedade junto ao citado banco. Os valores correspondentes à compra das ações e ao reembolso do pagamento da garantia do BNP à ASTRA vêm sendo reconhecidos contabilmente pela Companhia desde a decisão arbitral de abril de 2009. Em 31.12.2009 esses valores correspondiam a US$ 488 milhões e US$ 177 milhões, respectivamente, já considerados os juros incidentes até essa data. Em março de 2009 foi reconhecida perda no valor de R$ 341.179 mil (USS 147.365 mil), correspondente à diferença entre o valor dos ativos líquidos e o valor definido pelo painel arbitral. As partes até o momento não se puseram de acordo quanto à finalização das diversas pendências existentes entre elas, algumas objeto de duplicidade de cobrança por parte da ASTRA, para a assinatura de termo global de acordo que ponha fim a todas as demandas e permita os pagamentos objeto da decisão arbitral.



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Em 10 de março de 2010, a Corte Federal de Houston, Texas, EUA, confirmou a sentença arbitral proferida em 10 de abril de 2009, rejeitando pedido da PAI de extinção do processo sem resolução de mérito, por incompetência do juízo, e de anulação parcial e modificação da sentença arbitral. Ratificou, no entanto a decisão de que a PAI adquiriu 100% da participação acionária da Astra Oil Trading NV na PRSI. A PAI irá recorrer da parte da decisão que confirmou a competência da corte federal em questão e de outros aspectos do julgado. Continuam também em andamento processos judiciais em que são formulados pedidos de indenizações recíprocas formulados pelas partes. Adicionalmente, a PRSI e a Trading Companny estão buscando a recuperação de determinados livros e registros fiscais e contábeis dessas companhias retidos indevidamente pela ASTRA e por duas sociedades de advogados. a.2) No Chile

Em 30 de abril de 2009, a Petrobras, através das suas subsidiárias integrais Petrobras Venezuela Investments & Services B.V e Petrobras Participaciones, S.L., localizadas na Holanda e Espanha, respectivamente, concluíram o processo de aquisição dos negócios de distribuição e logística da ExxonMobil no Chile com o pagamento de US$ 400 milhões, líquidos das disponibilidades das empresas adquiridas. Com a aquisição, a Petrobras entrou no mercado chileno de distribuição de combustíveis com uma rede de cerca de 230 postos de serviços, presença em 11 aeroportos, participação em seis terminais de distribuição, sendo quatro próprios e dois em joint venture, e participação de 22% na empresa Sociedad Nacional de Oleodutos e 33,3% na empresa Sociedad de Inversiones de Aviación. Em 01 de dezembro de 2009 foi efetivada a compra, por aproximadamente US$ 14 milhões, da Chevron Chile S.A.C, que produz e comercializa lubrificantes da marca Texaco no Chile. A Chevron Chile S.A.C. é uma empresa chilena, que possui uma planta situada em Santiago, com capacidade produtiva de 15.900 m³ por ano e conta com uma participação no mercado chileno de lubrificantes acabados de cerca de 6%. Essa aquisição consolida a presença da Companhia no segmento de distribuição de combustíveis e lubrificantes na América Latina, onde, além do Brasil, a empresa já opera na Argentina, Colômbia, Paraguai, Chile e no Uruguai, através de uma rede de cerca de mais de 1200 postos de serviços.



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b) Investimentos na Venezuela

Com a conversão dos convênios operacionais na Venezuela em empresas mistas, com uma participação de 60% do governo venezuelano e 40% dos demais sócios privados, a Petrobras Energia S.A. - PESA deixou de consolidar os ativos, passivos e resultados referentes às mencionadas operações, apresentando-os como investimentos societários em coligadas a partir de abril de 2006. A recuperação destes investimentos está relacionada à volatilidade do preço do petróleo, às condições econômicas, sociais e regulatórias na Venezuela, e em particular, aos interesses de seus acionistas em relação ao desenvolvimento das reservas de petróleo. Conseqüentemente, para adequar o valor contábil do investimento ao seu valor recuperável estimado, foram reconhecidas perdas sobre investimentos no montante equivalente a R$ 134.816 (US$ 77.007 mil) em 2009 e R$ 55.425 (US$ 23.115 mil) em 2008.

c) Grupo Ipiranga c.1) Ativos de refino Em março de 2009, foi finalizado o recebimento dos ativos de refino adquiridos do Grupo Ipiranga, com a efetiva entrega das ações da Refinaria de Petróleo Riograndense S.A., pertinentes à Petrobras e à Braskem. A entrega das ações ocorreu concomitantemente ao aumento de capital da Refinaria, através da subscrição e consequente integralização de novas ações pela Petrobras, Braskem e Ultrapar, de forma a equalizar a participação societária entre as mesmas. Em 18 de março de 2009, foi firmado Acordo de Acionistas entre Petrobras, Ultrapar e Braskem, no qual se estabeleceram as regras de governança para viabilizar o controle e administração conjuntos entre as signatárias. c.2) Ativos de distribuição e asfaltos Em 06 de março de 2009, o Conselho de Administração da Petrobras e da Petrobras Distribuidora autorizou o aporte das participações em Alvo e IASA mediante um aumento de capital correspondente ao patrimônio líquido destas empresas. Em 09 de abril de 2009, a AGE da Petrobras Distribuidora aprovou o aumento de capital proposto, no montante de R$ 670.966, finalizando o processo de transferência da Alvo e da IASA, que se tornaram subsidiárias da Petrobras Distribuidora. Em 31 de outubro de 2009, a AGE da Petrobras Distribuidora aprovou a incorporação total da Alvo ao patrimônio da BR, com o objetivo de otimizar a gestão do negócio de distribuição e capturar as sinergias estimadas no momento da aquisição do Grupo Ipiranga.



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d) Acordo de Investimento da Braskem A incorporação da Petroquímica Triunfo S.A. (Triunfo) na Braskem, nos termos do Protocolo e Justificação de Incorporação de 07 de abril de 2009, foi aprovada na Assembleia Geral Extraordinária (AGE) da Braskem em 30 de abril e na AGE da Triunfo em 5 de maio. Essa operação concluiu a integração de ativos prevista no Acordo de Investimentos, celebrado em novembro de 2007 e aprovada pelo CADE em julho de 2008 entre a Braskem, Odebrecht, Petrobras, Petroquisa e Norquisa. Com a incorporação, a Petroquisa passou a deter 31,0 % do capital votante e 25,3 % do capital social total da Braskem.

e) Criação de empresas do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - COMPERJ

A Petrobras, em prosseguimento à implementação do COMPERJ - Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro constituiu, em 05 de fevereiro de 2009, seis (6) sociedades anônimas no Rio de Janeiro, a saber:

• Comperj Participações S.A. - Sociedade de Propósito Específico, que deterá as participações da Petrobras nas sociedades produtoras do COMPERJ; Comperj Petroquímicos Básicos S.A. - Sociedade produtora de Petroquímicos Básicos; Comperj PET S.A. - Sociedade produtora de PTA/PET; Comperj Estirênicos S.A. - Sociedade produtora de Estireno; Comperj MEG S.A. - Sociedade produtora de Etileno Glicol e Óxido de Eteno e Comperj Poliolefinas S.A. - Sociedade produtora de Poliolefinas (PP/PE).

Atualmente, a Petrobras detém 100% (cem por cento) do capital total e votante dessas companhias e está sendo implantado o modelo de integração e relacionamento das empresas do COMPERJ. Esse modelo busca capturar as sinergias decorrentes da localização de várias companhias em um mesmo site de produção. Os bens, as obrigações e os direitos relativos ao COMPERJ serão oportunamente transferidos pela Petrobras para essas sociedades. Em 30 dezembro de 2009, a Petrobras realizou aportes em bens no valor total de R$ 1.349.173 pautados em laudos contábeis aprovados pela administração de cada companhia. Em 21 de janeiro de 2010, a Petrobras, Odebrecht e Braskem celebraram um Acordo de Associação que tem como objetivo regular a relação comercial e societária no COMPERJ, conforme detalhado na nota explicativa 31 Eventos Subsequentes .



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f) Petrobras Bicombustível adquire 50% de usina de biodiesel no Paraná

Em dezembro de 2009, a Petrobras Biocombustível ingressou no capital social da empresa BSBIOS Marialva Indústria e Comércio de Biodiesel Sul Brasil S.A. com investimentos no valor de R$ 55 milhões, passando a deter 50% das ações da empresa. Do total do investimento, R$ 45 milhões já foram aportados em 2009 e os R$ 10 milhões restantes serão aportados por ocasião do início das operações da Companhia, previsto para o segundo trimestre de 2010. A BSBIOS Marialva, constituída em 12 de junho de 2009, está localizada no município de Marialva, no Estado do Paraná, e tem capacidade de produzir 120 milhões de litros de biodiesel por ano. Na região, a Agricultura Familiar é responsável por 31% da soja produzida, configurando um cenário propício à obtenção da certificação do Selo Combustível Social. O objeto social consiste na industrialização, beneficiamento, comercialização, importação, exportação e distribuição de cereais e sementes oleaginosas, óleos vegetais brutos e refinados, biodiesel, glicerina, seus derivados e subprodutos incluindo, mas não limitando proteínas vegetais.

g) Opções de Compra de Sociedades de Propósitos Específicos (SPE)

A Petrobras exerceu em 2009 a opção de compra das SPE listadas no quadro abaixo, conforme previsto nos Contratos de Opção de Compra e Venda de Ações celebrados entre Petrobras e antigos acionistas das SPE.

Data da opção

Projeto Razão social da SPE% das ações

Valor da

opçãoDeságio

30/04/2009 Marlim Marlim Participações S.A 100% 1 57.151

11/12/2009 CLEPCompanhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos

100% 90.000 1.877.946

30/12/2009 NovaMarlim NovaMarlim Participações S.A 43,43% 1 1.017

Total 90.002 1.936.114

A efetivação da transferência das ações remanescentes da NovaMarlim Participações S.A., 56,57% do capital social, depende da conclusão de procedimentos formais junto ao agente escriturador. Os deságios apurados são decorrentes de outras razões econômicas e estão registrados em investimentos na controladora e no consolidado.



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13 Imobilizado

13.1 Por área de negócio (1)

2008 2008

Custo Depreciação acumulada Líquido Líquido Custo

Depreciação acumulada Líquido Líquido

Exploração e produção 176.054.830 (58.182.608) 117.872.222 102.289.658 146.151.029 (54.023.110) 92.127.919 78.268.563

Abastecimento 75.221.427 (21.584.356) 53.637.071 35.844.947 59.617.713 (18.645.846) 40.971.867 28.022.472

Distribuição 6.008.251 (2.504.123) 3.504.128 3.192.563

Gás e energia 41.400.408 (5.780.126) 35.620.282 27.024.526 12.721.155 (1.387.877) 11.333.278 10.307.803

Internacional 25.793.729 (10.092.598) 15.701.131 20.084.131 18.199 (8.493) 9.706 10.068Corporativo 5.295.861 (1.400.177) 3.895.684 2.318.342 5.405.907 (1.399.728) 4.006.179 2.598.186

329.774.506 (99.543.988) 230.230.518 190.754.167 223.914.003 (75.465.054) 148.448.949 119.207.092

Consolidado 2009 2009

Controladora

(1) Inclui bens decorrentes de contratos que transfiram os benefícios, riscos e controles, conforme abaixo:

2008 2008

Depreciação Depreciação

Custo acumulada Líquido Líquido Custo acumulada Líquido Líquido

Exploração e produção 1.614.144 (806.216) 807.928 1.171.423 17.393.410 (6.035.863) 11.357.547 12.013.387

Abastecimento 517.476 (205.965) 311.511 340.272 577.459 (397.241) 180.218

Distribuição 157.794 (9.794) 148.000 74.046

Gás e energia - - - 6.098.619 (838.560) 5.260.059 5.404.165

2.289.414 (1.021.975) 1.267.439 1.585.741 24.069.488 (7.271.664) 16.797.824 17.417.552

20092009




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13.2 Por tipo de ativos

Tempo de 2008 2008vida útil estimado Depreciação Depreciação

em anos Custo acumulada Líquido Líquido Custo acumulada Líquido LíquidoEdificações e benfeitorias 25 a 40 11.684.085 (3.188.237) 8.495.848 6.267.055 7.506.019 (1.979.134) 5.526.885 3.731.538Equipamentos e outros bens 3 a 30 130.027.854 (58.958.326) 71.069.528 64.145.157 81.135.800 (41.158.967) 39.976.833 34.122.523Terrenos 1.203.601 0 1.203.601 1.138.720 464.514 - 464.514 478.350Materiais 8.145.670 0 8.145.670 6.034.143 6.780.171 - 6.780.171 4.579.142Adiantamentos a fornecedores 5.236.856 0 5.236.856 5.189.735 1.526.921 - 1.526.921 1.602.179Projetos de expansão 82.719.607 0 82.719.607 59.238.898 50.133.225 - 50.133.225 36.977.682

90.756.833 (37.397.425) 53.359.408 48.740.459 76.367.353 (32.326.953) 44.040.400 37.715.678

329.774.506 (99.543.988) 230.230.518 190.754.167 223.914.003 (75.465.054) 148.448.949 119.207.092

Gastos com exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás (E&P)

Consolidado Controladora2009 2009



63

13.3 Gastos com exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás

2009 2008 2009 2008Gastos capitalizados 90.756.833 83.883.258 76.367.353 66.557.820 Depreciação acumulada (36.384.862) (34.081.244) (31.396.553) (27.885.150)Amortização de gastos com abandono (1.012.563) (1.061.555) (930.400) (956.992)

Investimento líquido 53.359.408 48.740.459 44.040.400 37.715.678


No exercício de 2009, a Companhia revisou, de acordo com a prática contábil descrita na Nota 3.14, as estimativas de gastos para futuro abandono de poços e desmantelamento de área de produção de óleo e gás, considerando a vida útil econômica dos campos e os fluxos de caixa esperados, a valor presente, por uma taxa de juros livre de riscos, ajustada pelo risco da Petrobras. Esta revisão resultou numa redução no passivo em R$ 1.769.628 e no ativo imobilizado em R$ 778.247. O efeito líquido destes ajustes, somado aos gastos incorridos com o abandono de poços no exercício, no montante de R$ 49.917, resultou na diminuição dos custos exploratórios para extração de petróleo e gás, no resultado do exercício, no montante de R$ 941.464.

13.4 Depreciação

A depreciação do exercício findo em 31 de dezembro de 2009 e 2008 está assim apresentada:

2009 2008 2009 2008Parcela absorvida no custeio: De bens 7.609.149 5.730.051 5.208.283 3.877.298

De gastos de exploração e produção 4.647.015 3.614.225 3.511.403 2.456.143Custo para abandono de poços capitalizado / provisionado 563.849 491.300 506.968 491.086

12.820.013 9.835.576 9.226.654 6.824.527

Parcela registrada diretamente no resultado 945.989 1.003.399 496.795 571.486

13.766.002 10.838.975 9.723.449 7.396.013




64

13.5 Redução ao valor recuperável de ativos

13.5.1 Por área de negócio

13.5.2 Por tipo de ativo

Constituição Reversão Total Constituição Reversão Total

Equipamento e outros bens 178.889 (16.588) 162.301 178.245 (8.503) 169.742Gastos com exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás 398.910 (17.043) 381.867 398.910 (17.043) 381.867Total 577.799 (33.631) 544.168 577.155 (25.546) 551.609


Exploração e Produção A perda está relacionada, principalmente, aos ativos em produção do Brasil. No ano de 2009, os Campos de Petróleo e Gás Natural que apresentaram perdas encontram-se no estágio de maturidade de sua vida útil e, considerando os níveis de suas produções futuras, as suas estruturas de custos e o cenário de preços projetados, os testes de recuperação econômica destes ativos indicaram a necessidade de constituição de provisão para perda por desvalorização de ativos.

Constituição Reversão Total Constituição Reversão Total

Exploração e produção 577.155 (25.546) 551.609 577.155 (25.546) 551.609

Internacional 644 (8.085) (7.441)Total 577.799 (33.631) 544.168 577.155 (25.546) 551.609




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14 Intangível

14.1 Por área de negócio

2008 2008

Custo

Amortização acumulada Líquido Líquido Custo

Amortização acumulada Líquido Líquido

Exploração e produção 2.155.270 (355.940) 1.799.330 1.792.716 2.154.790 (355.732) 1.799.058 1.792.377 Abastecimento 361.017 (109.322) 251.695 192.578 250.901 (73.376) 177.525 158.066 Distribuição 1.297.428 (603.450) 693.978 692.249 472.983 (47.945) 425.038 425.038 Gás e energia 398.072 (52.422) 345.650 335.072 284.090 (31.643) 252.447 252.430 Internacional 3.820.036 (1.162.875) 2.657.161 3.866.964 71.366 (13.344) 58.022 45.763 Corporativo 2.029.026 (968.509) 1.060.517 1.123.634 1.993.740 (958.941) 1.034.799 1.108.042

10.060.849 (3.252.518) 6.808.331 8.003.213 5.227.870 (1.480.981) 3.746.889 3.781.716

Controladora2009

Consolidado2009



66

14.2 Por tipo de ativos

Adquiridos Adquiridos

Saldo em 31 de dezembro de 2007 3.828.871 466.223 1.236.959 5.532.053 1.655.632 197.171 1.221.872 3.074.675 Adição 1.102.797 154.864 398.416 27.158 1.683.235 98.927 80.951 389.542 27.158 596.578 Baixa (87.772) (74.426) (473) (9.438) (172.109) (43.858) (86) (473) (44.417) Transferências 8.886 (25.257) (5.764) 1.221.814 1.199.679 (640) (8.968) (450) 553.853 543.795 Amortização (196.263) (131.053) (278.864) (118.257) (724.437) (2.200) (75.309) (278.864) (32.542) (388.915) "Impairment" - constituição (384.431) (384.431) Ajuste acumulado de conversão 630.059 43.639 195.525 869.223 Saldo em 31 de dezembro de 2008 5.286.578 433.990 1.350.274 932.371 8.003.213 1.707.861 193.759 1.331.627 548.469 3.781.716

Adição 124.669 83.249 309.848 16.463 534.229 15.454 51.073 296.282 362.809 Baixa (57.903) (8.318) (15.947) - (82.168) (15.478) (3.248) (9.558) (28.284) Transferências (107.410) 40.042 (2.984) 16.471 (53.881) 216 1.170 1.386 Amortização (179.500) (148.957) (289.111) - (617.568) (3.498) (79.757) (287.483) (370.738) Ajuste acumulado de conversão (902.818) (32.210) - (40.466) (975.494)

Saldo em 31 de dezembro de 2009 4.163.616 367.796 1.352.080 924.839 6.808.331 1.704.339 162.043 1.332.038 548.469 3.746.889

Tempo de vida útil estimado - anos 25 5 5 Indefinida 25 5 5 Indefinida

Consolidado

Softwares

Direitos eConcessões

Desenvolvidos Internamente

Ágio com expectativa de rentabilidade

futura (“goodwill”) Total

Direitos eConcessões Total

Controladora

Softwares

Desenvolvidos Internamente

Ágio com expectativa de rentabilidade

futura (“goodwill”)



67

14.3 Devolução à ANP de áreas na fase de exploração

Durante o exercício de 2009, a Petrobras devolveu para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP a totalidade dos direitos sobre os seguintes blocos exploratórios:

• Bacia Potiguar Terra: POT-T-435, POT-T-447, POT-T-531, POT-T-605, POT-T-606, POT-T-650, POT-T-651, POT-T-696 e POT-T-697;

• Bacia do Recôncavo Terra: REC-T-66, REC-T-67, REC-T-77, REC-T-103 e BT-REC-126; • Bacia Sergipe Terra: SEAL-T-357, SEAL-T-371, SEAL-T-419, SEAL-T-455, SEAL-T-456

e SEAL-T-461; • Bacia do Espírito Santo: ES-T-47, ES-T-67, ES-T-68, ES-T-88, ES-T-107, ES-T-108, ES-T-

125 e ES-T-527; • Bacia de Santos: S-M-237; • Bacia Marítima Camamu/Almada: BM-CAL-6; • Bacia Marítima Barreirinhas: BAR-M-355, BAR-M-376, BAR-M-378 e BAR-M-399; • Bacia Marítima Foz do Amazonas: FZA-M-533, FZA-M-534, FZA-M-569, FZA-M-570,

FZA-M-571, FZA-M-605, FZA-M-606, FZA-M-607 e FZA-M-608; • Bacia Marítima de Campos 28: C-M-299.



68

15 Financiamentos

2009 2008 2009 2008 2009 2008 2009 2008No exterior

Instituições financeiras 9.314.364 8.216.007 18.802.103 17.144.130 255.425 423.041 5.855.615 1.186.744Obrigações ao portador - "Notes", “Global Notes” 996.330 740.483 20.737.402 12.989.912Trust Certificates - “Senior/Junior” 120.372 159.719 450.704 762.432Outros 3.224 253.346 174.120 233.700Subtotal 10.434.290 9.369.555 40.164.329 31.130.174 255.425 423.041 5.855.615 1.186.744

No PaísNotas de Crédito à Exportação 1.099.897 578.559 6.177.294 3.367.472 1.099.897 578.559 6.177.294 3.367.472

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES 1.519.973 1.137.540 32.065.415 7.642.362 190.571 8.631.698

Debêntures 1.653.519 328.590 2.358.730 3.740.615 1.492.576 175.858 1.631.833 3.056.412FINAME - vinculados à construção do Gasoduto Bolívia-Brasil 80.678 99.475 103.653 244.967 77.431 96.427 101.593 240.002Cédula de Crédito Bancário 7.083 11.735 3.770.630 3.605.934 7.083 11.735 3.605.934 3.605.934Adiantamento sobre Contrato de Câmbio (ACC) 4.476 1.614.543 0 1.179.159Outros 87.295 134.470 62.640 317.917 41.377Subtotal 4.452.921 3.904.912 44.538.362 18.919.267 2.867.5582.083.115 20.148.352 10.269.820

14.887.211 13.274.467 84.702.691 50.049.441 3.122.983 2.506.156 26.003.967 11.456.564

Juros sobre financiamentos (1.316.041) (823.330) (670.577) (229.334)

Principal 13.571.170 12.451.137 2.452.406 2.276.822Parcela circulante dos financiamentos no passivo não circulante (5.987.558) (8.541.232) (2.452.406) (1.108.321)

Total dos financiamentos de curto prazo 7.583.612 3.909.905 1.168.501

Controladora

Circulante Não Circulante

Consolidado

Circulante Não Circulante




69

15.1 Vencimentos do principal e juros dos financiamentos no passivo não circulante

15.2 Taxas de juros dos financiamentos no passivo não circulante

15.3 Saldos por moedas no passivo não circulante

2009 2008 2009 2008Dólar norte-americano 39.489.206 30.516.815 5.671.026 1.043.814

Iene 2.189.296 3.211.342 184.589 382.237Euro 81.394 109.031 695Real (*) 42.820.853 15.828.040 20.148.352 10.029.818Outras 121.942 384.213

84.702.691 50.049.441 26.003.967 11.456.564


(*) Em 31 de dezembro de 2009, inclui R$ 25.547.384 de financiamentos em moeda nacional parametrizada à variação do dólar.


2011 12.104.470 7 .756.6602012 7.053.701 1 .744.923

2013 3.953.281 362.4422014 4.951.464 1 .671.1482015 em d iante 56.639.775 14 .468.794Total 84.702.691 26 .003.967

2009

2009 2008 2009 2008No exteriorAté 6% 24.931.369 21.952.589 5.758.068 924.473De 6 a 8% 12.693.540 5.361.720 97.547 262.271De 8 a 10% 2.208.247 3.207.172De 10 a 12% 78.510 245.882Acima de 12% 252.663 362.811

40.164.329 31.130.174 5.855.615 1.186.744

No PaísAté 6% 2.846.049 2.656.532 101.593 240.002De 6 a 8% 24.940.838 840.045 8.631.698 De 8 a 10% 7.996.242 5.575.819 2.898.715 367.966De 10 a 12% 8.755.233 2.873.466 8.516.346 2.688.447Acima de 12% 0 6.973.405 6.973.405

44.538.362 18.919.267 20.148.352 10.269.82084.702.691 50.049.441 26.003.967 11.456.564

Consolidado Cont roladora




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O valor justo estimado para os empréstimos de longo prazo da Controladora e do Consolidado, em 31 de dezembro de 2009, era, respectivamente, R$ 26.915.635 e R$ 85.740.219 calculado a taxas de mercado vigentes, considerando natureza, prazo e riscos similares aos dos contratos registrados, e pode ser comparado com o valor contábil de R$ 26.003.967 e R$ 84.702.691. As operações de “hedge”, contratadas para cobertura de “Notes” emitidos no exterior em moedas estrangeiras, estão divulgadas na Nota 27.

15.4 Captações

As principais captações de longo prazo realizadas durante o exercício social de 2009 estão demonstradas a seguir:

a) No exterior

ValorEmpresa Data (US$) Vencimento Descrição

PifCo fev/09 1.500.000 2019 Global notes - cupom de 7,875%

PifComarço a set/2009

1.100.000 Até 2012 Linhas de crédito - Libor mais spread de mercado.

PifCo jul/09 1.250.000 2019 Global notes - cupom de 7,875%.

PifCo out/09 4.000.000 2020 e 2040Global notes nos montantes de U$ 2.500.000 e US$ 1.500.000, com cupom de 5,75% e 6,875%.

Petrobras dez/09 3.000.000 2019Financiamento obtido com o China Development Bank (CDB) - Libor mais spread de 2,8% a.a.

US$ 10.850.000

b) No país

ValorEmpresa Data (R$) Vencimento Descrição

Petrobrasmarço a nov/2009

3.580.000 Até 2017Notas de Crédito à Exportação - juros de 110% a 114% da taxa média do CDI.

Petrobras, Rnest e TAG

jul/09 25.000.000 2029Financiamento - Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES indexado a variação do Dólar norte-americano mais taxa de juros de mercado.

R$ 28.580.000




71

15.5 Outras informações

Os empréstimos e financiamentos se destinam, principalmente, à compra de matéria-prima, ao desenvolvimento de projetos de produção de óleo e gás, à construção de navios e de dutos, bem como à ampliação de unidades industriais.

15.5.1 Financiamentos com Agências Oficiais de Crédito

a) No exterior

Empresa Agência Contratado Utilizado Saldo Descrição

PetrobrasChina

Development Bank

10.000.000 3.000.000 7.000.000 Libor + 2,8% a.a

Valor em US$

b) No país

Empresa Agência Contratado Utilizado Saldo Descrição

Transpetro (*) BNDES 7.798.526 281.553 7.516.973Programa de Modernização e Expansão da

Frota (PROMEF) - TJLP+2,5% a.a

Transportadora Urucu Manaus

TUM BNDES 2.489.500 2.433.564 55.936 Gasoduto Coari-Manaus - TJLP+1,96% a.a.

Transportadora GASENE BNDES 2.214.821 2.119.246 95.575

Gasoduto Cacimbas-Catu (GASCAC) - TJLP+1,96% a.a.

Valor em R$

(*) Foram assinados contratos de compra e venda condicionada de 33 navios com 4 estaleiros nacionais no montante de R$ 8.665.029, sendo 90% financiados pelo BNDES.




72

15.5.2 Debêntures

As debêntures emitidas pela Petrobras financiaram, através do BNDES, a aquisição antecipada do direito de transportar, no Gasoduto Bolívia-Brasil, o volume de 6 milhões de m³/dia de gás, pelo prazo de 40 anos (TCO - Transportation Capacity Option), totalizaram R$ 430.000 (43.000 títulos com valor nominal de R$ 10,00) com vencimento em 15 de fevereiro de 2015. Essas debêntures são garantidas por ações ordinárias da TBG. Em agosto de 2006, a Alberto Pasqualini - Refap S.A. emitiu 852.600 debêntures simples, nominativas e escriturais no montante de R$ 852.600, objetivando a ampliação e a modernização de seu parque industrial, com as seguintes características (condições básicas aprovadas pelo BNDES e BNDESPAR em 23 de junho de 2006): amortização de 96 meses mais 6 meses de carência; 90% das debêntures subscritas pelo BNDES com juros de TJLP + 3,8% a.a.; e 10% das debêntures subscritas pelo BNDESPAR com juros da cesta de moedas do BNDES + 2,3% a.a.. Em maio de 2008, a Refap efetuou uma segunda emissão de 507.989 debêntures com características similares, no montante de R$ 507.989. O saldo em 31 de dezembro de 2009 totalizava R$ 722.736, sendo R$ 144.287 no passivo circulante.

15.5.3 Garantias

As instituições financeiras no exterior não requerem garantias à Petrobras. Os financiamentos concedidos pelo BNDES estão garantidos pelos bens financiados (tubos de aço carbono para o Gasoduto Bolívia-Brasil e embarcações).

Por conta de contrato de garantia emitido pela União em favor de Agências Multilaterais de Crédito, motivado pelos financiamentos captados pela TBG, foram firmados contratos de contragarantia, tendo como signatários a União, a TBG, a Petrobras, a Petroquisa e o Banco do Brasil S.A., nos quais a TBG se compromete a vincular as suas receitas à ordem do Tesouro Nacional até a liquidação das obrigações garantidas pela União.

Em garantia às debêntures, a Refap possui uma conta de aplicações financeiras (depósitos vinculados a operações de crédito) atrelada à variação do Certificado de Depósito Interbancário - CDI. O saldo da conta deve ser de três vezes o valor da soma da amortização do principal e acessórios da última parcela vencida. Nota de Crédito Industrial – NCI: A Refap emitiu Notas de Crédito Industrial de nº 40/00627-1 em 19 de agosto de 2009 e nº 40/00646-8 em 15 de outubro de 2009, no valor de R$ 50.000 e R$ 150.000, respectivamente, em favor do Banco do Brasil S/A, a ser provido com recursos do Programa Especial de Crédito – PEC - do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico – BNDES.




73

O valor do crédito destina-se única e exclusivamente para financiamento de capital de giro. Após o período de carência, o valor será pago em 24(vinte e quatro) prestações mensais. A NCI 40/00627-1 tem como vencimento da primeira prestação em 15.10.2010 e a última em 15.09.2012, e a NCI 40/00646-8 vencimento da primeira prestação 15.12.2010 e da última 15.11.2012, correspondendo cada uma delas ao resultado da divisão do saldo devedor pelo número de parcelas a pagar.

Os juros serão devidos à taxa anual de 4,75% (quatro inteiros e setenta e cinco centésimos percentuais) na NCI nº 40/00627-1 e de 3,75% (três inteiros e setenta e cinco centésimos percentuais) na NCI 40/00646-8, a título de “spread”, acima da Taxa de Juros de Longo Prazo – TJLP, divulgada pelo Banco Central do Brasil.

15.5.4 Endividamento da CIESA e TGS

A fim de promover o saneamento financeiro da Compañia de Inversiones de Energia S.A. - CIESA (sociedade controlada em conjunto), a Pesa transferiu a sua participação de 7,35% no capital social da Transportadora de Gás Del Sur S.A. - TGS (controlada da CIESA) para a Enron Pipeline Company Argentina S.A. - ENRON e, de forma simultânea, a ENRON transferiu 40% de sua participação no capital da CIESA para um agente fiduciário, cujo destinatário viria a ser indicado pela CIESA, segundo os termos de sua reestruturação financeira a serem acordados com seus credores. Em uma segunda etapa do processo, conforme o acordo de reestruturação da dívida financeira, uma vez que se obtivessem as aprovações necessárias do Ente Nacional Regulador Del Gas - ENARGAS e da Comisión Nacional de Defensa de la Competencia, a ENRON transferiria os 10% de participação remanescentes na CIESA para os credores financeiros em troca de 4,3% das ações ordinárias - classe B da TGS que a CIESA entregaria a seus credores financeiros como pagamento parcial da dívida.

O acordo de reestruturação firmado com os credores em setembro de 2005, estabelecia que o saldo remanescente da dívida financeira seria capitalizado pelos credores. Também estabeleceu um prazo de vigência que foi prorrogado sucessivamente até 31 de dezembro de 2008, data a partir da qual qualquer uma das partes poderia considerar o acordo como terminado unilateralmente.

O prazo de vigência do acordo expirou sem que se obtivessem as aprovações governamentais e, em 9 de janeiro de 2009, a Ashmore Energy International Limited (atualmente denominada AEI) declarou ser a única proprietária das obrigações negociáveis da CIESA.

Em 28 de janeiro de 2009, a CIESA ajuizou uma ação judicial nos Tribunais do Estado de Nova York, nos Estados Unidos da América, contestando a prescrição das mencionadas Obrigações negociáveis. Em 21 de abril de 2009, a AEI entrou com um pedido de anulação do processo ajuizado pela CIESA no Estado de Nova York.




74

Em 14 de maio de 2009, a CIESA e a AEI apresentaram-se na Corte de Nova York para discussão do pedido de anulação requerido pela AEI. Até a presente data, a corte de Nova York ainda não emitiu sua decisão sobre o assunto.

Adicionalmente, em 6 de abril de 2009, a CIESA foi notificada de um pedido de falência contra a mesma requerido pela AEI na Corte Argentina, e ressarcimento do valor equivalente a US$ 127 milhões referentes a um suposto crédito originado pelas obrigações negociáveis. A CIESA respondeu à notificação, opondo-se ao pedido de falência, apresentando, principalmente, os seguintes motivos: (i) não preenchimento dos requisitos de um pedido de falência, considerando que os pedidos sob Corporate Bonds têm um limite de prescrição sob a lei de Nova York. (ii) CIESA não está insolvente.

Em decisão de segunda instância proferida pela Cámara Nacional de Apelaciones em 09 de outubro de 2009, foi descartada a situação de insolvência da CIESA requerida pela AEI. A decisão é irrecorrível, portanto, definitiva.

Em virtude da decisão da Cámara, a CIESA apresentou aos Tribunais de Nova York um pedido de renovação e reargumentação em relação ao pedido da AEI de anulação do processo movido pela CIESA no Estado de Nova York , solicitando a revogação da sentença de 29 de julho de 2009 em que admitiu o pedido de anulação apresentado pela AEI.

Atualmente a CIESA e AEI aguardam resolução do Tribunal de Nova York sobre o assunto.

De acordo com a Instrução CVM 247/96, as demonstrações da CIESA foram excluídas do processo de consolidação, tendo em vista que a empresa está operando sob restrições de longo prazo que prejudicam significativamente a sua capacidade de transferir recursos para os investidores.




75

16 Compromissos contratuais

Em 31 de dezembro de 2009, a Companhia possuía compromissos financeiros em função de direitos decorrentes de operações com e sem transferência de benefícios, riscos e controles desses bens.

a) Pagamentos/recebimentos mínimos futuros de compromissos contratuais com transferência de benefícios, riscos e controles de bens:

Recebimentos Mínimos

Pagamentos Mínimos

Pagamentos Mínimos

122.912 400.773 3.815.429491.650 315.584 10.536.622

1.802.717 106.805 6.258.784

2.417.279 823.162 20.610.835

(1.187.379) (83.428) (6.150.157)

1.229.900 739.734 14.460.678(122.912) (390.252) (3.556.808)

Parcela de longo prazo 1.106.988 349.482 10.903.870

Menos montante dos juros anuais

Consolidado Controladora31.12.2009

2011 - 20142015 em diante

Pagamentos/recebimentos futuros de compromissos estimados

2010

Valor presente dos pagamentos/recebimentos mínimosMenos parcela circulante das obrigações

b) Pagamentos mínimos futuros de compromissos contratuais, sem transferência de benefícios, riscos e controles de bens:


2010 13.424.743 14.713.924

2011 - 2014 39.415.036 49.023.1422015 em diante 11.464.603 32.399.983Total 64.304.382 96.137.049

31.12.2009

Em 2009, a Companhia pagou um montante de R$ 7.951.251 no Consolidado (R$ 12.961.100 na Controladora), reconhecidos como despesa do exercício.




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17 Receitas e despesas financeiras

Os encargos financeiros e as variações cambiais e monetárias líquidas, apropriados ao resultado de 2009 e de 2008, estão demonstrados a seguir:

2009 2008 2009 2008

Resultado cambial sobre caixa e equivalentes de caixa (665.619) 762.126 (800.595) 577.142Resultado cambial sobre financiamentos 2.069.680 (2.077.211) 475.126 (498.157)

Resultado cambial s/ compromissos contratuais com transf. de benef., riscos e controles de bens com terceiros 25.134 (27.263) 22.177 (27.263)

1.429.195 (1.342.348) (303.292) 51.722

Variação Monetária s/ financiamentos (*) 2.405.713 (321.426) 1.079.074 (279.679)

Despesa com financiamentos (4.217.280) (3.320.973) (1.400.650) (861.695)

Despesa com compromissos contratuais com transferência de benefícios, riscos e controles de bens (24.082) (4.489) (1.568) (4.489)

Receita com aplicações financeiras 1.387.656 755.460 623.348 101.683Receita líquida com FIDC - (519.480) 11.583

(2.853.706) (2.570.002) (1.298.350) (752.918)

Resultado financeiro sobre endividamento líquido 981.202 (4.233.776) (522.568) (980.875)

Variação cambial sobre ativos no exterior (5.636.698) 6.417.693 (8.828.698) 9.329.950Variação Cambial s/ compromissos contratuais com transf. de benef., riscos e controles de bens com subsidiárias 1.431.500 (1.398.715) 1.431.500 (1.398.715)“Hedge” sobre operações comerciais e financeiras (372.835) 671.090 171.855 30.384Títulos e Valores Mobiliários 763.960 584.994 474.913 451.465Juros s/ compromissos contratuais com transf. de benef., riscos e controles de bens com empresas do sistema - (876.671) (1.896.354)Outras despesas e receitas financeiras líquidas 6.607 615.213 879.880 1.108.266Outras variações cambiais e monetárias líquidas (11.590) 472.285 603.373 552.858

Resultado Financeiro Líquido (2.837.854) 3.128.784 (6.666.416) 7.196.979


(*) Inclui variação monetária sobre financiamentos em moeda nacional parametrizada à variação ao dólar.




77

18 Outras despesas operacionais, líquidas

2009 2008 2009 2008

Relações institucionais e projetos culturais (1.071.256) (1.227.680) (958.793) (1.143.793)Despesas operacionais c/ termoelétricas (610.235) (593.353) (1.060.068) (897.372)Gastos corporativos de segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS) (354.312) (382.170) (353.280) (371.971)Acordos coletivos de trabalho (486.822) (542.675) (486.822) (542.673)

Perdas e contingências com processos judiciais (2.498.336) (502.246) (2.339.418) (262.656)

Multas contratuais e regulatórias (74.928) (434.029) (53.412) (477.712)Encargos contratuais com serviços de Transporte - "Ship or Pay" (52.543) (101.198)Parada não programadas e gastos pré-operacionais (747.241) (205.958) (724.801) (203.439)

Ajuste ao valor de mercado dos estoques (609.466) (1.340.706) (124.429) (84.167)

Outros 918.127 617.772 437.734 617.105

(5.587.012) (4.712.243) (5.663.289) (3.366.678)


19 Impostos, contribuições e participações

19.1 Impostos a recuperar

Ativo Circulante

2009 2008 2009 2008No país:ICMS 2.385.651 2.527.495 1.670.843 1.916.608PASEP/COFINS 1.562.744 1.323.099 1.152.784 883.206CIDE 52.246 222.938 31.533 34.008Imposto de renda 1.701.590 2.005.575 781.277 1.460.462Contribuição social 444.864 801.491 180.846 663.702Imposto de renda e contribuição social diferidos 2.582.894 1.658.708 2.296.480 1.090.270Outros impostos 475.923 408.943 231.878 224.905

9.205.912 8.948.249 6.345.641 6.273.161No exterior:Imposto sobre valor agregado - IVA 100.802 313.039Imposto de renda e contribuição social diferidos 46.343 113.370Outros impostos 297.676 266.589

444.821 692.9989.650.733 9.641.247 6.345.641 6.273.161





78

19.2 Impostos, contribuições e participações a recolher

Passivo Circulante2009 2008 2009 2008

ICMS 1.675.816 1.741.030 1.351.758 1.402.632PASEP/COFINS 1.082.820 1.064.304 845.794 901.787CIDE 650.936 447.324 583.164 411.103Participação especial/Royalties 4.655.977 2.528.153 4.595.798 2.491.731Imposto de renda e contribuição social retidos na fonte 549.387 1.221.996 513.061 872.235Imposto de renda e contribuição social correntes 1.055.345 793.687Imposto de renda e contribuição social diferidos 2.195.914 4.196.372 2.065.486 4.070.151Outras taxas 881.685 748.516 378.149 388.243

12.747.880 12.741.382 10.333.210 10.537.882


Para fins de apuração do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro líquido, a Companhia adotou o Regime Tributário de Transição - RTT, conforme previsto na Lei 11.941/09, ou seja, na determinação do lucro tributável considerou os critérios contábeis da Lei 6.404/76, antes das alterações da Lei 11.638/07. Os impostos sobre diferenças temporárias, geradas pela adoção da nova lei societária, foram provisionados como impostos e contribuições diferidos ativos e passivos.

19.3 Impostos e contribuição social diferidos - não circulante

2009 2008 2009 2008Não circulanteAtivoImposto de renda e contribuição social diferidos 3.378.334 2.970.881 605.220 477.183ICMS diferido 2.526.968 1.998.157 1.898.559 1.538.410PASEP e COFINS diferidos 6.917.479 4.842.359 6.431.3854.599.148Outros 109.026 426.911

12.931.807 10.238.308 8.935.164 6.614.741

PassivoImposto de renda e contribuição social diferidos 17.239.058 13.100.459 14.036.510 10.821.894Outros 51.937 64.673

17.290.995 13.165.132 14.036.510 10.821.894





79

19.4 Imposto de renda e contribuição social diferidos

Os fundamentos e as expectativas para realização estão apresentados a seguir: a) Imposto de renda e contribuição social diferidos ativos

Natureza Consolidado Controladora Fundamento para realização

Plano de Pensão164.856 135.351

Pelo pagamento das Contribuições da Patrocinadora.

Lucros não realizados entre companhias do sistema1.168.838 0 Mediante a realização efetiva dos lucros.

Provisões para contingências e para créditos duvidosos 419.858 248.366

Pela efetivação fiscal da perda, e ajuizamento das ações e créditos vencidos

Prejuízos fiscais 887.138 Com lucros tributários futuros

Provisão para Participação nos Lucros 493.068 431.751Pelo pagamento.

Provisão para investimento de pesquisa e desenvolvimento (11.295) (11.295) Mediante a realização dos gastos.

Remuneração aos acionistas - Juros sobre Capital Próprio 357.982 357.982 Pelo Crédito individualizado aos acionistas

Diferença temporária entre os critérios de depreciação contábil e fiscal 319.017 121.441

Realização no prazo da depreciação linear dos bens.

Absorção de financiamentos condicionais 79.400 Término dos contratos de financiamento

Variação Cambial 708.770 687.261 Mediante liquidação dos contratos

Provisão para exportação em andamento 280.549 280.549Mediante o reconhecimento da receita

Provisão para perda de redução ao valor recuperável de ativos 392.457 392.457 Alienação de bens

Outros 746.933 257.837

Total 6.007.571 2.901.700

Não circulante 3.378.334 605.220

Circulante 2.629.237 2.296.480

2009




80

b) Imposto de renda e contribuição social diferidos passivos

Natureza Consolidado Controladora Fundamento para realização

Custos com prospecção e perfuração para extração de petróleo

14.578.445 14.578.445

Conforme depreciação pelo método de unidades produzidas em relação às reservas provadas/desenvolvidas dos campos de petróleo.

Diferença temporária entre os critérios de depreciação contábil e fiscal 1.021.526 47.065

Mediante depreciação pela vida útil do bem ou alienação

IR e CS sobre lucros no exterior94.175 47.497

Mediante a ocorrência de fatos geradores para disponibilização dos lucros.

Investimentos em controladas e coligadas192.744

Mediante a ocorrência de fatos geradores

para disponibilização dos lucros.

Variação Cambial 1.074.297 Mediante liquidação dos contratos

Diferença temporária dos compromissos contratuais com transferência de benefícios, riscos e controles de bens e depreciação 1.498.549 1.366.136Liquidação dos passivos

Outros 975.236 62.853

Total 19.434.972 16.101.996

Não circulante 17.239.058 14.036.510

Circulante 2.195.914 2.065.486

2009




81

c) Realização do imposto de renda e da contribuição social diferidos Na Controladora, a realização dos créditos fiscais diferidos ativos no montante de R$ 2.901.700 não depende de lucros futuros porque estes serão absorvidos anualmente pela realização do passivo fiscal diferido. No consolidado, para a parcela que excede o saldo da Controladora, quando aplicável, as administrações das subsidiárias, com base em projeções efetuadas, têm expectativa de compensar estes créditos no prazo de até dez anos.

Imposto Imposto Imposto Impostode Renda e de Renda e de Renda e de Renda e

CSLL CSLL CSLL CSLLdiferidos diferidos diferidos diferidos

ativos passivos ativos passivos

2010 2.629.237 2.195.914 2.296.480 2.065.486

2011 427.240 2.616.990 73.097 1.834.892

2012 274.108 2.115.233 25.666 1.842.292

2013 298.024 2.145.423 16.599 1.840.125

2014 635.892 2.920.586 410.504 2.632.100

2015 198.279 2.450.081 12.498 2.215.431

2016 em diante 1.544.791 4.990.745 66.856 3.671.670

Parcela registrada contabilmente 6.007.571 19.434.972 2.901.700 16.101.996

Parcela não registrada contabilmente 1.684.134 0 527.638

Total 7.691.705 19.434.972 3.429.338 16.101.996

Expectativa de realizaçãoConsolidado Controladora

A controlada Petrobras Energia S.A. (PESA) e suas controladas possuem créditos tributários não registrados, decorrentes de prejuízos fiscais acumulados de aproximadamente R$ 34.824 (US$ 20.000), em países onde não há prazo de prescrição dos referidos créditos. Adicionalmente, a controlada Petrobras America Inc. - PAI possui créditos tributários não registrados no montante de R$ 1.005.902 (US$ 577.706) decorrentes de prejuízos fiscais acumulados, oriundos, principalmente, das atividades de exploração e produção de óleo e gás. De acordo com legislação específica dos Estados Unidos, país em que a PAI se encontra domiciliada, os créditos fiscais prescrevem em 20 anos, a partir da data da sua constituição. Algumas controladas no exterior possuem prejuízos fiscais acumulados na fase exploratória. Esses créditos serão reconhecidos, de acordo com a legislação tributária de cada país, caso o empreendimento seja bem sucedido, mediante a geração de lucros tributáveis futuros.




82

19.5 Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro

A reconciliação dos impostos apurados conforme alíquotas nominais e o valor dos impostos registrados nos exercícios de 2009 e de 2008 estão apresentados a seguir: a) Consolidado

2009 2008

Lucro do exercício antes dos impostos e após a participação dos empregados 41.711.288 46.860.272

Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (14.181.838) (15.932.493)

Ajustes para apuração da alíquota efetiva:

• Adições permanentes, líquidas (201.422) (1.081.649)

• Incentivos fiscais 159.707 226.942

• Crédito em razão da inclusão de JSCP como despesas operacionais 2.446.220 2.386.549

• Créditos fiscais de empresas no exterior em fase exploratória (152.071) (124.437)

• Prejuízos Fiscais 110.575 (941.713)

• Resultado de empresas no exterior com alíquotas diferenciadas 1.361.533 (270.873)

• Outros 480.090 (224.303)

Despesa com formação de provisão para imposto de renda e contribuição social (9.977.206) (15.961.977)

Imposto de renda/contribuição social diferidos (804.988) (4.769.951)

Imposto de renda/contribuição social correntes (9.172.218) (11.192.026)

(9.977.206) (15.961.977)

Alíquota efetiva de imposto de renda e contribuição social 23.9% 34.1%




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b) Controladora

2009 2008

Lucro do exercício antes dos impostos e após a participação dos empregados 34.922.352 51.353.567

Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (11.873.600) (17.460.213)

Ajustes para apuração da alíquota efetiva:

• Adições permanentes, líquidas (*) 2.828.612 (99.760)

• Incentivos fiscais 144.168 214.780

• Crédito em razão da inclusão de JSCP como despesas operacionais 2.446.213 2.386.549

• Outros itens 845.673 74.626

Despesa com formação de provisão para imposto de renda e contribuição social (5.608.934) (14.884.018)

Imposto de renda/contribuição social diferidos 261.091 (5.736.891)Imposto de renda/contribuição social correntes (5.870.025) (9.147.127)

(5.608.934) (14.884.018)

Alíquota efetiva de imposto e renda e contribuição social 16.1% 28.9%

(*) Inclui equivalência patrimonial e ágio/deságio.




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20 Benefícios concedidos a empregados

Os saldos relativos a benefícios concedidos a empregados estão representados a seguir:

Plano deSaúde

Passivo circulante:Plano de beneficio definido 593.595 565.952 582.510 523.714 547.007 531.118 534.215 493.221Plano de contribuição variável 48.179 45.478 44.679 44.836

641.774 565.952 627.988 523.714 591.686 531.118 579.051 493.221

Passivo não circulante:Plano de beneficio definido 3.443.965 11.184.849 3.399.929 10.296.679 2.940.030 10.343.557 2.895.287 9.510.037Plano de contribuição variável 117.365 75.652 110.807 70.797

3.561.330 11.184.849 3.475.581 10.296.679 3.050.837 10.343.557 2.966.084 9.510.037

Total 4.203.104 11.750.801 4.103.569 10.820.393 3.642.523 10.874.675 3.545.135 10.003.258

31.12.2009

Plano de Pensão

Plano de Saúde

31.12.2009 31.12.2008

Plano de Pensão

Plano de Saúde

Plano de Pensão

Plano de Pensão

Plano de Saúde

31.12.2008Consolidado Controladora

20.1 Plano de Pensão - Fundação Petrobras de Seguridade Social (Petros)

a) Plano Petros

A Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros, constituída pela Petrobras, instituiu o Plano Petros em julho de 1970, do tipo benefício definido, que assegura aos participantes uma complementação do benefício concedido pela Previdência Social. Além da Petrobras, o Plano Petros é patrocinado pela Petrobras Distribuidora S.A. (BR), Petroquisa e Alberto Pasqualini – Refap, e está fechado aos empregados admitidos a partir de setembro de 2002.

A avaliação do plano de custeio da Petros é procedida por atuários independentes, em regime de capitalização, para a maioria dos benefícios. As patrocinadoras efetuam contribuições regulares em valores iguais aos valores das contribuições dos participantes (empregados) e assistidos (aposentados e pensionistas), ou seja, de forma paritária.

Na apuração de eventual déficit no plano de benefício definido, conforme estabelecido pela Emenda Constitucional n° 20 de 1998, o seu equacionamento deverá ocorrer via ajuste no plano de custeio, através de contribuições extraordinárias calculadas pelo método do valor agregado, devendo tal custo ser rateado paritariamente entre patrocinadoras e participantes.

Em 23 de outubro de 2008, a Petrobras e as subsidiárias patrocinadoras do Plano Petros e a Petros assinaram Termos de Compromisso Financeiro – TCF em conseqüência à homologação de transação judicial, relativa ao plano de pensão, como o previsto no Acordo de Obrigações Recíprocas – AOR firmado pelas patrocinadoras e entidades sindicais. Os compromissos dos TCF têm prazo de vencimento em 20 anos com pagamento de juros semestrais de 6% a.a. sobre o saldo a pagar atualizado. Em 31 de dezembro de 2009, os saldos dos TCF totalizavam R$ 4.304.177 (R$ 4.047.527 na Controladora), dos quais R$ 37.438 (R$ 34.164 na Controladora) de juros vencem em 2010.




85

A obrigação assumida pela Companhia, por intermédio dos TCF, representa uma contrapartida às adesões feitas pelos participantes/assistidos do Plano Petros à repactuação para alteração do regulamento do plano, em relação aos benefícios, e ao encerramento de litígios existentes. Em 16 de abril de 2009 o Tribunal Regional Federal da 1ª Região, em Brasília, suspendeu os efeitos de uma liminar concedida em 24 de março de 2009, a sindicatos de petroleiros, associações de aposentados e outros, que tornava sem efeito o processo de repactuação. Com isso, foram mantidas todas as alterações no regulamento do plano decorrentes desse processo. Em 31 de dezembro de 2009, a Petrobras e subsidiárias possuíam Notas do Tesouro Nacional - de longo prazo, no montante de R$ 4.114.811 (R$ 3.901.428 na Controladora), adquiridas para contrapor passivos com a Petros, que serão mantidas na carteira da Companhia para garantia dos TCF.

b) Plano Petros 2

A partir de 1º de julho de 2007, Petrobras, Petrobras Distribuidora S.A. (BR), Petroquisa e Alberto Pasqualini - Refap S.A., implementaram um novo plano de previdência complementar, denominado Plano Petros 2, na modalidade de Contribuição Variável (CV) ou misto, para os empregados sem previdência complementar. Posteriormente, as empresas Ipiranga Asfaltos S.A. - IASA, FAFEN Energia S.A., Termorio S.A. e Termoceará Ltda. aderiram ao plano. A parcela deste plano com característica de benefício definido, refere-se à cobertura de risco com invalidez e morte, garantia de um benefício mínimo e renda vitalícia, e os compromissos atuariais relacionados estão registrados de acordo com o método da unidade de crédito projetada. A parcela do plano com característica de contribuição definida, destina-se à formação de reserva para aposentadoria programada e foi reconhecida no resultado do exercício conforme as contribuições são efetuadas. No exercício de 2009, a contribuição da Petrobras e das subsidiárias para a parcela de contribuição definida deste plano foi de R$ 256.470 (R$ 245.376 na Controladora).

As patrocinadoras Petrobras, Petrobras Distribuidora S.A. (BR), Petroquisa e Alberto Pasqualini - Refap S.A. assumiram o serviço passado das contribuições correspondentes ao período em que os participantes estiveram sem plano, a partir de agosto de 2002, ou da admissão posterior, até o dia 29 de agosto de 2007. O plano continuará aberto para inscrições após essa data, mas não haverá mais o pagamento do Serviço Passado. Os desembolsos relacionados ao custo do serviço passado serão realizados, mensalmente, ao longo do tempo durante o mesmo número de meses em que o participante ficou sem plano, devendo, portanto cobrir a parte relativa aos participantes e patrocinadoras.




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c) Ativos dos Planos de Pensão

Os ativos dos planos de pensão do Sistema Petrobras são investidos principalmente em títulos do governo, fundos de investimento, instrumentos patrimoniais e outros.

Plano de Pensão Benef. Definido

Plano de Pensão Contrib. Variável

Plano de Pensão Benef. Definido


Títulos do governo 41% 43%

Fundos de investimento 31% 92% 38% 92%

Participações em ações 21% 7% 12% 8%

Outros 7% 1% 7%

100% 100% 100% 100%

Consolidado

2009 2008

A carteira de investimentos dos Planos Petros e Petros 2, em 31 de dezembro de 2009, era constituída por 61% de renda fixa, com rentabilidade esperada de 6,54% a.a.; 34% de renda variável, com rentabilidade esperada de 7% a.a.; 5% de outros investimentos (operações com participantes, imóveis e projetos de infraestrutura), com rentabilidade esperada de 8% a.a., que resultou numa taxa de juros média de 6,74% a.a.

Os ativos dos planos de pensão administrados pela Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros incluem os seguintes títulos de partes relacionadas:

2009 2008

Ações ordinárias da Petrobras 462.547 313.698

Ações preferenciais da Petrobras 714.764 512.312

Companhias controladas pelo governo 218.329 261.567

Títulos do governo 16.168.179 13.348.545

Títulos de outras partes relacionadas 155.700 240.001 17.719.519 14.676.123

O Plano Petros tem 41% dos investimentos em títulos do governo, dos quais 88% são representados por NTN-B, que por fideicomisso com a Secretaria de Previdência Complementar, serão mantidos até o vencimento.




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20.2 Petrobras Internacional Braspetro B.V. – PIB BV

20.2.1 Petrobras Energia S.A.

a) Plano de pensão de contribuição definida Em 2005, a Petrobras Energia S.A. (Pesa) implementou este plano de adesão voluntária para todos os empregados que cumpram com determinadas condições. Os aportes são realizados em montantes equivalentes às contribuições dos empregados, de acordo com a contribuição definida para cada nível salarial. O custo do plano é reconhecido de acordo com as contribuições que a sociedade efetua, que em 31 de dezembro de 2009 totalizou R$ 5.292 (R$ 4.619 em 31 de dezembro de 2008).

b) Plano de pensão de benefício definido b.1) Plano “Termination Indemnity "

É um plano de benefícios pelo qual os empregados que cumprem determinadas condições estão aptos para receber um mês de salário por ano de serviço na empresa, de acordo com uma escala decrescente, conforme os anos de vigência do plano, no momento de sua aposentadoria.

b.2) Plano “Fondo Compensador”

Têm direito a este benefício os empregados da Pesa que tenham aderido aos planos de contribuições definidas vigentes ao longo do tempo e que tenham ingressado na sociedade antes de 31 de maio de 1995, e acumulem o tempo de serviço requerido. O benefício é calculado complementarmente aos benefícios outorgados por estes planos e pelo sistema de aposentadorias, de tal modo que a soma dos benefícios totais recebidos por cada empregado seja equivalente ao definido neste plano.

Caso se produza um valor excedente, devidamente certificado por um atuário independente, dos fundos aportados a fideicomissos destinados a pagar os benefícios definidos outorgados pelo plano, a Pesa poderá dispor do mesmo, devendo, apenas, fazer a devida comunicação ao agente fiduciário.




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20.2.2 Nansei Sekiyu K.K.

A Refinaria Nansei Sekiyu K.K. oferece aos seus empregados um plano de benefícios de aposentadoria complementar, na modalidade benefício definido, onde o participante para se tornar elegível ao benefício precisa ter no mínimo 50 anos de idade e 20 anos de serviço na Companhia. As contribuições são efetuadas somente pela patrocinadora. O plano é administrado pela Sumitomo Trust & Banking.

20.3 Plano de Saúde - Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS)

A Petrobras, suas subsidiárias, Petrobras Distribuidora, Petroquisa e a controlada Alberto Pasqualini - Refap S.A., mantêm um plano de assistência médica (AMS), com benefícios definidos, que cobre todos os empregados das empresas no Brasil (ativos e inativos) e dependentes. O plano é administrado pela própria Companhia e os empregados contribuem com uma parcela mensal pré-definida para cobertura de grande risco e com uma parcela dos gastos incorridos referentes às demais coberturas, ambas estabelecidas conforme tabelas de participação baseadas em determinados parâmetros, incluindo níveis salariais, além do benefício farmácia que prevê condições especiais na aquisição, em farmácias cadastradas distribuídas em todo o território nacional, de certos medicamentos.

O plano de assistência médica não está coberto por ativos garantidores. O pagamento dos benefícios é efetuado pela Companhia com base nos custos incorridos pelos participantes.

a) Variação nos custos com assistência médica

As premissas de evolução de custos com assistência médica têm impacto significativo nos saldos dos valores provisionados e respectivos custos reconhecidos. Uma variação de 1% nas premissas (nota 20.6) teria o seguinte impacto nos valores apresentados:

Consolidado Controladora 1% de 1% de 1% de 1% de acréscimo redução acréscimo redução

Passivo atuarial 1.701.554 (1.399.796) 1.576.369 (1.297.703) Custo do serviço e juros 244.768 (198.312) 226.423 (183.130)

20.4 Outros Planos de Contribuição Definida

A subsidiária Transpetro e algumas controladas da Petrobras patrocinam planos de aposentadoria aos seus empregados, de natureza de contribuição definida.




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20.5 O saldo das obrigações dos gastos com benefícios pós-emprego, calculados por atuários independentes, apresenta a seguinte movimentação:

Plano de Pensão Benef.

Definido

Plano de Pensão

Contrib. Variável

Assistência Médica

Supletiva


Definido

Plano de Pensão

Contrib. Variável


Supletiva

Variação das obrigações de benefícios

Valor presente da obrigação atuarial no início do exercício 37.524.079 300.167 9.874.853 41.411.603 254.049 12.217.790

Custo dos juros:

• Com termo de compromisso financeiro 369.524 83.770

• Atuarial 4.366.526 38.822 1.258.266 4.060.932 37.936 1.227.765

Custo do serviço corrente 330.027 106.191 149.810 448.888 161.826 197.686

Benefícios pagos (1.815.981) (2.941) (470.785) (1.707.640) (1.026) (441.760)

(Ganho)/Perda atuarial sobre a obrigação atuarial 6.797.033 82.900 1.148.715 (6.963.363) (155.258) (3.326.628)

Outros (77.998) (27) 189.889 2.640

Valor presente da obrigação atuarial no fim do exercício 47.493.210 525.112 11.960.859 37.524.079 300.167 9.874.853

Variação dos ativos do plano

Ativo do plano no início do exercício 32.899.837 86.302 33.178.866 15.876

Rendimento esperado dos ativos do plano 3.984.300 16.150 3.441.863 32.783

Contribuições recebidas pelo fundo 779.552 90.132 470.785 835.269 70.432 441.760

Recebimentos vinculados ao termo de compromisso financeiro 229.507 1.393.906Benefícios pagos (1.815.437) (2.941) (470.785) (1.707.640) (1.026) (441.760)Ganho/(Perda) atuarial sobre os ativos do plano 3.412.212 10.943 (4.258.433) (31.906)Outros (7.321) 10 16.006 143

Valor justo dos ativos do plano no fim do exercício 39.482.650 200.596 32.899.837 86.302

Valores reconhecidos nas demonstrações contábeis

Valor presente das obrigações em excesso ao valor justo dos ativos 8.010.559 324.516 11.960.859 4.624.242 213.865 9.874.853

Ganhos/(Perdas) atuariais não reconhecidas (3.830.375) (51.109) (174.623) (462.836) 22.265 985.112

Custo do serviço passado não reconhecido (142.625) (107.863) (35.435) (178.967) (115.000) (39.572)

Passivo atuarial líquido 31 de dezembro 4.037.560 165.544 11.750.801 3.982.439 121.130 10.820.393

Consolidado

2009 2008




90


Definido

Plano de Pensão

Contrib. Variável


Supletiva


Definido

Plano de Pensão

Contrib. Variável


Supletiva

Variação das obrigações de benefícios

Valor presente da obrigação atuarial no início do exercício 34.888.477 284.468 9.231.164 38.822.922 245.368 11.406.884

Custo dos juros:


• Atuarial 4.080.500 36.976 1.176.078 3.799.444 36.641 1.146.066Custo do serviço corrente 293.193 99.657 137.454 403.657 156.687 180.139Benefícios pagos (1.717.487) (2.655) (445.911) (1.617.327) (787) (414.895)(Ganho)/Perda atuarial sobre a obrigação atuarial 6.467.889 78.027 1.042.925 (6.599.485) (153.441) (3.087.030)Outros

Valor presente da obrigação atuarial no fim do exercício 44.358.130 496.473 11.141.710 34.888.477 284.468 9.231.164

Variação dos ativos do plano

Ativo do plano no início do exercício 30.728.336 82.691 31.236.450 15.237

Rendimento esperado dos ativos do plano 3.732.587 15.529 3.239.012 31.543

Contribuições recebidas pelo fundo 722.763 86.282 445.911 769.271 67.709 414.895

Recebimentos vinculados ao termo de compromisso financeiro 215.166 1.393.906Benefícios pagos (1.717.487) (2.655) (445.911) (1.617.327) (787) (414.895)Ganho/(Perda) atuarial sobre os ativos do plano 3.347.569 9.024 (4.261.627) (31.011)Outros (31.349)

Valor justo dos ativos do plano no fim do exercício 37.028.934 190.871 - 30.728.336 82.691 -

Valores reconhecidos nas demonstrações contábeis

Valor presente das obrigações em excesso ao valor justo dos ativos 7.329.196 305.602 11.141.710 4.160.141 201.777 9.231.164 Ganhos/(Perdas) atuariais não reconhecidas (3.718.313) (47.850) (234.555) (584.210) 22.848 808.370 Custo do serviço passado não reconhecido (123.846) (102.266) (32.480) (146.429) (108.992) (36.276)

Passivo atuarial líquido em 31 de dezembro 3.487.037 155.486 10.874.675 3.429.502 115.633 10.003.258

Controladora

2009 2008




91


Definido

Plano de Pensão

Contrib. Variável


Supletiva


Definido

Plano de Pensão

Contrib. Variável


Supletiva

Saldo em 1º de janeiro 3.982.439 121.130 10.820.393 4.927.134 17.270 9.727.919

(+) Custos incorridos no exercício 721.061 97.577 1.401.166 900.941 146.017 1.534.011 (-) Pagamento de contribuições (416.221) (59.960) (470.788) (490.533) (35.148) (441.760)

(-) Pagamento do termo de compromisso financeiro (228.265) (1.393.906)

Outros (21.454) 6.797 30 38.803 (7.009) 223 Saldo em 31 de dezembro 4.037.560 165.544 11.750.801 3.982.439 121.130 10.820.393

Consolidado

2009 2008


Definido

Plano de Pensão

Contrib. Variável


Supletiva


Definido

Plano de Pensão

Contrib. Variável


Supletiva

Saldo em 1º de janeiro 3.429.502 115.633 10.003.258 4.509.080 15.683 8.983.942 (+) Custos incorridos no exercício 654.413 83.069 1.317.298 732.570 133.728 1.434.214

(-) Pagamento de contribuições (381.682) (43.245) (445.911) (450.442) (33.778) (414.895) (-) Pagamento do termo de compromisso financeiro (215.166) (1.393.906) Outros (30) 29 30 32.200 (3)Saldo em 31 de dezembro 3.487.037 155.486 10.874.675 3.429.502 115.633 10.003.258

2009 2008

Controladora




92

A despesa líquida com os planos de benefícios de pensão e saúde inclui os seguintes componentes:


Definido



Supletiva


Definido



Supletiva

329.002 105.677 149.811 448.888 161.826 197.686


• Atuarial 4.366.526 38.822 1.258.266 4.060.932 37.936 1.227.765 (3.984.300) (16.150) (3.441.863) (32.783)

Amortização de (ganhos)/perdas atuariais não reconhecidas 2.043 370 (11.020) 3.959 (21) 104.645

(372.315) (43.084) (362.082) (107.162)

23.407 6.756 4.138 25.087 77.046 4.138

(12.826) 5.186 (29) 82.250 9.175 (223)

721.061 97.577 1.401.166 900.941 146.017 1.534.011

Absorvida no custeio das atividades operacionais 198.543 44.936 223.440 252.163 73.043 272.848

Diretamente no resultado 152.992 51.778 177.783 270.361 72.970 212.189

369.526 863 999.943 378.417 4 1.048.974721.061 97.577 1.401.166 900.941 146.017 1.534.011

Custo líquido no exercício

Rendimento estimado dos ativos do plano

Outros

Custo do serviço passado não reconhecido

Contribuições de participantes

Custo dos juros:

Custo do serviço corrente

Consolidado

20082009

Relativa a empregados ativos:

Realtiva aos inativosCusto líquido no exercício


Definido

Plano de Pensão

Contrib. Variável


Supletiva


Definido

Plano de Pensão

Contrib. Variável


Supletiva

293.193 99.657 137.454 403.656 156.687 180.139


• Atuarial 4.080.500 36.976 1.176.078 3.799.444 36.641 1.146.066

(3.732.587) (15.529) (3.239.012) (31.542)

Amortização de (ganhos)/perdas atuariais não reconhecidas 104.213

(343.813) (44.836) (333.366) (102.112)

22.583 6.726 3.796 22.582 74.054 3.796

Outros (11.021) 75 (30) -654.413 83.069 1.317.298 732.570 133.728 1.434.214

Absorvida no custeio das atividades operacionais 191.297 42.181 217.844 237.420 72.205 263.903

Diretamente no resultado 117.558 40.302 150.102 143.243 61.523 178.445

345.558 586 949.352 351.907 991.866

654.413 83.069 1.317.298 732.570 133.728 1.434.214

Rendimento estimado dos ativos do plano

Contribuições de participantes

Custo do serviço passado não reconhecido


Controladora

2009 2008

Relativa a empregados ativos:

Realtiva aos inativos


Custo do serviço corrente

Custo dos juros:




93

20.6 Premissas atuariais

As principais premissas adotadas no cálculo das empresas brasileiras foram as seguintes:

Modalidade Premissa atual

Plano de benefício (pensão e saúde) Benefício definido/Contribuição variável e Assistência médica supletiva

Método de avaliação atuarial Unidade de Crédito Projetada

Tábua de mortalidade AT 2000 *

Invalidez ZIMMERMANN ajustada pela GLOBALPREV e TASA 1927

Tábua de mortalidade de inválidos AT 49 *

Rotatividade Plano de Pensão 0% a.a.

Rotatividade AMS % médio anual de desligamento - 0,768% a.a. **

Taxa de desconto para o passivo atuarial Juros: 6,57% a.a. *** + inflação: 4,5% a 4,0% a.a. ****

Taxa de rendimento esperada sobre os ativos do plano

Juros: 6,74% a.a. + inflação: 4,5% a.a. ****

Crescimento salarial 2,295% a.a. + inflação: 4,5% a 4,0% a.a.****

(*) Separada por sexo (masculino e feminino).

(**) Varia de acordo com a idade e tempo de serviço.

(***) A Companhia utiliza uma metodologia para apuração de uma taxa real equivalente a partir da curva futura de retorno dos títulos de mais longo prazo do governo, considerando-se no cálculo desta taxa o perfil de maturidade das obrigações de pensão e saúde.

(****) Inflação linearmente decrescente, partindo de 4,5% a.a. (2010) a 4,1% a.a. (2014) e constante em 4% a.a. de 2015 em diante.




94

21 Participação dos empregados e administradores

A participação dos empregados nos lucros ou resultados, conforme disposto na legislação em vigor, pode ocorrer baseada em programas espontâneos mantidos pelas empresas ou em acordos com os empregados ou com as entidades sindicais. Dessa forma, no exercício de 2009, a Petrobras provisionou R$ 1.495.323 no Consolidado (R$ 1.344.526 em 2008) e R$ 1.269.854 na Controladora (R$ 1.138.078 em 2008), de participação dos empregados e administradores nos lucros ou resultados (PLR). O valor da provisão respeita os limites estabelecidos pela Resolução nº 10, de 30 de maio de 1995, do Conselho de Controles das Empresas Estatais - CCE. A participação dos administradores nos lucros ou resultados será objeto de deliberação pela Assembleia Geral Ordinária, em 31 de março de 2010, na forma disposta pelos artigos 41 e 56 do Estatuto Social da Companhia e pelas normas federais específicas.

22 Patrimônio líquido

22.1 Capital social realizado

Em 31 de dezembro de 2009 e de 2008, o capital subscrito e integralizado no valor de R$ 78.966.691 está representado por 5.073.347.344 ações ordinárias e 3.700.729.396 ações preferenciais, todas escriturais e sem valor nominal.

As ações preferenciais terão prioridade no caso de reembolso do capital e no recebimento dos dividendos, no mínimo, de 3% (três por cento) do valor do patrimônio líquido da ação, ou de 5% (cinco por cento) calculado sobre a parte do capital representada por essa espécie de ações, prevalecendo sempre o maior, participando, em igualdade com as ações ordinárias, nos aumentos do capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros. As ações preferenciais não asseguram direito de voto e não são conversíveis em ações ordinárias e vice-versa. A Administração da Petrobras está propondo à Assembléia Geral Extraordinária a ser realizada em conjunto com a Assembléia Geral Ordinária de Acionistas em 22 de abril de 2010, o aumento do capital social da Companhia de R$ 78.966.691 para R$ 85.108.544, mediante a capitalização de parte de reservas de lucros no montante de R$ 5.626.997, sendo R$ 899.376 de reserva estatutária, R$ 4.713.169 de reserva de retenção de lucros, em conformidade com o artigo 199, da Lei 6.404/76, e R$ 14.452 de parte da reserva de incentivos fiscais constituída em 2009, em atendimento ao artigo 35, parágrafo 1º, da Portaria nº 2.091/07 do Ministro de Estado da Integração Nacional, e de reservas de capital no montante de R$ 514.856. Essa capitalização será efetivada sem a emissão de novas ações, de acordo com artigo 169, parágrafo 1º, da Lei nº 6.404/76.




95

22.2 Reservas de capital

a) Incentivos fiscais

Inclui incentivo para subvenção de investimentos no Nordeste, no âmbito da Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE), com redução de 75% do imposto de renda devido, calculado sobre o lucro da exploração de atividades incentivadas, em montante de R$ 514.856 constituída até 31 de dezembro de 2007, e somente poderá ser utilizado para absorção de prejuízos ou aumento do capital social, conforme previsto no artigo 545 do Regulamento do Imposto de Renda. As doações e subvenções para investimento contabilizadas até 31 de dezembro de 2007 serão mantidas em reserva de capital até a sua total utilização.

22.3 Reserva de reavaliação

Constituída em decorrência das reavaliações de bens do ativo imobilizado, contabilizadas por controlada em conjunto e por coligadas de subsidiária, em exercícios anteriores. A Companhia optou por manter o saldo das respectivas reservas de reavaliação de 31 de dezembro de 2007, até sua total realização. A realização desta reserva em 2009, proporcional à depreciação dos bens reavaliados, foi integralmente transferida para lucros acumulados no montante de R$ 9.934 (R$ 51.236 em 2008).

22.4 Reservas de lucros

a) Reserva legal É constituída mediante a apropriação de 5% do lucro líquido do exercício, em conformidade com o artigo 193 da Lei das Sociedades por Ações.

b) Reserva estatutária

Constituída mediante a apropriação do lucro líquido de cada exercício de um montante equivalente a, no mínimo, 0,5% do capital social integralizado no fim do exercício e destina-se ao custeio dos programas de pesquisa e desenvolvimento tecnológico. O saldo desta reserva não pode exceder a 5% do capital social integralizado, de acordo com o artigo 55 do Estatuto Social da Companhia.




96

c) Reserva de incentivos fiscais

É constituída mediante destinação de parcela do resultado do exercício equivalente aos incentivos fiscais, decorrentes de doações ou subvenções governamentais, em conformidade com o artigo 195-A da Lei das Sociedades por Ações. Essa reserva somente poderá ser utilizada para absorção de prejuízos ou aumento de capital social. No exercício de 2009, foram destinados do resultado R$ 539.995 referentes ao incentivo para subvenção de investimentos no Nordeste e Amazônia, no âmbito das Superintendências de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) e da Amazônia (SUDAM), e R$ 14.452 referentes à realização de parte dos depósitos para reinvestimentos com recursos próprios.

d) Reserva de retenção de lucros É destinada à aplicação em investimentos previstos em orçamento de capital, principalmente nas atividades de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás, em conformidade com o artigo 196 da Lei das Sociedades por Ações.

Na proposta de destinação do resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2009 está prevista uma retenção de lucros, no montante de R$ 18.573.027, sendo a parcela de R$ 18.563.093 proveniente do lucro líquido do exercício e R$ 9.934 do saldo remanescente de lucros acumulados, que se destina a atender parcialmente o programa anual de investimentos estabelecido no orçamento de capital do exercício de 2010, a ser deliberado em Assembleia Geral Ordinária de Acionistas em 22 de abril de 2010.




97

22.5 Dividendos

Aos acionistas é garantido um dividendo e/ou juros sobre o capital próprio de pelo menos 25% do lucro líquido do exercício ajustado, calculado nos termos do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações. A proposta do dividendo relativo ao exercício de 2009, que está sendo encaminhada pela Administração da Petrobras à aprovação dos acionistas na Assembléia Geral Ordinária a ser realizada em 22 de abril de 2010, no montante de R$ 8.335.373, atende aos direitos garantidos, estatutariamente, às ações preferenciais (artigo 5º), distribuindo indistintamente às ações ordinárias e preferenciais o dividendo calculado sobre o lucro básico ajustado para esse fim, podendo ser assim demonstrado:

2009 2008

Lucro líquido do exercício (controladora) 29.313.418 36.469.549Apropriação:Reserva legal (1.465.671) (1.823.477)Reserva de incentivos fiscais (554.447) (557.185)

27.293.300 34.088.887Reversões/adições:Reserva de reavaliação 9.934 51.236

Lucro básico para determinação do dividendo 27.303.234 34.140.123

Dividendos propostos, equivalente a 30,53 % do lucro básico - R$ 0,95 por ação, (29,04% em 2008, R$ 1,13 por ação) composto de: Juros sobre o capital próprio 7.194.743 7.019.261Dividendos 1.140.630 2.895.446

Total de dividendos propostos 8.335.373 9.914.707

Menos:

Juros sobre o capital próprio pagos antecipadamente (6.141.854)

Atualização dos juros sobre o capital próprio (24.567)

antecipados(6.166.421)

Saldo de dividendos propostos 2.168.952 9.914.707




98

Os dividendos propostos em 31 de dezembro de 2009, no montante de R$ 8.335.373 incluem juros sobre capital próprio no total de R$ 7.194.743, aprovados pelo Conselho de Administração da seguinte forma: • Em 24 de junho de 2009, R$ 2.632.224, correspondente a R$ 0,30 por ação, e disponibilizada

aos acionistas em 30 de novembro de 2009, com base na posição acionária de 03 de julho de 2009;

• Em 21 de setembro de 2009, R$ 1.754.815, correspondente a R$ 0,20 por ação, distribuída em 21 de dezembro de 2009, com base na posição acionária de 30 de setembro de 2009;

• Em 17 de dezembro de 2009, R$ 1.754.815, correspondente a R$ 0,20 por ação, disponibilizada em 29 de dezembro de 2009, com base na posição acionária de 18 de dezembro de 2009;

• Em 19 de março de 2010, a parcela final de juros sobre o capital próprio a ser disponibilizada com base na posição acionária de 22 de abril de 2010, data da Assembléia Geral Ordinária que deliberará sobre o assunto, no montante de R$ 1.052.889, correspondente a R$ 0,12 por ação ordinária e preferencial, juntamente com os dividendos de R$ 1.140.630 correspondente a R$ 0,13 por ação ordinária e preferencial.

As parcelas dos juros sobre o capital próprio distribuídas antecipadamente em 2009 serão descontadas dos dividendos propostos para este exercício, corrigidas pela taxa SELIC desde a data de seu pagamento até 31 de dezembro de 2009. Os dividendos e a parcela final de juros sobre o capital próprio serão pagos na data que vier a ser fixada em Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, e terão os seus valores atualizados monetariamente, a partir de 31 de dezembro de 2009 até a data de início do pagamento, de acordo com a variação da taxa SELIC. Os juros sobre o capital próprio estão sujeitos à retenção de imposto de renda na fonte de 15%, exceto para os acionistas imunes e isentos, conforme estabelecido na Lei nº 9.249/95. Esses juros foram imputados aos dividendos do exercício, na forma prevista no Estatuto Social da Companhia, contabilizados no resultado operacional, conforme requerido pela legislação fiscal, e foram revertidos contra lucros acumulados, conforme determina a Deliberação CVM nº 207/96, resultando em um crédito tributário de imposto de renda e contribuição social no montante de R$ 2.446.213 (R$ 2.386.549 em 2008).




99

23 Processos judiciais e contingências

23.1 Processos judiciais provisionados

A Petrobras e suas subsidiárias, no curso normal de suas operações, estão envolvidas em processos legais, de natureza cível, tributária, trabalhista e ambiental. A Companhia constituiu provisões para processos legais a valores considerados pelos seus assessores jurídicos e sua Administração como sendo suficientes para cobrir perdas prováveis. Em 31 de dezembro de 2009, essas provisões são apresentadas da seguinte forma, de acordo com a natureza das correspondentes causas:

2009 2008 2009 2008Contingências previdenciárias 54.000 54.000 54.000 54.000Processos fiscais 0Total do passivo circulante 54.000 54.000 54.000 54.000

Reclamações trabalhistas 101.768 96.640 14.956 13.233Processos fiscais 122.536 141.677 1.766 1.592Processos cíveis (*) 462.058 500.759 180.928 188.460Outras contingências 158.589 151.250

Total do passivo não circulante 844.951 890.326 197.650 203.285

Total das contingências 898.951 944.326 251.650 257.285


(*) Líquido de Depósito Judicial, quando aplicável.




100

Federação dos Pescadores do Rio de Janeiro - FEPERJ A FEPERJ pleiteia, em nome dos seus representados, indenizações diversas em razão do vazamento de óleo na Baía da Guanabara, ocorrido no dia 18 de janeiro de 2000. À época, a Petrobras indenizou extrajudicialmente todos que comprovaram ser pescadores no momento do acidente. Segundo registros do cadastro nacional de pescadores, apenas 3.339 poderiam pleitear indenização. Em 02 de fevereiro de 2007, foi publicada decisão acolhendo, parcialmente, o laudo pericial e que, a pretexto de quantificar a decisão condenatória, fixou os parâmetros para os respectivos cálculos que, por tais critérios, alcançaria a importância de R$ 1.102.207. A Petrobras recorreu dessa decisão ao Tribunal de Justiça/RJ, visto que os parâmetros fixados na decisão são contrários àqueles já definidos pelo próprio TJ/RJ. O recurso foi provido. Em 29 de junho de 2007, foi publicada decisão da Primeira Câmara Cível do Tribunal de Justiça do Estado do Rio de Janeiro negando provimento ao recurso da Petrobras e dando provimento ao recurso da FEPERJ. Contra essa decisão foram interpostos Recursos Especiais pela Petrobras, os quais em julgamento realizado no dia 19 de novembro de 2009, pelo Supremo Tribunal de Justiça, foram providos para anular o acórdão da 1ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça/RJ. Aguarda-se a publicação do acórdão para avaliar se serão interpostos novos recursos pela FEPERJ, ou se o processo será devolvido ao TJ/RJ para novo julgamento. Com base nos cálculos elaborados pelos assistentes periciais da Companhia, foi mantido o valor de R$ 42.208, atualizado para 31 de dezembro de 2009, por representar o montante que a Companhia entende que será fixado ao final do processo pelas instâncias superiores.




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Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP – Participação especial do campo de Marlim – Bacia de Campos Em 18 de julho de 2007, a Petrobras foi notificada de nova Resolução de Diretoria da ANP, estabelecendo o pagamento de novas verbas consideradas devidas no cálculo da participação especial do campo de Marlim, retroativamente a 1998, anulando a anterior Resolução da Diretoria que determinou que a Petrobras efetuasse o pagamento adicional de R$ 400.000 referentes a valores que teriam sido recolhidos a menor, em função da utilização da nova metodologia de cálculo inicialmente definida pela ANP. A Petrobras impetrou Mandado de Segurança e obteve liminar para suspender a cobrança das diferenças da Participação Especial mencionadas na Resolução de Diretoria ANP 400/2007. A cobrança administrativa que havia sido sustada através de liminar concedida em Mandado de Segurança foi retomada em razão do indeferimento do pleito da Petrobras. A Companhia interpôs recurso de Apelação Cível além de pedido cautelar de concessão de efeito suspensivo, que aguardavam exame pelo Tribunal. O julgamento da ação em primeira instância, desfavorável à Companhia, foi confirmado pelo Tribunal Regional Federal em acórdão publicado em 30 de setembro de 2009, contra o qual foram interpostos recursos pela Petrobras aos tribunais superiores em Brasília. Contudo, em razão do acordo a seguir noticiado, as partes (Petrobras e ANP) estão formulando petição conjunta para o encerramento do processo. Com o objetivo de solucionar o conflito resultante da cobrança adicional de participação especial do Campo de Marlim, a Petrobras, a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP e o Estado do Rio de Janeiro, no âmbito de mediação junto à Câmara de Conciliação e Arbitragem da Administração Pública Federal da AGU (CCAF/AGU), chegaram ao entendimento de rever o método de cálculo adotado para atualização do valor devido, assim como sua quitação pela Companhia. O montante, após as devidas revisões, resultou no saldo de R$ 2.065.360 na data do acordo. Além do consenso a que chegaram as partes quanto à nova metodologia de cálculo da dívida, a proposta da Petrobras enviada a ANP também contempla a sua quitação em 08 (oito) parcelas mensais e sucessivas atualizadas pela taxa SELIC, sendo que já foram pagas 03 (três) parcelas, restando um saldo a pagar no total de R$ 1.321.702 em 31 de dezembro de 2009. O pagamento em questão encerra definitivamente toda e qualquer discussão judicial e administrativa relacionada ao assunto.




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23.2 Processos judiciais não provisionados

Apresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais com probabilidade de perda possível:

Descrição Situação Atual

Autor: Porto Seguro Imóveis Ltda.

Natureza: Cível

A Porto Seguro, acionista minoritária da Petroquisa, ajuizou ação contra a Petrobras, relativa a alegados prejuízos decorrentes da venda da participação acionária da Petroquisa em diversas empresas petroquímicas incluídas no Programa Nacional de Desestatização. Na aludida ação, pretende a autora que a Petrobras, na qualidade de acionista majoritária da Petroquisa, seja obrigada a recompor o “prejuízo” causado ao patrimônio da mesma Petroquisa, por força dos atos que aprovaram o preço mínimo de venda de sua participação acionária no capital das empresas desestatizadas.

Em 30 de março de 2004, o Tribunal de Justiça do RJ, por unanimidade, deu provimento ao novo recurso interposto pela Porto Seguro para condenar a Petrobras a indenizar à Petroquisa a importância de US$ 2.370 milhões mais 5% a título de prêmio e 20% de honorários advocatícios.

A Petrobras interpôs recurso especial e extraordinário ao Superior Tribunal de Justiça (STJ) e ao Supremo Tribunal Federal (STF), que foram inadmitidos. Contra essa decisão, a Petrobras ofereceu Agravo de Instrumento ao STJ e ao STF.

Em dezembro de 2009 foi julgado e improvido o recurso de Agravo Regimental oferecido pela Porto Seguro, que buscava obstar o processamento do Recurso Especial da Petrobras.

Aguarda-se a publicação dessa decisão e julgamento do referido Recurso Especial por meio do qual a Petrobras busca reverter totalmente a condenação.

Com base na opinião dos advogados, a Companhia não espera obter decisão final desfavorável nesse processo.

Caso a situação não seja revertida, a indenização estimada à Petroquisa, incluindo atualização monetária e juros, seria de R$ 16.026.052 em 31 de dezembro de 2009. Como a Petrobras detém 100% do capital social da Petroquisa, parte da indenização à Petroquisa, estimada em R$ 10.577.194, não representará um desembolso efetivo do Sistema Petrobras. Adicionalmente, a Petrobras teria que indenizar a Porto Seguro, autora da ação, R$ 801.303 a título de prêmio e a Lobo & Ibeas Advogados R$ 3.205.210 a título de honorários advocatícios.

Autor: Delegacia da Receita Federal do Rio de Janeiro

Natureza: Tributária

Auto de infração referente ao Imposto de Renda Retido na Fonte sobre remessas de pagamentos de afretamentos de embarcações, referente ao período de 1999 a 2002.

A Petrobras apresentou novos recursos administrativos para a Câmara Superior de Recursos Fiscais, última instância administrativa, que se encontram pendentes de julgamento.

Exposição máxima atualizada: R$ 4.390.654.




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Autor: Inspetoria da Receita Federal em Macaé


Juros e multa sobre II e IPI - Naufrágio da Plataforma P-36.

Decisão de primeira instância desfavorável à Petrobras.

Interposto Recurso Voluntário que se encontra pendente de julgamento. A Petrobras impetrou o Mandado de Segurança, obtendo sentença favorável no sentido de sustar, até a conclusão das apurações das causas do afundamento da plataforma, qualquer cobrança de tributos. Há recurso da União Federal/Fazenda Nacional, pendente de julgamento.

Com a decisão do Tribunal Marítimo, a Companhia propôs Ação Anulatória de Débito Fiscal e obteve liminar suspendendo a cobrança do tributo.

Exposição máxima atualizada: R$ 375.306.

Autor: SRP - Secretaria da Receita Previdenciária


Notificações fiscais, relativas aos encargos previdenciários, em decorrência de processos administrativos instaurados pelo INSS que atribuem responsabilidade solidária à Companhia na contratação de serviços de construção civil e outros.

Dos valores desembolsados pela Companhia, a fim de garantir a interposição de recursos e/ou a obtenção de Certidão Negativa de Débito junto ao INSS, R$ 114.998 estão registrados em depósitos judiciais e poderão ser recuperados no âmbito das próprias ações em curso, relativos a 331 notificações, no montante de R$ 363.293 em 31 de dezembro de 2009. A posição da área jurídica da Petrobras para essas notificações é de expectativa de perda possível, por considerar mínimo o risco de desembolso futuro.

Autor: Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro


Auto de infração referente ao Imposto de Importação e sobre Produtos Industrializados (II e IPI), questionando a classificação fiscal como Outros Grupos Eletrogêneos, na importação do conjunto de equipamentos pertencentes à usina termoelétrica Termorio S.A.

Em 15 de agosto de 2006, a Termorio protocolou, na Inspetoria da Receita Federal do Rio de Janeiro, impugnação a este Auto de Infração ao considerar que as classificações fiscais efetuadas estavam amparadas por laudo técnico de instituto de conhecimento notório. Em sua sessão de 11 de outubro de 2007, a 1ª Turma de Julgamento julgou improcedente o lançamento do Auto de Infração, vencido um Julgador que votou pela procedência parcial. A Inspetoria da Receita Federal interpôs recurso de ofício ao Conselho de Contribuintes de Porto Alegre-RS, sendo que tal solicitação ainda não foi julgada.


Autor: Secretaria da Receita Federal Natureza: Tributária

CIDE – Combustíveis. Não recolhimento no período de março de 2002 a outubro de 2003, em obediência às ordens judiciais obtidas por Distribuidoras e Postos de Combustíveis, imunizando-os da respectiva incidência.

Na primeira instância, julgado procedente o lançamento. A Companhia interpôs Recurso Voluntário que se encontra pendente de julgamento.





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Autor: Secretaria da Receita Federal


IRRF - Remessas para pagamento de importação de petróleo.

Em primeira instância foi julgado improcedente o lançamento. Houve recurso de Ofício (da Receita Federal) ao Conselho de Contribuintes que foi provido. A Petrobras interpôs recurso voluntário que pende de julgamento.


Autor: Delegacia da Receita Federal/Rio de Janeiro


IRPJ/2003 e CSLL/2003 - Cobrança de multa de mora em pagamento por denúncia espontânea.

Em primeira instância foi julgado procedente o lançamento. A Petrobras interpôs recurso voluntário que se encontra pendente de julgamento


Autor: IBAMA

Natureza: Cível

Descumprimento da cláusula Termo de Acordo e Compromisso - TAC da Bacia de Campos de 11 de agosto de 2004 por continuidade de perfuração sem aprovação prévia.

Decisão em primeira instância administrativa, condenando a Petrobras ao pagamento pelo inadimplemento do TAC. A Companhia interpôs recurso Hierárquico ao Ministro do Meio Ambiente que aguarda julgamento.




Cobrança de CIDE sobre Importação de Propano e Butano.

Encerrado na esfera administrativa. Aguarda-se o início da execução fiscal pela SRF. A Companhia obteve tutela antecipada judicial suspendendo a exigibilidade do crédito mediante o depósito para recurso, efetuado por meio de Seguro-Garantia.




Não recolhimento da CIDE pela Petrobras em operações de importação de Nafta revendida à Braskem.

Em primeira instância foi julgado procedente o lançamento. A Petrobras interpôs recurso voluntário que foi convertido em vistorias nas dependências da Companhia.


Autor: Estado do Rio de Janeiro


ICMS - Naufrágio da Plataforma P-36.

Decisão na 1ª instância favorável à Petrobras. Interposto recurso de apelação pelo Estado do Rio de Janeiro e pela Própria Petrobras, em relação ao valor dos honorários. Por maioria, deu-se provimento ao Recurso do Estado do Rio de Janeiro, e julgou-se prejudicado o recurso da Companhia. A Petrobras opôs embargos infringentes ao Acórdão, os quais aguardam de julgamento.





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Autor: Secretaria da Fazenda do Estado do Rio de Janeiro


ICMS - Operações de Transferência de LGN no âmbito do estabelecimento centralizador.

Decisão desfavorável à Petrobras. Interposto Recurso voluntário ao Conselho de Contribuintes, que se encontra pendente de julgamento.


Autor: Estado de São Paulo


Afastamento de cobrança de ICMS em operações de importação de gás natural da Bolívia.

Na primeira instância, julgado procedente o lançamento.

A Companhia interpôs Recurso Ordinário.


Autor: Prefeituras Municipais de Anchieta, Aracruz, Guarapari, Itapemirim, Jaguaré, Marataízes, Serra, Vila Velha e Vitória. Natureza: Tributária

Falta de retenção e recolhimento de ISS na atividade de prestação de serviços em águas marítimas.

Alguns municípios localizados no Estado do Espírito Santo lavraram autos de infração contra a Petrobras, pela suposta falta de retenção do ISSQN incidente sobre serviços prestados em águas marítimas. A Petrobras reteve esse ISSQN, porém o recolheu aos cofres dos municípios onde estão estabelecidos os respectivos prestadores, em conformidade com a Lei Complementar nº 116/03.

A Companhia apresentou impugnações/recursos no intuito de ver canceladas as autuações, encontrando-se a sua maioria ainda em fase de julgamento administrativo. Dos municípios em relação aos quais já se esgotou a discussão (na esfera administrativa), apenas o Município de Itapemirim ingressou com ação de execução fiscal. Neste caso judicial, a Companhia ofertou garantia e está se defendendo, porquanto recolheu corretamente o ISS, nos termos da LC nº 116/2003.


Autor: Secretaria da Fazenda do Estado do Rio de Janeiro


Aproveitamento indevido de créditos de ICMS de brocas de perfuração e de produtos químicos utilizados na formulação de fluido de perfuração.

A Secretaria de Fazenda do Estado do Rio de Janeiro lavrou os autos de infração por entender que constituem material de uso e consumo, cujo aproveitamento do crédito somente será permitido a partir de 2011.

A Petrobras apresentou defesas judiciais no intuito de ver canceladas as autuações, encontrando-se a sua maioria ainda em fase de julgamento.





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Autor: Delegacia da Receita Federal do Rio de Janeiro


Auto de infração recebido pela Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos – CLEP, referente a questionamento em relação à alíquota de Imposto de Renda Retido na Fonte e IOF, aplicável na emissão de títulos no exterior. Possibilidade de aplicação do Tratado Brasil – Japão (Dec. 61.889/67).

Em 16 de julho de 2009 a CLEP recebeu Auto de infração.

Em 14 de agosto de 2009, a CLEP protocolou, na Delegacia da Receita Federal do Rio de Janeiro, impugnação a este Auto de Infração.

Em 3 de setembro de 2009 o Processo foi remetido ao Serviço de Controle e Julgamento – DRJ.


Autor: Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo


Afastamento de Cobrança de ICMS e Multa de Importação e descumprimento de obrigação acessória. Admissão temporária – Sonda de Perfuração – Admissão São Paulo – Desembaraço no Rio de Janeiro. (Convênio ICMS nº 58/99)

Na primeira instância, julgado procedente o lançamento. Foi interposto Recurso Ordinário em 23 de dezembro de 2009, que se encontra pendente de julgamento.


Autor: Secretaria de Fazenda e Planejamento do Distrito Federal.


Recolhimento de ICMS em razão da omissão de saída (Estoque).

Na primeira instância, julgado procedente o lançamento. A Petrobras interpôs Recurso Voluntário, que se encontra pendente de julgamento.


23.3 Processos de pequenos valores

A Companhia detém diversos processos judiciais e administrativos, com expectativas de perdas possíveis, cujo total alcança R$ 525.511, com a seguinte composição: R$ 129.186 de causas Cíveis, R$ 251.896 de causas Trabalhistas e R$ 144.429 de causas Tributárias.




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23.3.1 Questões ambientais

A Companhia está sujeita a diversas leis e normas ambientais, que disciplinam atividades envolvendo a descarga de petróleo, gás e outros materiais e estabelecem que os efeitos sobre o meio ambiente das operações da Companhia devem ser por ela corrigidos ou mitigados. A seguir, a situação dos principais processos ambientais com probabilidade de perda possível. Em 2000, um derramamento de óleo ocorrido no Terminal São Francisco do Sul, da Refinaria Presidente Getúlio Vargas - Repar lançou em torno de 1,06 milhão de galões de óleo cru no arredor. Naquela época, foram gastos em torno de R$ 74.000 com intuito de proceder à limpeza total da área atingida, bem como para fazer frente às multas impostas pelas autoridades ambientais. Há o seguinte processo com relação a esse derramamento:


Autor: AMAR - Associação de Defesa do Meio Ambiente de Araucária

Natureza: Ambiental

Indenização de danos moral e patrimonial ambiental.

Sem decisão em primeira instância. Aguarda-se o início da perícia para qualificação do valor.


O juízo determina conexão com a ação do Instituto Ambiental do Paraná - IAP para julgamento conjunto.

Autor: Ministério Público Federal e Ministério Público Estadual do Estado do Paraná

Natureza: Ambiental

Indenização de danos morais

Sem decisão em primeira instância.


Em 2001, o oleoduto de Araucária - Paranaguá rompeu com um movimento sísmico e derramou, aproximadamente, 15.059 galões de óleo combustível em vários rios no Estado do Paraná. Naquela época, foram concluídos os serviços de limpeza das superfícies dos rios, recuperando, aproximadamente, 13.738 galões de óleo. Como resultado do acidente foi apresentado o seguinte ato contra a Companhia:


Autor: Instituto Ambiental do Paraná – IAP

Natureza: Ambiental

Multa aplicada por supostos danos causados ao meio ambiente.

Recurso da Petrobras improvido na 2ª instância administrativa. Aguarda-se o início da Execução Fiscal para oferecer defesa em juízo.


O juízo determinou conexão com a ação da AMAR para julgamento conjunto.




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Em 20 de março de 2001, a plataforma P-36 afundou na Bacia de Campos. Em consequência do acidente, foi apresentado o seguinte ato contra a Companhia:


Autor: Ministério Público Federal/RJ

Natureza: Cível

Indenização de dano patrimonial ambiental - P-36.

Em publicação havida no dia 23 de maio de 2007, foi julgado procedente, em parte, o pedido, apenas para condenar a Petrobras ao pagamento da quantia de R$ 100.000, a título de indenização pelos danos causados ao meio ambiente, a ser corrigido monetariamente e com juros de mora de 1% ao mês desde a data do evento. Contra essa decisão, a Petrobras interpôs recurso de Apelação Cível que se encontra pendente de julgamento.


23.4 Contingências Ativas

23.4.1 Recuperação de PIS e COFINS

A Petrobras e suas controladas Gaspetro, Transpetro e Refap, ajuizaram ação ordinária contra a União perante a Justiça Federal da Seção Judiciária do Rio de Janeiro, referente à recuperação, por meio de compensação, dos valores recolhidos a título de PIS incidentes sobre receitas financeiras e variações cambiais ativas, no período compreendido entre fevereiro de 1999 e novembro de 2002, e COFINS compreendido entre fevereiro de 1999 a janeiro de 2004, considerando a inconstitucionalidade do §1º do art. 3º da Lei 9.718/98. Em 09 de novembro de 2005, o Supremo Tribunal Federal considerou inconstitucional o mencionado §1º do art. 3º da Lei 9.718/98. Em 09 de janeiro de 2006, devido à decisão definitiva do STF, a Petrobras ajuizou nova ação visando a recuperar os valores de COFINS referentes ao período de janeiro de 2003 a janeiro de 2004. Em 31 de dezembro de 2009, os valores de R$ 2.206.929 da Petrobras, R$ 71.782 da Gaspetro, R$ 27.481 da Transpetro e R$ 13.718 da Refap, relativo às citadas ações, não estão refletidos nestas demonstrações contábeis em virtude da ausência de decisão favorável definitiva.




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23.4.2 Ações judiciais no exterior

a) Nos Estados Unidos - P-19 e P-31 Em 25 de julho de 2002, a Braspetro Oil Service Company (Brasoil) e a Petrobras venceram em primeira instância, perante a Justiça norte-americana, ações conexas movidas pelas seguradoras United States Fidelity & Guaranty Company e American Home Assurance Company desde 1997. Por decisão judicial da Corte Federal do Distrito Sul de Nova York, restou reconhecido à Brasoil e à Petrobras o direito ao recebimento por perdas e danos do valor de US$ 237 milhões, acrescido de juros e reembolso de despesas judiciais na data do efetivo recebimento referentes à “performance Bond”, totalizando, aproximadamente, US$ 370 milhões. Um recurso de apelação movido pelas seguradoras afastou, contudo, a obrigação das seguradoras quanto ao pagamento de multa, honorários advocatícios e custas, reduzindo, assim, o valor da indenização para US$ 245 milhões. Em 21 de julho de 2006, a justiça americana proferiu decisão executiva, condicionando o pagamento dos valores devidos à Brasoil ao encerramento definitivo das ações com idêntico objeto em curso perante a Justiça Brasileira, o que vem sendo providenciado pelas partes.

b) Em Londres - P-36 Com relação ao afundamento, em 2001, da Plataforma P-36, nos contratos relativos à construção da Plataforma, a Brasoil e a Petrobras se obrigaram a depositar a indenização do seguro, em caso de sinistro, em favor de um Agente das Garantias (“Security Agent”) para pagamento aos credores, de acordo com um mecanismo ajustado contratualmente. Está em curso, perante Cortes Londrinas, uma ação judicial de autoria de empresas que julgam serem credoras de parte desses pagamentos que a Brasoil e a Petrobras entendem ser direitos seus. Na fase atual do litígio, a Petromec, parte contratual envolvida, protocolou, em 29 de setembro de 2008, contra a Brasoil e a Petrobras, pleito no montante de US$ 154 milhões, mais juros. A defesa da Brasoil e da Petrobras deve ser protocolada no primeiro trimestre de 2010. O julgamento do pleito da Petromec deve ocorrer no período de 2010 a 2011.

c) Outras ações de ressarcimento

Na construção/conversão de navios em unidades produtoras e de escoamento de produção do tipo FPSO e FSO, a Brasoil aportou recursos financeiros no montante de US$ 633 milhões, equivalentes a R$ 1.102.929, em 31 de dezembro de 2009 (R$ 1.460.583 em 31 de dezembro de 2008) diretamente aos seus fornecedores e subcontratados, com o intuito de evitar atrasos nas construções/conversões e, consequentemente, prejuízos à Brasoil.




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Com base em pareceres dos assessores jurídicos da Brasoil, esses gastos são passíveis de ressarcimento junto aos construtores, motivo pelo qual foram impetradas ações judiciais de ressarcimento financeiro em cortes internacionais. Entretanto, conservadoramente, está provisionada como crédito de liquidação duvidosa a parcela desse saldo não coberto por garantias reais, no montante de US$ 561 milhões, equivalentes a R$ 977.490, em 31 de dezembro de 2009 (R$ 1.292.222 em 31 de dezembro de 2008).

24 Compromissos assumidos pelo segmento de energia

24.1 Compromissos de compra de gás natural

A Petrobras assinou contrato com a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB, tendo por objeto a compra de um total de 201,9 bilhões de m3 de gás natural ao longo de sua vigência, comprometendo-se a comprar volumes mínimos anuais a um preço calculado segundo fórmula atrelada ao preço do óleo combustível. O contrato tem vigência inicial até 2019, que será prorrogada até que todo o volume contratado seja consumido. No período entre 2002 e 2005, a Petrobras comprou um volume menor do que o mínimo estabelecido no contrato com a YPFB e pagou US$ 81,409 (equivalentes a R$ 141.685 em 31 de dezembro de 2009) referentes aos volumes não transportados, cujos créditos serão realizados por retiradas de volumes futuros. Os compromissos de compra de gás, até o final do contrato, representam volumes médios anuais de 24 milhões de metros cúbicos por dia. Petrobras e a YPFB assinaram, no 4º trimestre de 2009, aditivo contratual que regula o pagamento de valores adicionais à YPFB referente à quantidade de líquidos (hidrocarbonetos pesados) presentes no gás natural importado pela Petrobras da YPFB por meio do Gas Supply Agreement - GSA. O aditivo estabelece valores adicionais entre US$ 100 milhões e US$ 180 milhões por ano, aplicados a volumes de gás entregues a partir de maio de 2007. Com relação ao ano de 2007, a obrigação de pagamento adicional da Petrobras foi provisionada e foi liquidada em fevereiro de 2010. O pagamento dos valores referentes aos anos posteriores somente serão devidos após cumprimento de condição precedente estabelecida no aditivo, que demandará negociações adicionais com a YPFB.




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25 Garantias aos contratos de concessão para exploração de petróleo

A Petrobras concedeu garantias à Agência Nacional de Petróleo - ANP no total de R$ 4.100.403 para os Programas Exploratórios Mínimos previstos nos contratos de concessão das áreas de exploração, permanecendo em vigor R$ 3.555.688, líquidos dos compromissos já cumpridos. Desse montante, R$ 2.975.888 correspondem ao penhor do petróleo de campos previamente identificados e já em fase de produção e R$ 579.800 referem-se a garantias bancárias.

26 Informações sobre segmentos de negócios

A Petrobras é uma Companhia que opera de forma integrada, sendo que a maior parte da produção de petróleo e gás, oriunda da área de Exploração e Produção, é transferida para outras áreas da Petrobras. Nas demonstrações por área de negócio, as operações da Companhia estão apresentadas de acordo com o modelo de organização e gestão aprovado em 23 de outubro de 2000, pelo Conselho de Administração da Petrobras, contendo as seguintes áreas: a) Exploração e Produção: abrange, por intermédio de Petrobras, Brasoil, PNBV, PifCo,

PIB B.V., BOC, Fundo de Investimento Imobiliário e Sociedades de Propósito Específico, as atividades de exploração, desenvolvimento da produção e produção de petróleo, LGN (líquido de gás natural) e gás natural no Brasil, objetivando atender, prioritariamente, as refinarias do país e, ainda, comercializando nos mercados interno e externo o excedente de petróleo, bem como derivados produzidos em suas plantas de processamento de gás natural.

b) Abastecimento: contempla, por intermédio de Petrobras, Downstream (Refap), Transpetro, Petroquisa, PifCo, PIB B.V., Refinaria Ipiranga, Quattor Participações e PNBV, Refinaria Abreu Lima e Sociedade de Propósito Específico, as atividades de refino, logística, transporte e comercialização de derivados, petróleo e alcoóis, além das participações em empresas petroquímicas no Brasil e duas plantas de fertilizantes.

c) Gás e Energia: engloba, por intermédio de Petrobras, Gaspetro, Petrobras Comercializadora

de Energia, Petrobras Distribuidora, PifCo, GNL do Nordeste, Brasil PCH, Sociedades de Propósito Específico e Termoelétricas, as atividades de transporte e comercialização do gás natural produzido no país ou importado, assim como as atividades de transporte e comercialização de GNL importado, a geração e comercialização de energia elétrica e as participações societárias em transportadoras e distribuidoras de gás natural e em termoelétricas.

d) Distribuição: responsável pela distribuição de derivados, alcoóis e gás natural veicular no Brasil, representada pelas operações da Petrobras Distribuidora.




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e) Internacional: abrange, por intermédio de PIB B.V., PifCo, 5283 Participações, BOC e Petrobras, as atividades de exploração e produção de petróleo e gás, de abastecimento, de gás e energia e de distribuição, realizadas no exterior, em diversos países das Américas, África, Europa e Ásia.

No grupo de órgãos corporativos são alocados os itens que não podem ser atribuídos às demais áreas, notadamente aqueles vinculados à gestão financeira corporativa, o "overhead" relativo à Administração Central e outras despesas, inclusive as atuariais referentes aos planos de pensão e de saúde destinados aos aposentados e beneficiários. Estão também contemplados nesse grupo os negócios com biocombustíveis, representado, principalmente, pelas operações da Petrobras Biocombustível. As informações contábeis por área de negócio foram elaboradas com base na premissa da controlabilidade, objetivando atribuir às áreas de negócio somente os itens sobre os quais estas áreas tenham efetivo controle.

27 Instrumentos financeiros derivativos, proteção patrimonial (“hedge”) e atividades de gerenciamento de riscos

A Companhia está exposta a uma série de riscos de mercado decorrentes de suas operações. Tais riscos envolvem principalmente o fato de que eventuais variações nos preços de petróleo e derivados, nas taxas cambiais ou de juros, possam afetar negativamente o valor dos ativos e passivos financeiros ou fluxos de caixa futuros e lucros da Companhia.

27.1 Objetivos e estratégias de gerenciamento de riscos

A Petrobras mantém uma política global de gerenciamento de riscos que vem se desenvolvendo sob a gestão dos diretores da Companhia. Em 2004, a Diretoria Executiva da Petrobras instituiu o Comitê de Gestão de Riscos formado por gerentes executivos de todas as áreas de negócio e de diversas áreas corporativas. Esse comitê, além de ter objetivo de garantir o gerenciamento integrado das exposições aos riscos e formalizar as principais diretrizes de atuação da Companhia, visa concentrar as informações e discutir sobre as ações de gerenciamento dos riscos, facilitando a comunicação com a Diretoria e o Conselho de Administração em aspectos relacionados às melhores práticas de governança corporativa. A política de gestão de riscos do Sistema Petrobras visa contribuir para um balanço adequado entre os seus objetivos de crescimento e retorno e seu nível de exposição a riscos, quer inerentes ao próprio exercício das suas atividades, quer decorrentes do contexto em que ela opera, de modo que, através da alocação efetiva dos seus recursos - físicos, financeiros e humanos - a Companhia possa atingir suas metas estratégicas.




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Além de assegurar proteção adequada aos seus ativos fixos, instalações, operações e administradores e orientar as avaliações de exposição aos riscos financeiro, tributário, regulatório, de mercado, das operações de crédito, dentre outros, a Política de Gestão de Riscos da Petrobras busca explicitar seu caráter de complementaridade às ações estruturais que criarão fundamentos econômico-financeiros sólidos, capazes de garantir que as oportunidades de crescimento serão aproveitadas, mesmo em meio a condições externas adversas.

27.2 Gerenciamento de riscos de mercado de petróleo e derivados

a) Política de proteção patrimonial (“hedge”)

Tendo em vista que o plano de negócios da Companhia utiliza premissas de preço conservadoras e que, em condições normais, as flutuações de preços de “Commodities” são administradas de forma a não representar exposição substancial para a consecução dos objetivos estratégicos, a Petrobras, mantém a exposição ao ciclo de preços, não utilizando derivativos para a proteção de operações sistêmicas, ou seja, a compra ou venda de mercadorias com o objetivo de atender às necessidades operacionais do Sistema Petrobras. Não obstante, as deliberações referentes a este tema são periodicamente revisadas e recomendadas ao Comitê de Gestão de Riscos. Caso seja indicada a proteção, em cenários com probabilidade significativa de eventos adversos, a estratégia de proteção patrimonial (“hedge”) deve ser executada com o intuito de proteger a solvência e a liquidez da Companhia, considerando uma análise integrada de todas as exposições a risco da Companhia, e assegurar a execução do plano corporativo de investimentos. Seguindo a premissa de considerar apenas a exposição líquida consolidada do risco de preço de petróleo e derivados, as operações com derivativos, em geral, se limitam a proteger o resultado de transações realizadas no mercado internacional de cargas físicas, ou seja: são operações de proteção patrimonial (“hedge”) nas quais as variações positivas ou negativas são compensadas total ou parcialmente por resultado oposto na posição física.

b) Principais transações e compromissos futuros objeto de proteção patrimonial (“hedge”) As principais operações objetos de proteção patrimonial (“hedge”), realizadas pelas empresas do Sistema Petrobras, destinam-se à proteção dos resultados esperados das transações realizadas no exterior. Com esse objetivo, as operações de proteção patrimonial (“hedge”) são usualmente de curto prazo, acompanhando os prazos das operações comerciais. Os instrumentos utilizados são contratos futuros, a termo, “swaps” e opções. As operações são realizadas nas Bolsas NYMEX – “New York Mercantile Exchange” e ICE – “Intercontinental Exchange”, bem como no mercado de balcão internacional.




114

c) Parâmetros utilizados para o gerenciamento de riscos e resultados obtidos em relação aos objetivos propostos Os principais parâmetros utilizados na gestão de risco para variações de preços de petróleo e derivados da Petrobras são, para as avaliações de médio prazo, o fluxo de caixa operacional em risco (CFAR) e para as avaliações de curto prazo, o Valor em Risco (“Value at Risk”-VAR) e “Stop Loss”. São definidos limites corporativos para os parâmetros VAR e “Stop Loss”. As operações de proteção patrimonial (“hedge”) liquidadas, em 2009, correspondiam a aproximadamente 17% do volume comercializado de importação e exportação a partir do Brasil mais o volume total das cargas comercializadas no exterior, contra (40%) no período de janeiro a dezembro de 2008.

d) Critérios de determinação do valor justo O valor justo dos derivativos de petróleo e derivados é definido através dos preços cotados (sem ajustes) no mercado, para ativos ou passivos idênticos.

e) Valores de referência (nocional), justo e em risco da carteira As principais contrapartes de operações de derivativos de petróleo e derivados são a Bolsa Mercantil de Nova York (NYMEX), Intercontinental Exchange (ICE), BP North America Chicago, Morgan Stanley e TOTAL S.A. A carteira de operações comerciais realizadas no exterior, bem como as operações de proteção patrimonial (“hedge”) associadas à sua proteção por meio de derivativos de petróleo e derivados, apresentava, em 31 de dezembro de 2009, uma perda máxima estimada para um dia (VAR – “Value at Risk”), calculada a um nível de confiança de 95%, de aproximadamente US$ 26,091 milhões. A tabela a seguir resume as informações sobre os contratos de derivativos de petróleo e derivados vigentes.




115

Derivativos de petróleo e derivados

Vencimento

31.12.2009 31.12.2008 31.12.2009 31.12.2008

Contratos Futuros (8 .510) (5.205) (38.234) 81.590 2010

Compromissos de compra 25.882 4.218

Compromissos de venda (34.392) (9.423)

Contratos de Opções (1 .150) (1.800) 2010Compra (550) (1.600)Posição Titular 220

Posição Lançadora (550) (220)

Venda (600) (200)

Posição Titular 250 320


Contratos a termo (1 .075) (442) (7.129) 1.348 2010

Posição Comprada 987 2.530 Posição Vendida (2 .062) (2.972)

Total registrado em outros ativos e passivos circulantes (47.163) 82.938

Consolidado

Valor de Referência (Nocional) em mil bbl*

Valor justo contabilizado R$ mil**




116

Vencimento

31.12.2009 31.12.2008 31.12.2009 31.12.2008

Contratos Futuros 162 (661) (2.329) 26.606 2010Compromissos de compra 10.683 158

Compromissos de venda (10.521) (819)

Contratos de Opções (1 .150) (1.800) 2010

Compra (550) (1.600)Posição Titular 220


Venda (600) (200)Posição Titular 250 320 Posição Lançadora (850) (320)

Contratos a termo 101 (600) 192 9.921 2010

Posição Comprada 276 978 Posição Vendida (175) (1.578)

Total registrado em outros ativos e passivos circulantes (3.937) 36.527

Controladora

Valor de Referência (Nocional) em mil bbl*

Valor justo contabilizado R$ mil **

* Valor de Referência (Nocional) negativo representa posição vendida.

**Os valores justos negativos foram contabilizados no passivo e os positivos no ativo.

f) Ganhos e perdas no exercício

2009 2008 2009 2008

Ganho (perda) registrado no resultado (298.662) 729.458 171.855 30.384

Ganho (perda) registrado no patrimônio líquido

Derivativos de petróleo e derivadosConsolidado Controladora

g) Valor e tipo de margens dadas em garantia

As garantias dadas como colaterais se constituem, em geral, em depósitos. O saldo das margens dadas para a cobertura das operações de derivativos de commodities transacionadas nas bolsas de valores e no mercado de balcão da Controladora e do Consolidado, em 31 de dezembro de 2009, era respectivamente de R$ 120.212 e R$ 243.407.




117

h) Análise de sensibilidade A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para o valor justo dos derivativos de petróleo e derivados. O cenário provável é o valor justo em 31 de dezembro de 2009, os cenários possível e remoto consideram a deterioração na variável de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data.

Brent Baixa do Petróleo Brent 23.252 (102.160) (227.573) Diesel Alta do Diesel (10.204) (107.617) (212.526)

Dubai Baixa do Petróleo Dubai 1.032 (3.398) (7.829)

Gasolina Alta da Gasolina (11.475) (85.209) (162.860)

Nafta Baixa da Nafta 339 (2.972) (6.284) Óleo Combustível Alta do Óleo Combustível (17.081) (107.381) (197.681)

WTI Alta do Petróleo WTI (21.587) (148.206) (286.962)

Consolidado

Derivativos de Mercado de petróleo e derivados

Risco Cenário Provável em 31.12.2009

Cenário Possível ( de 25%)

Cenário Remoto( de 50%)

27.3 Gerenciamento de riscos cambiais

a) Política de proteção patrimonial (“hedge”)

O risco cambial é um dos riscos financeiros a que a empresa está exposta, sendo este oriundo de movimentos nos níveis ou na volatilidade da taxa de câmbio. No que se refere ao gerenciamento destes riscos, a Petrobras busca identificá-los e tratá-los de forma integrada, buscando garantir alocação eficiente dos recursos destinados à proteção patrimonial (”hedge”). Aproveitando-se de atuar de forma integrada no segmento de energia, a empresa busca, primeiramente, identificar ou criar proteções naturais (“hedges” naturais), ou seja, beneficiar-se das correlações entre suas receitas e despesas. No caso específico da variação cambial inerente aos contratos onde o custo e a remuneração envolvem moedas distintas, esta proteção se dá através da alocação das aplicações do caixa entre real, dólar ou outra moeda. O gerenciamento de riscos é feito para a exposição líquida. São elaboradas análises periódicas do risco cambial subsidiando as decisões da Diretoria Executiva. A estratégia de gerenciamento de riscos cambiais envolve o uso de instrumentos derivativos para minimizar a exposição cambial de certas obrigações da Companhia.




118

A subsidiária Petrobras Distribuidora realiza operações de proteção patrimonial (“hedge”) cambial para cobertura das margens comerciais inerentes às exportações (segmento aviação) para clientes estrangeiros. O objetivo da operação, contratada concomitantemente à definição do custo dos produtos exportados, é garantir que as margens comerciais pactuadas com os clientes estrangeiros sejam mantidas durante o prazo de vigência dos preços negociados, bem como durante o prazo comercial de pagamento. A política interna limita o volume de operações de proteção patrimonial (“hedge”) cambial ao volume dos produtos exportados. A REFAP tem como política o uso de operações de “SWAP” (US$ por CDI) para redução da exposição cambial. O Comitê de Proteção Cambial avalia os riscos a que a Companhia esta exposta, e recomenda a realização de operações de contratação de proteção cambial, para liquidação futura ao custo de Certificado de Depósito Interbancário-CDI, acrescido de cupom cambial. O objetivo exclusivo da política é a redução da exposição cambial. A Refinaria de Petróleo Riograndense utiliza operação de hedge cambial, através de NDF (Contrato a termo de moeda sem entrega física), para assegurar a margem na atividade do refino. Isso ocorre porque a Refinaria realiza compras de petróleo a partir da cotação do barril no mercado internacional, convertido para reais com base na taxa cambial do dólar dos Estados Unidos no dia do efetivo pagamento ao fornecedor, seja este petróleo nacional ou importado. Por outro lado, realiza as vendas das principais frações do seu refino diretamente em reais, especialmente em razão das características mercadológicas do diesel e da gasolina. Dessa forma, o hedge tem como objetivo de mitigar os riscos da volatilidade cambial quando da liquidação da compra do petróleo.

b) Principais transações e compromissos futuros objeto de proteção patrimonial (“hedge”) Em setembro de 2006, a Companhia, por meio de sua subsidiária PifCo, contratou uma operação de proteção patrimonial (“hedge”) denominada “cross currency swap” para cobertura dos “Bonds” emitidos em ienes de forma a fixar em dólares os custos da Companhia nesta operação. No “cross currency swap” ocorre uma troca de taxas de juros em diferentes moedas. A taxa de câmbio do iene para dólar norte americano é fixada no início da transação e permanece fixa durante sua existência. A Companhia não tem intenção de liquidar tais contratos antes do prazo de vencimento. Para essa relação entre o derivativo e o empréstimo, a Companhia adotou a metodologia de contabilização de operações de “hedge” (“hedge accounting”). A Petrobras Distribuidora se posiciona vendida em taxas futuras de câmbio através de NDFs (Contrato a termo de moeda sem entrega física) no mercado de balcão brasileiro. Para o segmento de aviação, que representou 98 % das operações contratadas do período, o prazo de exposição é de 3 meses em média e o hedge é contratado concomitantemente à definição do custo do querosene de aviação exportado, fixando e garantindo desta forma a margem da comercialização. No período em questão foram contratadas operações no valor de US$ 309,6 milhões. Em 31 de dezembro de 2009, a REFAP não tinha operações com derivativos em aberto.




119

c) Parâmetros utilizados para o gerenciamento de riscos e resultados obtidos em relação aos objetivos propostos A operação de proteção patrimonial (“hedge”) denominada “cross currency swap” segue a Deliberação CVM 566/08 que referendou o CPC 14 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento, Mensuração e Evidenciação. A Companhia resolveu qualificar suas operações de swap cruzado de moedas de hedging de fluxo de caixa. Na contratação do hedging e durante a sua vigência, espera-se que o hedging de fluxo de caixa seja altamente eficaz na compensação dos fluxos de caixa atribuíveis ao risco do hedging, durante a vigência do mesmo. As alterações no valor justo, na medida da eficácia da operação de hedging, testados trimestralmente, são lançadas em outros lucros abrangentes acumulados, até que o fluxo de caixa do item passível de hedge seja realizado. A Petrobras Distribuidora se posiciona vendida em taxas futuras de câmbio através de NDFs (Contrato a termo de moeda sem entrega física) no mercado de balcão brasileiro. O hedge é contratado concomitantemente à definição do custo dos produtos exportados, fixando e garantindo desta forma a margem da comercialização. A política da Companhia é de executar hedge até o máximo de 100% do volume exportado. O volume de hedge contratado para o faturamento internacional de 2009 representou 66 % de todo o volume exportado pela Petrobras Distribuidora no ano. As liquidações de todas as operações vencidas entre 1º. de janeiro e 31 de dezembro de 2009 geraram um resultado positivo para a Companhia de R$ 38.088. A Ipiranga Asfaltos também contratou NDFs na posição vendida em dólares para garantir receitas em reais de clientes estrangeiros com cartas de crédito. Em 2009 foram contratados operações no total de US$ 3,9 milhões. No mesmo período, as liquidações ocorridas geraram um resultado positivo de R$ 365.

d) Critérios de determinação do valor justo

O valor justo dos derivativos é calculado com base em práticas usuais de mercado, usando os valores de fechamento das taxas de juros em iene, dólar e real para todo o período dos contratos.

e) Valores de referência (nocional), justo e em risco da carteira

A tabela abaixo resume as informações sobre os contratos de derivativos vigentes. As transações de derivativos consideraram os limites aprovados e saldo de crédito de cada instituição de acordo com as orientações normativas e procedimentos estabelecidos pela Companhia. As principais contrapartes dessas operações são: Citibank, HSBC, Bradesco e BNP Paribas e Barclays.




120

Derivativos de Moeda Estrangeira

VencimentoValor em Risco R$

*

31.12.2009 31.12.2008 31.12.2009 31.12.2008

Contratos a termo de dólar

Posição Vendida (USD) 75.898 67.506 1.722 (3.823) 2010 1.745

75.898 67.506 1.722 (3.823)

Contratos de "swaps"

Cross Currency Swap 112.863 110.489 2016 38.483Posição ativaTaxa Média de Recebimento (JPY) = 2,15% a.a. 35.000.000 35.000.000 710.604 978.268

Posição passiva

Taxa Média de Pagamento (USD) = 5,69% a.a. 297.619 297.619 (597.741) (867.779)

114.585 106.666

Valor de Referência (Nocional) em $ mil

Valor justo R$ **

Consolidado

* Valor em Risco = perda máxima esperada em 1 dia com 95% de confiança em condições normais de mercado. Não auditado. **Os valores justos negativos foram contabilizados no passivo e os positivos no ativo.

f) Ganhos e perdas no exercício

2009 2008 2009 2008

Ganho (perda) registrado no resultado (74.173) (58.368)

Ganho (perda) registrado no patrimônio líquido 26.861 (69.683)

Derivativos de moeda estrangeiraConsolidado Controladora

g) Valor e tipo de margens dadas em garantia

As operações existentes de derivativos de moeda estrangeira não exigem depósito de margem de garantia.

h) Análise de sensibilidade A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para o valor justo dos derivativos de moeda estrangeira. O cenário provável é o valor justo em 31 de dezembro de 2009, os cenários possível e remoto consideram a deterioração na variável de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data.

Contratos a termo de dólar Valorização do Dólar frente ao Real 2.410 (30.680) (63.770) 1.745

Cross Currency Swap Desvalorização do lene frente ao Dólar 112.863 (29.257) (124.005) 38.483

Consolidado

Derivativos de Moeda Estrangeira RiscoCenário Provável

em 31.12.2009Cenário Possível

( de 25%)Cenário Remoto

( de 50%)VAR*

* Valor em risco = perda máxima esperada em 1 dia com 95% de confiança em condições normais de mercado. Não auditado.




121

27.4 Gerenciamento de riscos das taxas de juros

O risco da taxa de juros a que a Companhia está exposta é em função de sua dívida de longo prazo e, em menor escala, de curto prazo. A dívida a taxas de juros flutuantes de moeda estrangeira está sujeita, principalmente, à flutuação da libor, e a dívida a taxas de juros flutuantes expressa em reais está sujeita, principalmente, à flutuação da taxa de juros de longo prazo (TJLP), divulgada pelo Banco Central do Brasil. A Companhia atualmente não utiliza instrumentos financeiros derivativos para gerenciar sua exposição às flutuações das taxas de juros.

27.5 Instrumentos financeiros

No decorrer normal de seus negócios a Companhia utiliza-se de diversos tipos de instrumentos financeiros.

a) Risco de concentração de crédito Uma parcela significativa dos ativos da Companhia, incluindo instrumentos financeiros, está localizada no Brasil. Os instrumentos financeiros da Companhia que estão expostos ao risco de concentração de crédito são, principalmente, disponibilidades, títulos governamentais, contas a receber e contratos futuros. A Companhia adota diversas medidas para reduzir a sua exposição a riscos de crédito a níveis aceitáveis.

b) Valor justo de mercado O valor justo de mercado dos instrumentos financeiros é determinado com base em preços de mercado publicados, ou, na falta destes, no valor presente de fluxos de caixa esperados. O valor justo de mercado das disponibilidades, de contas a receber de clientes, da dívida de curto prazo e de contas a pagar a fornecedores é equivalente ao seu valor contábil. O valor justo de mercado dos ativos e passivos de longo prazo não diferem significativamente de seu valor contábil.




122

c) Análise de Sensibilidade

A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para o risco de mercado considerando o valor justo dos empréstimos e aplicações financeiras em moeda estrangeira. O cenário provável é o valor justo em 31 de dezembro de 2009, os cenários possível e remoto representam a variação do valor justo com base na deterioração da variável de risco em 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data.

Dívida de Moeda Estrangeira * RiscoCenário Provável em

31.12.2009Cenário Possível

( de 25%) Cenário Remoto

( de 50%)

Real 1 Valorização do Dólar frente ao Real 25.547.384 6.386.846 12.773.692

Dólar Valorização do Dólar frente ao Real 39.489.206 9.872.302 19.744.603

Euro Valorização do Euro frente ao Real 81.394 20.349 40.697

Yen Valorização do Yen frente ao Real 2.189.296 547.324 1.094.648

67.307.280 16.826.820 33.653.640

1 - Financiamentos em moeda nacional parametrizada à variação do dólar.

Aplicação Financeira* Risco Cenário Provável em 31.12.2009

Cenário Possível ( de 25%)

Cenário Remoto ( de 50%)

em moeda estrangeira Valorização do Real frente ao Dólar 6.923.187 (1.730.797) (3.461.594)

6.923.187 (1.730.797) (3.461.594)

Consolidado

Consolidado

* A análise de sensibilidade isolada dos instrumentos financeiros não representa a exposição líquida da Companhia ao risco cambial.

Considerando o equilíbrio entre passivos, ativos, receitas e compromissos futuros em moeda estrangeira, o impacto econômico de possíveis variações cambiais não é considerado significativo.




123

28 Seguros

Para proteção do seu patrimônio, a Petrobras tem por filosofia básica transferir, através da contratação de seguros, os riscos que, na eventualidade de ocorrência, possam acarretar prejuízos que impactem, significativamente, o patrimônio da Companhia, bem como os riscos sujeitos a seguro obrigatório, seja por disposições legais ou contratuais. Os demais riscos são objeto de autosseguro, com a Petrobras, intencionalmente, assumindo o risco integral, mediante ausência de seguro. A Companhia assume parcela expressiva de seu risco, contratando franquias que podem chegar ao montante equivalente a US$ 50 milhões. As premissas de risco adotadas não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis. Consequentemente, não foram examinados pelos nossos auditores independentes. As informações principais sobre a cobertura de seguros vigente em 31 de dezembro de 2009 podem ser assim demonstradas:

R$

Ativo Consolidado Controladora

Instalações, equipamentos e produtos em estoqueIncêndio e riscos

operacionais 124.488.532 99.853.676

Navios-tanque e embarcações auxiliares Cascos 1.825.822

Plataformas fixas, sistemas flutuantes de produção e unidades de perfuração marítimas Riscos de petróleo 40.583.132 16.180.214

Total 168.897.486 116.033.890

Tipos de cobertura

Importância segurada

A Petrobras não faz seguros de lucros cessantes, controle de poços e da malha de dutos no Brasil. Considerando seu porte financeiro e seus compromissos e investimentos nas áreas de Saúde, Meio Ambiente e Segurança (SMS) e Qualidade, a Petrobras, a exemplo das empresas petrolíferas de porte semelhante ao seu, retém uma parcela significativa de seu risco, inclusive através do aumento de suas franquias, que podem atingir US$ 50 milhões.




124

29 Segurança, meio ambiente e saúde

Em 2009, os principais indicadores de segurança, meio ambiente e saúde da Petrobras mantiveram-se compatíveis com os das melhores empresas mundiais do setor, não tendo registrado, no período, nenhuma ocorrência mais significativa de impacto no meio ambiente. A Petrobras investe continuamente em treinamento, capacitação e desenvolvimento de novas tecnologias visando à prevenção de acidentes e à segurança e saúde dos trabalhadores, o que contribuiu para que a empresa fosse mantida por mais um ano – o quarto consecutivo – entre as empresas que compõem o índice Dow Jones de Sustentabilidade (DJSI). Os gastos totais da Companhia em segurança, meio ambiente e saúde (SMS), considerando investimentos e operações, atingiram, em 2009, o montante de R$ 4.488.004, sendo R$ 2.238.734 em segurança, R$ 1.875.065 em meio ambiente e R$ 374.203 em saúde, não estando aí computados os gastos com Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS) e apoio a programas e/ou projetos ambientais externos. Nesse total, estão incluídos os gastos realizados através do PEGASO (Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional), que somaram no exercício, entre investimentos e operações, R$ 598.577.




125

30 Pronunciamentos, interpretações e orientações que entrarão em vigor em 2010

Dentro do processo de convergência das práticas contábeis adotadas no Brasil para as normas internacionais (IFRS) foram emitidos 26 pronunciamentos, 12 interpretações e 1 orientação pelo CPC e referendados pela CVM durante o ano de 2009 com aplicação a partir do exercício de 2010, dentre os quais se destacam: a) CPC 15 – Combinação de Negócios

Estabelece que a companhia adquirente deve reconhecer os ativos adquiridos e os passivos, decorrentes de uma combinação de negócios, pelos seus respectivos valores justos, mensurados na data de aquisição.

b) CPC 18 – Investimentos em Coligada e em Controlada

Especifica como devem ser contabilizados os investimentos em coligadas nas demonstrações contábeis individuais e consolidadas do investidor e em controladas nas demonstrações contábeis da controladora, tendo como novidade a eliminação na parte do investidor nos lucros e prejuízos resultantes de transações ascendentes (upstream) e descendentes (downstream) entre o investidor (incluindo suas controladas consolidadas) e a coligada ou controlada.

c) CPC 19 – Investimentos em Empreendimento Controlado em Conjunto (Joint Venture)

Especifica como contabilizar as participações em empreendimentos controlados em conjunto (joint ventures) e na divulgação dos ativos, passivos, receitas e despesas desses empreendimentos nas demonstrações contábeis dos investidores, destacando-se que o investidor somente os ganhos e perdas decorrentes de transações com a joint venture que for atribuível à participação dos demais empreendedores.

d) CPC 20 – Custos de Empréstimos

Define quais custos de empréstimos são diretamente atribuídos à aquisição, à construção ou à produção de ativos qualificáveis para a sua capitalização formam parte do custo de tais ativos. Adicionalmente, permite a capitalização de custos de empréstimos sem destinação específica, por meio de uma taxa média ponderada dos custos dos empréstimos que estiverem vigentes no período.




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e) CPC 26 – Apresentação das Demonstrações Contábeis

Define a base de apresentação das demonstrações contábeis para assegurar a comparabilidade com períodos anteriores da mesma entidade, bem como com as demonstrações contábeis de outras entidades, trazendo como principal novidade a demonstração do resultado abrangente.

f) ICPC 10 – Interpretação sobre a Aplicação Inicial ao Ativo Imobilizado e à

Propriedade para Investimento dos Pronunciamentos Técnicos CPCs 27, 28, 37 e 43

Dentre os diversos esclarecimentos, destaca-se o processo de revisão inicial e periódica das taxas de depreciação do ativo imobilizado e os requisitos necessários para essa revisão.

Face ao exposto, a Companhia está em processo de avaliação dos potenciais efeitos relativos a esses pronunciamentos e interpretação, bem como aos demais pronunciamentos, interpretações e orientações emitidos ao longo de 2009, nas demonstrações contábeis relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2009 a serem apresentadas comparativamente às demonstrações contábeis relativas ao exercício a findar-se em 31 de dezembro de 2010.




127

31 Eventos Subsequentes

31.1 Acordo de investimentos entre Petrobras, Petroquisa e Odebrecht

Em 22 de janeiro de 2010, conforme fato Relevante divulgado ao mercado, foi celebrado um acordo de investimento, entre Petrobras, Petroquisa e Odebrecht, o qual estabelece que a operação de integração das participações petroquímicas se dará por meio das seguintes etapas: (i) a formação de uma holding, a BRK Investimentos Petroquímicos S.A. (“BRK”), que deterá a totalidade das ações ordinárias de emissão da Braskem atualmente detidas por Odebrecht, Petroquisa e Petrobras; (ii) aportes de recursos na BRK, a serem realizados em dinheiro por Odebrecht e Petrobras; (iii) aumento de capital da Braskem a ser realizado sob a forma de uma subscrição privada por seus acionistas; (iv) aquisição pela Braskem das ações da Quattor detidas pela Unipar; e (v) aquisição pela Braskem de 100% das ações da Unipar Comercial e Distribuidora S.A. (“Unipar Comercial”) e de 33,33% das ações da Polibutenos S.A. Indústrias Químicas (“Polibutenos”); (vi) incorporação pela Braskem das ações da Quattor detidas pela Petrobras e Petroquisa. Também nesta data, Odebrecht, Petrobras, Petroquisa e Braskem celebraram um acordo de associação que tem como objetivo regular sua relação comercial e societária no Complexo Petroquímico do Estado do Rio de Janeiro (“COMPERJ”) e no Complexo Petroquímico de Suape (“Complexo de Suape”). O Acordo de Associação prevê que a Braskem assumirá as sociedades que desenvolvem as 1ª. e 2ª. gerações petroquímicas do COMPERJ, bem como adquirirá gradualmente participação nas sociedades que desenvolvem os negócios do Complexo de Suape, nos termos e condições acordadas no Acordo de Associação. Tais transações se harmonizam com o interesse de Odebrecht e Petrobras em integrar seus interesses petroquímicos na Braskem. Dando seguimento à operação de reestruturação, em 11 de fevereiro de 2010 a W.B.W., subsidiária integral da Petroquisa detentora de 31% do capital votante da Braskem, foi incorporada pela BRK. Com esse movimento, Odebrecht e Petrobras iniciam o processo de concentração da totalidade de suas ações ordinárias de emissão da Braskem na BRK. Como resultado, a BRK passa a ser titular de ações ordinárias de emissão da Braskem correspondentes a 93,3% do seu capital votante. Até 05 de abril de 2010, a Petrobras irá aportar R$ 2,5 bilhões na BRK que participará com R$ 3,5 bilhões no aumento de capital da Braskem.




128

31.2 Petrobras Biocombustível adquire participação em usina de etanol

Em janeiro de 2010, a Petrobras Biocombustível integralizou R$ 65 milhões no capital social da Total Agroindústria Canavieira S.A., conforme compromisso estabelecido, na Ata de Assembléia Geral Extraordinária de 22 de dezembro de 2009, de integralizar o montante de R$ 150 milhões até março de 2011, quando passará a deter 40,4% do capital social. A iniciativa, em linha, com planejamento estratégico 2009-2013, insere a Companhia no mercado de etanol. A parceria viabilizará a ampliação da usina para uma capacidade total de 203 milhões de litros por ano, com um excedente de energia elétrica para comercialização de 38,5 MW, gerada pelo aproveitamento do bagaço de cana-de-açúcar.

31.3 Segundo saque do financiamento com o China Development Bank

Em 10 de fevereiro de 2010, a Petrobras realizou o segundo saque no valor de US$ 2 bilhões, relativo ao contrato de financiamento celebrado com China Development Bank Corporation (CDB) em 03 de novembro de 2009.

31.4 Leilões de venda de gás natural em contratos de curto prazo

Em 16 de março de 2010 a Petrobras realizou o décimo leilão eletrônico de gás natural, quando dezesseis distribuidoras de gás natural participaram desse leilão e arremataram 6,87 milhões de m³/dia. As vendas foram realizadas em submercados definidos a partir das características logísticas de cada região, tendo como novidade a interligação gasífera das regiões Sudeste e Nordeste por meio do Gasene, gasoduto que, segundo estimativas da Administração, estará em operação comercial em abril de 2010.


Informações Adicionais sobre Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás (Não Auditadas)


129

Informações sobre reservas

As reservas de petróleo e gás provadas líquidas foram estimadas pela Companhia, em conformidade com os conceitos de reservas definidos pela “Securities and Exchange Commission”, de acordo com o ASC Topic 932 - Divulgações Sobre Atividades Relativas à Produção de Petróleo e Gás (substituto do SFAS 69). As reservas de petróleo e gás provadas correspondem às quantidades estimadas de petróleo bruto, gás natural e condensado que pela análise dos dados de geo-engenharia, podem ser estimados com razoável certeza, considerados comerciais, de um reservatório conhecido, sob condições econômicas definidas, métodos de operação conhecidos e sob as condições regulatórias vigentes, numa determinada data. As reservas provadas desenvolvidas correspondem às quantidades de hidrocarbonetos que se espera recuperar nos projetos existentes de explotação de óleo e gás através de poços, equipamentos e métodos operacionais existentes. As reservas provadas não desenvolvidas correspondem aos volumes de hidrocarbonetos que se esperam recuperar em função de investimentos futuros em perfuração de poços, em equipamentos adicionais. A estimativa de reservas possui incertezas inerentes ao negócio, e assim sendo alterações podem ocorrer à medida que se amplia o conhecimento, a partir da aquisição de novas informações. Em 2009, a Companhia apresentou uma significativa apropriação de reservas provadas em função do aumento do preço internacional do petróleo e dos resultados obtidos em campos já existentes, através de projetos que visavam aumento da recuperação dos mesmos. Nas estimativas de reservas não foram considerados os volumes do Pré-Sal da Bacia de Santos que se encontram em avaliação, porém, o Pré-Sal do Espírito Santo está contribuindo com 182 milhões de barris de óleo equivalente para as reservas provadas. Nas reservas provadas internacionais de 2009, não estão sendo incluídas as reservas da Bolívia, atendendo à exigência da Nova Constituição Política do Estado (NCPE), que proíbe a anotação e registro das reservas de óleo e gás por empresas privadas no país.


Informações Adicionais sobre Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás (Não Auditadas)


130

As reservas de petróleo e gás provadas líquidas estimadas pela Companhia estão apresentados na tabela a seguir:

Petróleo (bilhões de bbl) Gás (bilhões de m³) Petróleo + Gás (bilhões de boe)

Brasil Internacional Total Brasil Internacional Total Brasil Internacional Total

Saldo em 31/12/2008 8,716 0,390 9,106 247,643 79,100 326,743 10,274 0,856 11,130

Variação das reservas 1,892 0,001 1,893 28,763 (41,251) (12,488) 2,074 (0,243) 1,831

Produção (0,689) (0,048) (0,737) (15,163) (6,041) (21,204) (0,785) (0,083) (0,868)

Saldo em 31/12/2009 9,919 0,343 10,262 261,243 31,808 293,051 11,563 0,530 12,093

Reserva de empresas não consolidadas

Saldo em 31/12/2008 0,048 0,048 2,142 2,142 0,061 0,061

Saldo em 31/12/2009 0,040 0,040 1,787 1,787 0,051 0,051 Reservas provadas e desenvolvidas

Em 31/12/2008 5,346 0,211 5,557 134,340 49,694 184,034 6,191 0,504 6,695

Em 31/12/2009 6,121 0,202 6,323 142,627 15,709 158,336 7,019 0,295 7,314


Conselho de Administração e Diretoria Executiva

131

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

DILMA VANA ROUSSEFF Presidente

FÁBIO COLLETTI BARBOSA Conselheiro

LUCIANO GALVÃO COUTINHO Conselheiro


Conselheiro

JORGE GERDAU JOHANNPETER Conselheiro

SÉRGIO FRANKLIN QUINTELLA Conselheiro

GUIDO MANTEGA Conselheiro

JOSÉ SERGIO GABRIELLI DE AZEVEDO Conselheiro

SILAS RONDEAU CAVALCANTI SILVA

Conselheiro

DIRETORIA EXECUTIVA

JOSÉ SERGIO GABRIELLI DE AZEVEDO Presidente

ALMIR GUILHERME BARBASSA Diretor Financeiro e de Relações com

Investidores

MARIA DAS GRAÇAS SILVA FOSTER

Diretora de Gás e Energia

GUILHERME DE OLIVEIRA ESTRELLA Diretor de Exploração e Produção

PAULO ROBERTO COSTA Diretor de Abastecimento

JORGE LUIZ ZELADA Diretor Internacional

RENATO DE SOUZA DUQUE Diretor de Serviços

MARCOS MENEZES Contador - CRC-RJ 35.286/O-1

PROCESSO DE PRESTAÇÃO DE CONTAS

JUNTO AO TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO

EXERCÍCIO 2009

ANEXO V

NÚCLEO FIXO 3.7 Demonstrações Financeiras (inclusive notas expl icativas) e parecer do Auditor Independente de subsidiárias selecionadas

a) Internacionais Braspetro Oil Services Company (BRASOIL), Petrobras Internacional Finance Company (PIFCO), Petrobras Netherlands B.V. (PNBV), Braspetro Oil Company (BOC), Petrobras Internacional Braspetro B.V. (PIB BV), consolidado com suas subsidiárias.

b) Nacionais: Transpetro, Gaspetro, BR Distribuidora, Petroquisa, Termoceará, Termorio, Termomacaé, Petrobras Energia, FAFEN Energia e SFE, consolidado com suas subsidiárias.

NÚCLEO VARIÁVEL 2. Ambiente Financeiro

Deverão compor o núcleo variável do ambiente financeiro, para as contas referentes ao exercício de 2009 a serem entregues em 2010, as demonstrações financeiras auditadas por Auditores independentes das subsidiárias:

a) Petrobras Netherlands B.V. – PNBV; b) Petrobras Distribuidoras S.A. – BR Distribuidora; c) Petrobras International Finance Company – PifCO; d) Braspetro Oil Service Company – Brasoil; e) Braspetro Oil Company – BOC; f) Petrobras International Braspetro B.V. – PIBBV; g) Downstream Participações Ltda; h) Petrobras Transporte S.A. – Transpetro; i) Petrobras Gás S.A. – Gaspetro.

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2009 e 2008

2

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2009 e 2008

Conteúdo

Parecer dos auditores independentes 3

Balanço patrimonial 4

Demonstração do resultado 5

Demonstração das mutações do patrimônio líquido 6

Demonstração dos fluxos de caixa 7

Demonstração do valor adicionado 8

Notas explicativas às demonstrações contábeis 9 - 46

4

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro(Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Balanço patrimonialEm 31 de dezembro de 2009 e 2008(Em milhares de reais)

Ativo Nota 2009 2008 2009 2008 Passivo Nota 2009 2008 2009 2008

CirculanteCirculante Financiamentos 13 216.645 111.473 - -

Caixa e equivalentes de caixa 6 3.937.330 489.088 50.061 7.812 Fornecedores 863.292 510.030 59 129 Depósitos vinculados 7 39.550 69.397 - - Impostos, contribuições sociais diferidos Contas a receber - controladora, controladas, e a recolher 15b 668.348 289.863 32.635 24.649

controladas em conjunto e coligadas 12 480.997 659.387 49.687 210.462 Controladora, controladas, controladas em Contas a receber, líquidas - clientes 179.816 160.793 1.802 1.360 conjunto e coligadas 12 1.118.050 723.449 28.124 24.689 Dividendos a receber 12 3.825 - 951.873 703.178 Empréstimos de demais acionistas 14 27.106 18.187 - - Impostos, contribuições sociais diferidos Dividendos propostos - controladora,

e a recuperar 15a 901.287 324.366 107.420 96.070 controladas e coligadas 12 346.495 175.730 346.495 175.730 Outros ativos circulantes 41.658 34.441 624 345 Dividendos propostos - terceiros 88.204 107.801 4 1

5.584.463 1.737.472 1.161.467 1.019.227 Provisão para perdas em investimento 9a 19.344 17.997 19.344 17.997 Provisão para contingências 18 82.069 21.977 74.756 15.106

Não Circulante Outras contas e despesas a pagar 81.657 31.310 8 4 Realizável a Longo Prazo 3.511.210 2.007.817 501.425 258.305

Contas a receber - controladora, controladas, Não Circulante controladas em conjunto e coligadas 12 69.599 48.090 858.627 828.561 Financiamentos 13 5.641.343 656.593 - -

Contas a receber, líquidas - clientes 16.918 7.930 - - Controladora, controladas, controladas em Títulos e valores mobiliários 8 2.585 2.422 2.585 2.422 conjunto e coligadas 12 773.365 855.091 14.617 13.363 Impostos e contribuição social diferidos 15c 120.980 131.643 27.717 6.368 Empréstimos de demais acionistas 14 167.632 220.323 - - Impostos a recuperar 15a 616.140 135.233 - - Crédito para futuro aumento de capital 12 e 16 3 416.025 3 380.475 Outros ativos realizáveis a longo prazo 16.566 17.447 1.862 1.640 Provisão para contingências 18 5.703 2.703 - -

842.788 342.765 890.791 838.991 Impostos e contribuição social diferidos 15d 322.181 29.528 7.776 7.167 Receitas diferidas 9.141 9.141 - - Outras contas e despesas a pagar 14.568 23.487 - -

6.933.936 2.212.891 22.396 401.005 Investimentos 9 115.425 109.944 4.696.790 2.593.409 Imobilizado 10 10.532.067 6.075.137 858 862 Participações de acionistas não controladores 481.456 280.715 - - Intangível 11 287.168 282.125 294.292 296.511 Diferido 41.960 64.371 - - Patrimônio líquido 17

10.976.620 6.531.577 4.991.940 2.890.782 Capital realizado 4.874.834 2.681.460 4.874.834 2.681.460 Reservas de capital 560 560 560 560 Reservas de lucros 1.601.875 1.428.371 1.644.983 1.407.670

6.477.269 4.110.391 6.520.377 4.089.690

17.403.871 8.611.814 7.044.198 4.749.000 17.403.871 8.611.814 7.044.198 4.749.000

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis

Consolidado Controladora Consolidado Controladora

5


Demonstração do resultadoExercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008(Em milhares de reais, exceto o lucro por ação)

Nota 2009 2008 2009 2008Receita operacional bruta Vendas de produtos 2.000.837 2.256.288 - - Serviços prestados 2.278.922 1.829.381 1.881 2.061

4.279.759 4.085.669 1.881 2.061

Encargos de vendas (718.940) (654.274) (586) (608)

Receita operacional líquida 3.560.819 3.431.395 1.295 1.453 Custo dos produtos vendidos (1.252.281) (1.568.036) - - Custo dos serviços prestados (492.269) (285.127) (1.147) (1.255) Lucro bruto 1.816.269 1.578.232 148 198

Outras (despesas) receitas operacionaisFinanceiras:

Despesas (230.519) (103.588) (7.031) (1.778) Receitas 226.727 110.103 113.132 60.630

Variações monetárias e cambiais, líquidas 896.363 (451.371) (2.909) 71.857 Despesas de vendas (14.012) (8.353) - - Gerais e administrativas:

Honorários da Diretoria e do Conselho de Administração (3.995) (3.929) (128) (114) De administração (155.830) (137.325) (8.859) (8.247)

Tributárias (23.216) (8.915) (2.948) (2.406) Outras despesas operacionais, líquidas (61.415) (39.297) (64.831) (46.327)

634.103 (642.675) 26.426 73.615

Participações em controladas em conjunto e coligadas Resultado de equivalência patrimonial 16.655 20.671 1.375.747 758.049 Amortização de ágio - (70.814) - (70.814)

16.655 (50.143) 1.375.747 687.235

Lucro operacional antes do imposto de renda da contribuição social 2.467.027 885.414 1.402.321 761.048

Imposto de renda 15 (623.678) (119.740) (7.722) (16.185) Contribuição social 15 (226.005) (50.839) (2.789) (4.977)

Lucro operacional antes das participações de acionistas não controladores 1.617.344 714.835 1.391.810 739.886

Participações de acionistas não controladores (288.941) 34.758 - -

Lucro líquido do exercício 1.328.403 749.593 1.391.810 739.886

Lucro por ação - R$ 440,56 355,01

Quantidade de ações ao final do exercício 3.159.196 2.084.106

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.

ControladoraConsolidado

6


Demonstração das mutações do patrimônio líquidoExercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008(Em milhares de reais)

Reserva deCapital capital

subscrito e Incentivos Retenção LucrosNota integralizado fiscais Legal de lucros acumulados Total

Saldos em 1º de janeiro de 2008 1.764.787 560 74.889 768.626 - 2.608.862

Integralização de capital 916.673 - - - - 916.673 Lucro líquido do exercício - - - - 739.886 739.886 Destinações: Reserva legal 17c - - 36.994 - (36.994) - Reserva de retenção de lucros 17d - - - 527.161 (527.161) - Dividendos propostos 17e - - - - (175.731) (175.731)

Saldos em 31 de dezembro de 2008 2.681.460 560 111.883 1.295.787 - 4.089.690

Integralização de capital 2.193.374 - - - - 2.193.374 Lucro líquido do exercício - - - - 1.391.810 1.391.810 Destinações: Reserva legal 17c - - 69.591 - (69.591) - Reserva de retenção de lucros 17d - - - 167.722 (167.722) - Dividendos propostos 17e - - - - (1.154.497) (1.154.497)

4.874.834 560 181.474 1.463.509 - 6.520.377

Saldos em 31 de dezembro de 2009 - 6.520.377


4.875.394 1.644.983

Reservas de lucros

7


Demonstração dos fluxos de caixaEm 31 de dezembro de 2009 e 2008(Em milhares de reais)

2009 2008 2009 2008Atividade operacional

Lucro líquido do exercício 1.328.403 749.593 1.391.810 739.886

Ajustes:Resultado de equivalência patrimonial (16.655) (20.671) (1.375.747) (758.049) Amortização de ágio - 70.814 - 70.814 Participações de acionistas não controladores 288.941 (34.758) - - Depreciações e amortização 210.303 189.907 2.222 1.858 Variações monetárias, cambiais e encargos financeiros sobre financiamentos, operações de mútuo e outras operações (432.822) 215.761 17.007 (126.437) Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos 116.473 992 (25.403) 858 Variação de outros ativos circulantes e não circulantes (35.582) 57.615 (1.107) (1.654) Baixa de bens do ativo permanente - - - 28.387 Variação de outros passivos circulantes e não circulantes (112.479) 465.770 70.762 32.468 Variação de operações de curto prazo com empresas controladas, controladas em conjunto e coligadas: Contas a receber 168.445 (129.306) (1.598.438) (705.289) Contas a pagar 180.114 181.624 (2.126) 5.330

Recursos líquidos provenientes da atividade operacional 1.695.141 1.747.341 (1.521.020) (711.828)

Atividade de financiamentoIntegralização de Capital 1.812.901 759.198 1.812.901 705.198 Financiamentos e operações de mútuo, líquido 5.593.577 (177.246) - - Depósitos vinculados 29.847 (8.846) - - Dividendos pagos a acionistas (993.852) (84.206) (993.852) (84.494)

Recursos líquidos provenientes na atividade de financiamento 6.442.473 488.900 819.049 620.704

Recursos líquidos provenientes da atividade de investimentoInvestimento em negócios de gás e energia 4.768.344 (2.315.990) 744.220 47.930

Variação líquida de caixa e equivalentes de caixa no exercício 3.369.270 (79.749) 42.249 (43.194)

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 489.088 568.837 7.812 51.006

Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 3.858.358 489.088 50.061 7.812

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.


8


Demonstração do valor adicionadoExercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008(Em milhares de reais)

2009 2008 2009 2008Receitas Vendas de produtos e serviços 4.279.759 4.085.669 1.881 2.061 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - constituição (9.038) (3.335) - - Outras receitas operacionais, líquidas 16.276 17.750 - - Receitas relativas à construção de ativos para uso 4.578.471 1.762.969 - -

8.865.468 5.863.053 1.881 2.061 Insumos adquiridos de terceiros

Matérias-primas consumidas (1.343) (917) - - Custo das mercadorias para revenda e serviços (1.971.431) (1.316.737) - - Créditos fiscais sobre produtos para revenda (33.408) (205.447) - - Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (4.147.940) (1.980.577) (72.048) (19.381) Perda e recuperação de ativos - (22.882) - (30.798)

(6.154.122) (3.526.560) (72.048) (50.179)

Valor adicionado bruto 2.711.346 2.336.493 (70.167) (48.118)

Retenções Depreciação e amortização (210.303) (189.907) (2.222) (1.858)

Valor adicionado líquido produzido/(consumido) pela Sociedade 2.501.043 2.146.586 (72.389) (49.976)

Valor adicionado recebido em transferência Resultado de equivalência patrimonial 16.655 20.671 1.375.747 758.049 Receitas financeiras 220.441 151.025 186.434 65.460 Amortização de ágios - (70.814) - (70.814)

237.096 100.882 1.562.181 752.695 Valor adicionado a distribuir 2.738.139 2.247.468 1.489.792 702.719

Distribuição do valor adicionado

Pessoal Salários 29.067 1% 26.736 1% - 0% - 0%

Honorários da diretoria e conselho de administração 3.995 0% 3.928 0% 128 0% 114 0%

Participações dos empregados nos lucros 6.000 0% 701 0% - 0% - 0%

Mão de obra adicional 56.446 2% 54.890 2% 326 0% 3.710 1%

Benefícios, vantagens e plano de saúde 12.428 0% 12.246 1% - 0% - 0%

Fundo de garantia por tempo de serviço - FGTS 2.291 0% 2.139 0% - 0% - 0%

110.227 4% 100.640 4% 454 0% 3.824 1%

Tributos Impostos, taxas e contribuições federais 1.126.311 41% 455.715 20% 39.019 3% 24.505 3%

Impostos, taxas e contribuições estaduais 345.470 13% 374.711 17% 421 0% 529 Impostos, taxas e contribuições municipais 3.585 0% 4.334 0% - - Impostos de renda e contribuição social diferidos 116.473 4% (992) 0% (25.395) (858)

1.591.839 58% 833.768 37% 14.045 1% 24.176 3%

Instituições financeiras e fornecedores Juros, variações cambiais e monetárias (669.471) -24% 598.225 27% 83.483 6% (65.167) -9%

(669.471) -24% 598.225 27% 83.483 6% (65.167) -9%

Acionistas Dividendos 1.242.697 45% 175.731 8% 1.154.497 77% 175.731 25%

Participações de acionistas não controladores 288.941 11% (34.758) -2% - 0% - 0%

Lucros retidos 173.906 6% 573.862 26% 237.313 16% 564.155 80%

1.705.544 62% 714.835 32% 1.391.810 93% 739.886 105%

Valor adicionado distribuído 2.738.139 100% 2.247.468 100% 1.489.792 100% 702.719 100%



Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas explicativas às demonstrações contábeis 31 de dezembro de 2009 e 2008 (Em milhares de reais)

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1 Contexto operacional

A Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (“Gaspetro” ou “Sociedade”) tem por objeto desenvolver projetos para ampliação do mercado de gás natural, mediante a produção, o comércio, a importação, a exportação, a armazenagem, o transporte e a distribuição de gás natural de gás liquefeito de petróleo e de gases raros de quaisquer origens; de fertilizantes, suas matérias primas e produtos correlatos; de energia termoelétrica; de sinais de dados, voz e imagem por meio de sistema de telecomunicações por cabo e rádio, bem como a prestação de serviços técnicos e administrativos relacionados a tais atividades. Para cumprir sua missão, a Sociedade vem desenvolvendo projetos em parceria, por meio da participação no capital de empresas. Dentre os projetos que têm participação da Gaspetro, destacam-se a controlada Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG, a controlada Transportadora Associada de Gás - TAG e as participações societárias (controladas em conjunto) em companhias estaduais distribuidoras de gás natural canalizado, descritas na Nota Explicativa nº 3. A Gaspetro participa de outros projetos ligados ao desenvolvimento do mercado nacional de gás, como os gasodutos de escoamento da produção de gás natural da Região Nordeste-Sudeste, com o objetivo de expansão de malhas de transporte de gás, mediante constituição do Consórcio Malhas para gerir o projeto malhas, formado pelas empresas Transportadora Associada de Gás - TAG (líder do consórcio), Petrobras Transporte S.A. - Transpetro, Nova Transportadora do Sudeste S.A. - NTS e Nova Transportadora do Nordeste S.A. - NTN, além do Gasoduto Uruguaiana - Porto Alegre, no Estado do Rio Grande do Sul, por meio da Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A. - TSB.


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As demonstrações contábeis foram elaboradas com base nas práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09 (MP 449/08), complementadas por pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade e normas da Comissão de Valores Mobiliários - CVM. A autorização para conclusão da preparação destas demonstrações contábeis ocorreu na reunião do Conselho de Administração realizada em 23 de fevereiro de 2010.

3 Princípios de consolidação

O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado corresponde a soma horizontal dos saldos das contas de ativo, passivo, receitas e despesas, segundo a sua natureza, complementada com as seguintes eliminações:

• das participações no capital e reservas mantidas entre elas;

• dos saldos de contas correntes e outras, integrantes do ativo e/ou passivo, mantidos

entre as empresas;

• das parcelas de resultados do exercício, do ativo circulante e não-circulante que correspondem a resultados não realizados economicamente entre as referidas empresas; e

• dos efeitos decorrentes das transações significativas realizadas entre as empresas.


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3 Princípios de consolidação - Continuação As demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2009 e de 2008 abrangem as demonstrações contábeis da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e das seguintes empresas controladas e controladas em conjunto:

Participação no capital - % 2009 2008

Subscrito e

integralizado Votante Subscrito e

integralizado Votante

Controladas Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG 51,00 51,00 51,00 51,00Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG 100,00 100,00 100,00 100,00

Controladas em conjunto

Gás de Alagoas S.A. - ALGAS 41,50 24,50 41,50 24,50Companhia de Gás da Bahia - BAHIAGAS 41,50 24,50 41,50 24,50Companhia Brasiliense de Gás - CEBGAS 32,00 21,00 32,00 21,00CEG RIO S.A. 37,41 26,19 37,41 26,19Companhia de Gás do Ceará - CEGAS 41,50 24,50 41,50 24,50Companhia Paranaense de Gás - COMPAGAS 24,50 24,50 24,50 24,50Companhia de Gás do Amapá - GASAP 37,25 24,50 37,25 24,50Companhia Maranhense de Gás - GASMAR 23,50 21,00 23,50 21,00Companhia de Gás de Minas Gerais - GASMIG 40,00 40,00 40,00 40,00Companhia de Gás do Piauí - GASPISA 37,25 24,50 37,25 24,50Agência Goiânia de Gás Canalizado - GOIASGAS 30,46 19,50 30,46 19,50Companhia Paraibana de Gás - PBGAS 41,50 24,50 41,50 24,50Companhia Potiguar de Gás - POTIGAS 83,00 49,00 83,00 49,00Companhia de Gás Est. Mato Grosso do Sul - MSGAS 49,00 49,00 49,00 49,00Companhia Rondoniense de Gás - RONGAS 41,50 24,50 41,50 24,50Companhia de Gás de Santa Catarina - SCGAS 41,00 23,00 41,00 23,00Empresa Sergipana de Gás - SERGAS 41,50 24,50 41,50 24,50Companhia de Gás do Rio Grande do Sul - SULGAS 49,00 49,00 49,00 49,00GNL Gemini Com. e Logística de Gás Ltda. 40,00 40,00 40,00 40,00TNG Participações Ltda. 50,00 50,00 50,00 50,00TMN Transportadora S.A. 45,00 45,00 45,00 45,00


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3 Princípios de consolidação - Continuação

A conciliação do patrimônio líquido e do lucro líquido do exercício consolidado com os correspondentes patrimônio líquido e lucro líquido do exercício da Controladora, em 31 de dezembro de 2009 e 2008, é demonstrada como segue:

Patrimônio líquido

Lucro líquido do exercício

2009 . 2008 2009 2008

Conforme demonstrações contábeis consolidadas 6.823.738 4.110.391 1.328.403 749.593

Passivo a descoberto de controlada em conjunto (a) 10.798 13.047 - -

Prejuízo de controlada em conjunto limitado ao valor do investimento (a) - - 852 13.047

Efeito da baixa do diferido devido à incorporação da Dataflux (b)

-

-

- (22.819)

Eliminação dos juros capitalizados na Controlada TAG 65.636 - 65.636

-

Reversão de despesa capitalizada da Controlada TBG (32.222) (33.813)

-

-

Eliminações e ajustes (1.104) 65 (3.081) 65

Conforme demonstrações contábeis da controladora 6.866.846 4.089.690 1.391.810 739.886

(a) De acordo com a Instrução CVM nº 247/96, as perdas que forem consideradas de natureza não permanentes (temporárias) sobre os investimentos avaliados pelo método da equivalência patrimonial, cujas investidas não apresentem sinais de paralisação ou necessidade de apoio financeiro da investidora, devem ser limitadas até o valor do investimento da empresa controladora. Portanto, o passivo a descoberto (patrimônio líquido negativo) da MSGÁS não influenciou o resultado e o patrimônio líquido da Gaspetro nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008, gerando um item de conciliação entre as demonstrações contábeis da Controladora e as demonstrações contábeis Consolidadas (Nota Explicativa nº 9-a).

(b) A Dataflux - Serviços de Telecomunicações S.A. foi incorporada em março de 2008 e,

consequentemente, extinta, tendo em vista o modelo de negócios traçados pela Gaspetro. Esta possuía um saldo no ativo diferido (despesas pré-operacionais) oriundo de operações com a TBG e com a própria Gaspetro, as quais geravam, como contrapartida, receitas nestas empresas. Como resultado da incorporação, a Gaspetro baixou o saldo desse ativo diferido, o qual já havia sido eliminado nas demonstrações contábeis consolidadas contra as mencionadas receitas.


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(a) Moeda estrangeira As transações realizadas em moeda estrangeira são convertidas para Reais, pela taxa de câmbio das datas de cada transação.

(b) Uso de estimativas A elaboração de demonstrações contábeis de acordo com as práticas adotadas no Brasil requer que a Administração use de julgamentos na determinação e registro de estimativas contábeis. Ativos e passivos significativos sujeitos a essas estimativas e premissas incluem o valor residual do ativo imobilizado, provisão para devedores duvidosos, provisão para perdas em investimento, imposto de renda diferido ativo, provisão para contingências e valorização de instrumentos derivativos. A liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores diferentes dos estimados, devido a imprecisões inerentes ao processo de sua determinação. A Sociedade revisa as estimativas e premissas pelo menos anualmente.

(c) Apuração do resultado O resultado, apurado pelo regime de competência, inclui: os rendimentos, encargos e variações monetárias ou cambiais a índices ou taxas oficiais, incidentes sobre ativos e passivos circulantes e não circulantes, incluindo, quando aplicável, os efeitos de ajustes de ativos para o valor de mercado ou de realização, bem como a provisão para devedores duvidosos, quando requerida, constituída em limite considerado suficiente para cobrir possíveis perdas na realização das contas a receber. A receita de vendas é reconhecida no resultado quando todos os riscos e benefícios inerentes ao produto são transferidos para o comprador. A receita de serviços prestados é reconhecida no resultado em função de sua realização.

(d) Caixa e equivalentes de caixa

Estão representados por aplicações de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em três meses ou menos da data de aquisição.


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4 Sumário das principais práticas contábeis - Continuação

(e) Títulos e valores mobiliários

Os títulos e valores mobiliários são classificados, no reconhecimento inicial, com base nas estratégias da Administração para esses títulos, sob as seguintes categorias: • Os títulos para negociação são mensurados ao valor justo. Os juros, atualização

monetária e as variações decorrentes da avaliação ao valor justo são registrados no resultado quando incorridos.

• Os títulos disponíveis para venda são mensurados ao valor justo. Os juros e

atualização monetária são registrados no resultado, quando incorridos, enquanto que as variações decorrentes da avaliação ao valor justo são registradas em ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido, sendo transferidos para o resultado do exercício, quando de sua liquidação.

• Os títulos mantidos até o vencimento são mensurados pelo custo de aquisição,

acrescidos por juros e atualização monetária que são registrados no resultado quando incorridos.

(f) Contas a receber

As contas a receber de clientes são registradas pelo valor faturado, ajustado ao valor presente, quando relevante, incluindo os respectivos impostos. A provisão para devedores duvidosos foi constituída em montante considerado suficiente pela administração para fazer face às eventuais perdas na realização dos créditos.

(g) Investimentos Os investimentos em controladas e coligadas com participação no capital votante superior a 20% ou com influência significativa e em demais sociedades que fazem parte de um mesmo grupo ou que estejam sob controle comum são avaliadas por equivalência patrimonial. Outros investimentos que não se enquadram na categoria acima são avaliados ao custo de aquisição deduzido de provisão para desvalorização, quando aplicável.


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(h) Ativos intangíveis Os seguintes critérios são aplicados para os ativos intangíveis: • Adquiridos de terceiros por meio de combinação de negócios: ágio apurado nas

aquisições envolvendo combinações de negócios. • Ativos intangíveis adquiridos de terceiros: são mensurados pelo custo total de

aquisição, menos as despesas de amortização. Os ativos intangíveis com vida útil definida são amortizados. Os ativos intangíveis com vida útil indefinida e o ágio por expectativa de rentabilidade futura não são amortizados e tem o seu valor recuperável testado, anualmente.

(i) Imobilizado

Registrado ao custo de aquisição, formação ou construção (inclusive juros e demais encargos financeiros). A depreciação é calculada pelo método linear às taxas mencionadas na Nota Explicativa nº 10 e leva em consideração o tempo de vida útil estimado dos bens. Outros gastos são capitalizados quando há um aumento nos benefícios econômicos desse item do imobilizado. Qualquer outro tipo de gasto é reconhecido no resultado como despesa quando incorrido.

(j) Diferido A Sociedade manteve o saldo do ativo diferido de 31 de dezembro de 2008, que continuará a ser amortizado em até 10 anos, sujeito ao teste por “impairment”, em conformidade com a Lei 11.941/09.

(k) Ativos Circulante e Não Circulante São apresentados pelo valor líquido de realização.

(l) Redução ao valor recuperável de ativos O ativo imobilizado, intangível e diferido tem seu valor recuperável testado, no mínimo, anualmente, caso haja indicadores de perda de valor. O goodwill e os ativos intangíveis com vida útil indefinida têm a recuperação do seu valor testada anualmente independentemente de haver indicadores de perda de valor.


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(m) Empréstimos e financiamentos São reconhecidos inicialmente pelo valor justo menos os custos de transação incorridos e, após o reconhecimento inicial, são mensurados pelo custo amortizado utilizando-se do método da taxa de juros efetiva.

(n) Imposto de renda e contribuição social Esses impostos são calculados e registrados com base nas alíquotas efetivas vigentes na data de elaboração das demonstrações contábeis. Os impostos diferidos são reconhecidos em função das diferenças intertemporais e prejuízo fiscal e base negativa da contribuição social, quando aplicável. Os impostos ativos deferidos decorrentes de prejuízo fiscal, base negativa da Contribuição Social e diferenças temporárias levam em consideração o histórico de rentabilidade e a expectativa de lucros tributáveis futuros fundamentada em estudo técnico de viabilidade, aprovados pelos órgãos da Administração. No momento da entrega da Declaração de Imposto de Renda Pessoa Jurídica - DIPJ do ano-calendário 2008, a Sociedade confirmou sua opção pelo Regime Tributário de Transição - RTT, previsto na Lei 11.941/09. A apuração do imposto de renda e da contribuição social relativa ao exercício de 2009 obedeceu ao mesmo critério daquela efetuada em 2008. Com isso esses tributos foram calculados e registrados com base nas alíquotas efetivas vigentes na data de elaboração das demonstrações contábeis, cujas bases não consideraram as alterações introduzidas pela Lei 11.638/2007.

5 Novas normas contábeis

No processo de convergência das práticas contábeis adotadas no Brasil para as normas internacionais de relatórios financeiros (IFRS) diversas normas foram emitidas durante o ano de 2009 com aplicação mandatória para os exercícios encerrados a partir de dezembro de 2010 e para as demonstrações contábeis de 2009 a serem divulgadas em conjunto com as demonstrações de 2010 para fins de comparação. A Companhia está em processo de avaliação dos potenciais efeitos relativos a essas normas, as quais poderão ter impacto relevante nas demonstrações financeiras relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2009 a serem apresentadas comparativamente às demonstrações contábeis relativas ao exercício a findar-se em 31 de dezembro de 2010, bem como sobre os próximos exercícios.


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Consolidado Controladora 2009 2008 2009 2008 Caixa e bancos 26.020 44.878 416 784 Aplicações financeiras:

No País - Fundo de Renda Fixa e de direitos creditórios (FIDC) 3.911.310 444.210 49.645 7.028

3.937.330 489.088 50.061 7.812 As aplicações financeiras no país possuem liquidez imediata e são representadas por quotas de fundos exclusivos, cujos recursos estão aplicados em títulos públicos federais e operações de derivativos, executadas pelos gestores dos fundos, com contratos futuros de dólar norte-americano e de DI (Depósito Interbancário) com garantia da BM&F (Bolsa de Mercadorias & Futuros). Os fundos exclusivos não possuem obrigações financeiras significativas, limitando-se às obrigações diárias de ajuste das posições na BM&F, serviços de auditoria, taxas de serviços relativas à custódia dos ativos e execução de operações financeiras e demais despesas administrativas. Os saldos das aplicações financeiras estão atualizados pelos rendimentos auferidos, reconhecidos proporcionalmente até a data das demonstrações contábeis, não excedendo os seus respectivos valores de mercado.

7 Depósitos vinculados

Do saldo total de depósitos vinculados em 31 de dezembro de 2009, o montante de R$39.069 (R$68.956 em 2008) está destinado ao pagamento do serviço da dívida dos financiamentos das agências multilaterais de crédito e dos contratos de financiamento de materiais e equipamentos repassados pela Petrobras à TBG, e R$481 (R$446 em 2008) referem-se a recursos para gastos com projetos específicos de preservação do meio ambiente. Esses depósitos são mantidos no Banco do Brasil S.A., e estão representados, por cotas de fundo de renda fixa, com valorização de 9,8% (12,2% em 2008), e de fundo cambial com desvalorização de 24,2% (valorização de 33,2% em 2008).


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8 Títulos e valores mobiliários

Referem-se a títulos públicos recebidos pela Sociedade, por ocasião das alienações de participações societárias no âmbito do Programa Nacional de Desestatização (PND). Estes títulos encontram-se bloqueados por decisão administrativa da Secretaria do Tesouro Nacional (STN) desde 1997. A Gaspetro, além da petição encaminhada ao Juiz da 15ª Vara federal de Brasília (Ação Popular nº 93.00.08452-6), na qualidade de Terceiro Prejudicado, protocolou, em 14 de novembro de 2006, requerimento junto ao STN visando o desbloqueio dos TDAs, de modo a efetivar a permuta por NTN-P. Conforme disposto no Decreto nº 2.274/1997, que permitiu a conversão desses títulos em NTN-P, a Gaspetro vem efetuando a atualização monetária com base na rentabilidade desses títulos, e aguardando o desbloqueio pela Secretaria do Tesouro Nacional (STN). Em 31 de dezembro de 2009 o saldo registrado na conta era de R$2.585 (R$2.422 em 2008).


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9 Investimentos - Controladora

(a) Mutação dos investimentos

TBG TAG 2009 2008 BAHIAGÁS SULGÁS GASMIG SCGÁS Outras Partc. 2009 2008 COPERGÁS TSB 2009 2008

No início do exercício 292.173 1.516.120 1.808.293 516.391 132.619 58.736 159.718 72.861 251.687 675.621 626.036 77.273 7.316 84.589 68.753

Aquisição e aporte de capital 1.660.000 1.660.000 332.704 120.000 4.764 124.764 7.575 (750) (750) - Equivalência patrimonial 300.735 888.057 1.188.792 576.595 32.107 29.537 29.368 21.316 57.834 170.162 160.783 16.743 50 16.793 20.671 Dividendos (93.840) (843.654) (937.494) (693.231) (25.732) (24.305) (9.408) (13.112) (35.709) (108.266) (118.773) (10.620) (10.620) (4.835) Incorporação - 1.075.834 No fim do exercício 499.068 3.220.523 3.719.591 1.808.293 138.994 63.968 299.678 81.065 278.576 862.281 675.621 83.396 6.616 90.012 84.589

2009 2008

Controladas, controladas em conjunto e coligadas 4.671.884 2.568.503 Participações acionárias avaliadas a custo - exterior (b) 24.254 24.254 Participações acionárias avaliadas a custo - Brasil 92 92 Outros investimentos 560 560 Total dos investimentos antes do ágio 4.696.790 2.593.409

Saldo de ágio (c) 268.978 268.978 Total dos investimentos 4.965.768 2.862.387

Provisão para perdas em investimento - passivo (a) 19.344 17.997

Controladas Controladas em conjunto Coligadas

(a) A provisão para perdas em investimento no montante de R$ 19.344 em 31 de dezembro de 2009 (R$ 17.997 em 2008) está apresentada no passivo circulante e corresponde ao investimento na controlada Indústria Carboquímica Catarinense S.A. - ICC, a qual se e

(b) Refere-se ao investimento na Gás Transboliviano S.A. - GTB, o qual deixou de ser avaliado pelo método de equivalência patrimonial em 2008. Nenhuma provisão para desvaloriação foi considerada necessária.

(c) Apesar do passivo a descoberto, a Gaspetro manteve registrado em seu Ativo (Intangível) o saldo do ágio referente à MSGÁS (R$ 8.238 em 2009), tendo em vista a manutenção de expectativa de lucratividade futura, conforme confirmado pelo resultado do flu


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9 Investimentos - Controladora - Continuação (b) Informações sobre as controladas, controladas em conjunto e coligadas

Milhares de ações

Capital subscrito em 31 de dezembro de 2009

Total de ações

ordináriasou quotas

Total de ações

preferenciaisPatrimônio

líquido

Lucro líquido

(prejuízo) do exercício/ período(*)

Controladas Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG (1) 203.288 203.288 - 978.564 589.676 Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG (1) 3.145.540 3.145.334 - 3.220.523 888.057 Controladas em conjunto (*) Gás de Alagoas S.A. - ALGAS (2) 21.381 86.317 172.634 37.308 8.435 Companhia de Gás da Bahia - BAHIAGAS (1) 242.308 3.440 6.881 334.923 82.061 Companhia Brasiliense de Gás - CEBGAS (3) 5.100 60 120 2.260 (501)CEG RIO S.A. (2) 72.337 665.008 1.330.022 200.847 75.373 Companhia de Gás do Ceará - CEGAS (4) 56.844 13.133 26.667 81.229 22.322 Companhia Paranaense de Gás - COMPAGAS (1) 111.140 11.200 22.400 195.351 33.424 Companhia de Gás do Amapá - GASAP (3) 1.500 240 240 539 (142)Companhia Maranhense de Gás - GASMAR (3) 3.070 451 451 2.699 (371)Companhia de Gás de Minas Gerais - GASMIG (1) 643.780 136.418 272.837 749.194 71.705 Companhia de Gás do Piauí - GASPISA (3) 5.053 734 734 4.141 (616)Agência Goiânia de Gás Canalizado - GOIASGAS (3) 5.000 1.000 2.000 2.073 (572)Companhia Paraibana de Gás - PBGAS (4) 38.122 397 793 69.134 10.908 Companhia Potiguar de Gás - POTIGAS (2) 35.369 1.415 2.830 43.831 4.790 Companhia de Gás Est Mato Grosso do Sul - MSGAS (4) 12.775 4.258 8.517 (22.039) (1.741)Companhia Rondoniense de Gás - RONGAS (3) 2.865 1 2 2.386 (478)Companhia de Gás de Santa Catarina - SCGAS (1) 121.545 3.583 7.166 197.720 55.463 Empresa Sergipana de Gás - SERGAS (2) 16.801 234 467 31.186 8.057 Companhia de Gás do Rio Grande do Sul SULGAS (1) 67.656 21.563 - 134.759 56.070 GNL Gemini Com. e Logística de Gás Ltda. (**) (1) 55.613 55.613 - 40.981 1.685 TMN Transportadora S.A. (2) 12.240 6.120 6.120 11.609 (631)TNG Participações Ltda. (**) (2) 12.626 12.626 - 7.898 (545) Coligadas (*) Companhia Pernambucana de Gás - COPERGÁS (2) 88.513 21.873 43.745 211.797 38.095 Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A. - TSB (3) 26.692 80.500 - 26.458 339

(*) Para a avaliação dos investimentos pelo método de equivalência patrimonial e elaboração das demonstrações contábeis consolidadas na Gaspetro, relativas às controladas em conjunto e coligadas, em virtude do curto prazo para o encaminhamento de informações para a sua Controladora, foram utilizadas demonstrações contábeis para o período de 12 meses findo em 30 de novembro de 2009.

(**) Sociedades cujo capital é formado com quotas de participação.

(1) Auditadas na extensão julgada suficiente pelos mesmos auditores da controladora.

(2) Auditadas por outros auditores independentes.

(3) Não incluídas no processo normal de exame das demonstrações contábeis da Gaspetro.

(4) Possuem auditoria independente contratada, mas não apresentaram o exame sobre as demonstrações contábeis auditadas para o período findo em 30 de novembro de 2009.


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9 Investimentos - Controladora - Continuação

(c) Informações sobre as controladas

• Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG: A Transportadora

Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - Constituída em 18 de abril de 1997, tem por objeto social a operação do Gasoduto Bolívia-Brasil, no lado brasileiro, e as atividades associadas ao transporte de gás natural na sua região de influência, incluindo telecomunicação por fibra ótica.

• Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG: Constituída em 15 de janeiro de

2002, tem por objeto social a operação de transporte e armazenagem de gás em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros, realização de projetos de engenharia, construção, instalação, operação e manutenção de gasodutos, terminais ou embarcações, destinados a transportar gás em geral e realização de serviços técnicos e administrativos relacionados às suas atividades, bem como a constituição de sociedades.

(d) Informações sobre controladas em conjunto incluídas na consolidação,

proporcional à participação da Gaspetro em 31 de dezembro de 2009 e 2008:

2009 2008

BAHIAGÁS SULGÁS GASMIG SCGÁS CEG-RIOOutras Distrib.

Outras Cias TOTAL TOTAL

Ativo circulante 92.787 77.562 220.217 60.378 51.320 200.575 10.058 712.897 745.902Ativo não

circulante 1.887 6.080 9.767 11.929 41.814 18.632 418 90.527 43.752Investimento - 24 140 1 - 341 - 506 448Imobilizado 84.660 36.441 253.559 62.825 91.334 152.965 22.496 703.279 540.555Intangível 84 315 1.802 498 310 2.464 1.668 7.141 4.289Diferido - 1.348 - - 13.206 4.145 3.504 22.203 36.606 Passivo

circulante 39.576 55.123 170.554 46.768 69.820 179.792 10.617 572.250 551.432Passivo não

circulante 848 1.679 15.253 7.798 53.036 30.213 2.796 111.623 158.194 Receita operac.

líquida 319.778 159.954 174.584 177.724 391.006 344.228 10.691 1.577.965 1.854.535Lucro líquido do exercício 34.055 25.810 28.682 22.740 28.194 33.023 118 172.622 135.656Percentual de

participação - % 41,5% 49,0% 40,0% 41,0% 37,41%

23,5% a 83,0%

40,0% a 50,0%


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(d) Informações sobre controladas em conjunto incluídas na consolidação, proporcional à participação da Gaspetro em 31 de dezembro de 2009 - Continuação

As companhias estaduais distribuidoras de gás natural canalizado, além da venda do gás natural, podem executar serviços relativos à pesquisa tecnológica, produção, aquisição, armazenamento, distribuição e comercialização de gás e seus subprodutos e derivados, de acordo com a evolução tecnológica, o desenvolvimento econômico e as necessidades sociais. Poderá, subsidiariamente, efetuar a aquisição, montagem e eventual fabricação de equipamentos e componentes, otimizando o uso de gás e seus subprodutos e derivados, bem como executar os serviços. Nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008 estão sendo consolidadas proporcionalmente as participações no capital social das companhias estaduais distribuidoras de gás natural canalizado, nas quais se configura o controle compartilhado, à exceção da COPERGÁS, onde, sob força de liminar obtida em ação cautelar, foi atribuído o controle ao Governo do Estado de Pernambuco, seu acionista majoritário, ficando, assim, descaracterizado o controle compartilhado. Apesar da Gaspetro ainda exercer normalmente seus direitos de acionista, por conta de liberalidade do Governo do Estado de Pernambuco, conservadoramente, a COPERGÁS não é consolidada proporcionalmente, devido à vigência da citada liminar.

(e) Informações sobre coligadas, proporcional à participação da Gaspetro em

31 de dezembro 2009

COLIGADAS

COPERGÁS TSB

Ativo circulante 42.000 828Ativo não circulante 3.371 19Imobilizado 69.912 5.644Intangível 396 1Diferido - 456 Passivo circulante 27.737 249Passivo não circulante 47 83 Receita operacional líquida 137.329 910Lucro líquido do exercício 15.809 85 Percentual de participação - % 41,5% 25,0%


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(f) Outras informações sobre coligadas

Companhia Pernambucana de Gás - COPERGÁS

Os consultores jurídicos da Companhia relataram uma ação não provisionada com risco de perda possível. A ação, movida pelo fornecedor GDK S.A., pleiteia a rescisão indireta de contrato e indenização por prejuízos estimados e lucros cessantes. Segundo os seus advogados, o valor atualizado da causa soma R$ 74.316.

(g) Outras informações sobre controladas em conjunto

Os auditores independentes das controladas em conjunto, listadas a seguir, enfatizaram os seguintes assuntos: Companhia de Gás de Minas Gerais - GASMIG Em 03 de dezembro de 2009, a distribuidora recebeu R$ 221.441 mil do BNDES PARTICIPAÇÕES S.A. - BNDESPAR, através da subscrição de ações simples, não comercializáveis (emissão privada para subscrição exclusiva pelo BNDES) com o objetivo de captar recursos para financiar investimentos em expansões da rede de distribuição de gás natural do Estado de Minas Gerais nas regiões do Vale do Aço e Sul de Minas. As debêntures emitidas serão remuneradas à taxa de 2,12% a.a, acima da TJLP, acrescida de 1% a.a. a título de custo de captação, observada a sistemática estabelecida no contrato de promessa de subscrição de debêntures simples. Essa captação, aprovada pelos acionistas na Assembléia Geral Extraordinária da GASMIG, realizada no dia 05 de outubro de 2009, pode alcançar R$294.000. GNL Gemini Comercialização e Logística de Gás Ltda. A empresa, que apresentou lucro líquido de R$ 1.685 no período findo de 12 meses em 30 de novembro de 2009, apresenta prejuízos acumulados e o capital circulante negativo, sendo dependente do suporte financeiro dos quotistas e/ou de recursos de terceiros até que suas operações se tornem rentáveis, o que poderia ocorrer por meio da revisão do acordo operativo do Consórcio Gemini, no que diz respeito à receita que cabe GNL Gemini e/ou através de outras ações. As demonstrações contábeis da empresa foram preparadas no pressuposto de continuidade de suas operações.


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9 Investimentos - Controladora - Continuação (g) Outras informações sobre controladas em conjunto - continuação

Companhia de Gás de Santa Catarina - SCGÁS Em abril de 2008 e 2009, a Companhia efetuou o pagamento de R$ 7.259 e R$ 3.955, respectivamente, à Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras em decorrência da existência de cláusulas de “Take or Pay” no contrato de fornecimento de gás. Estes valores foram contabilizados no ativo realizável a longo prazo em razão do fato do referido contrato contemplar a possibilidade de recuperação de tais valores, por meio de compensação nas faturas futuras de compra de gás, desde que a Companhia passe a adquirir o volume médio mínimo de 1.800.000 m3/dia, até o ano 2017 e 2018, respectivamente. Segundo as projeções da Administração a compra do mencionado volume médio mínimo deverá ser atingido no ano de 2011.

Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul - SULGÁS Em virtude das cláusulas contidas no contrato de compra de gás importado da YPF S.A., situada na Argentina, a Companhia, em 30 de novembro de 2009, apresenta saldo a pagar para este fornecedor no montante aproximado de R$ 26.600, relacionado à cobrança pelo volume contratado e não retirado (Take or Pay). A compra antecipada desse gás é integralmente transferida para a AES SUL, situada na cidade de Uruguaiana/RS, assim como a responsabilidade pelo pagamento dos valores cobrados pela YPF S.A. pelo fornecimento do gás, conforme estabelecido em contrato entre as partes. Em decorrência dessa operação, a Companhia apresenta saldo a receber da AES SUL no mesmo montante a pagar para a YPF S.A., de aproximadamente R$ 26.600. Apesar de existirem garantias contratuais, que asseguram o pagamento dos valores devidos pela AES SUL, caso essas garantias não se realizem, a Companhia incorrerá no risco de ter que efetuar esses pagamentos à YPF S.A. sem que tenha havido a contrapartida por parte da AES SUL. Em 30 de novembro de 2009 esse saldo apresenta-se integralmente com valores vencidos há mais de um ano. A administração da Gaspetro entende que as cláusulas contidas no “Contrato de Indenidade”, datado de 16 de março de 2009, outorgando à AES SUL poderes para requerer a revisão das condições contratuais no âmbito negocial, arbitral ou judicial, garante a transferência à AES SUL de qualquer obrigação de pagar ou fazer e os riscos e benefícios advindos das ações adotadas para o fornecimento de gás natural.


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9 Investimentos - Controladora - Continuação (g) Outras informações sobre controladas em conjunto - continuação

Companhia Potiguar de Gás - POTIGÁS Em função do PROGÁS, programa de incentivo ao uso do Gás Natural, a distribuidora possui registrado no Contas a Receber - Estado do Rio do Grande do Norte Gás Incentivado o valor R$ 23.127. O aditivo ao contrato de compra e venda de gás natural, datado de 5 de fevereiro de 2002, que estabelece as condições para implementação do PROGÁS, não especifica os procedimentos para o levantamento periódico dos créditos para pagamento deste subsídio, em que períodos devem ser levantados, documentos a serem apresentados, responsabilidades das partes e garantias. Devido à subjetividade da operação e apresentação de valores a vários exercícios sem se realizar, não há garantia formalizada que este valor será recebido. Como conseqüência, o ativo circulante e resultado esta a maior em igual valor. A Companhia não realizou, para o exercício de 2009, a avaliação da vida útil econômica estimada para cálculo da depreciação dos bens do imobilizado, conforme determinação da Lei 6.404/76, da deliberação CVM n° 527/07 e deliberação CVM n° 565/08, incorrendo valores registrados no resultado no montante de R$ 4.149.

Sergipe Gás S.A. - SERGÁS A Companhia apresenta créditos vencidos há mais de 360 dias, no valor de R$ 859, de um único cliente. Seus consultores jurídicos entendem que o prognóstico nesse processo é de êxito, entretanto a Companhia está envidando esforços no sentido de obter uma garantia real para o montante mencionado de forma a viabilizar a realização desses créditos.


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10 Imobilizado

Por tipo de ativosTempo devida útil 2008 2008estimado Depreciação Depreciação(em anos) Custo acumulada Líquido Líquido Custo acumulada Líquido Líquido

Edificações e benfeitorias 25 148.925 (3.525) 145.400 9.080 Equipamentos e outros bens 10 354.640 (158.845) 195.795 146.999 40 (39) 1 5 Terrenos 2.484 2.484 2.317 857 857 857 Materiais para investimento (b) 525.656 525.656 526.633 Adiantamentos a fornecedores 254.455 254.455 180.737 Projetos de expansão (b) 6.223.270 6.223.270 2.103.532 Gasodutos de transporte - TAG 30 1.125.286 (500.394) 624.892 446.342 Gasoduto de transporte Bolívia-Brasil (a) 30 3.659.440 (1.400.664) 2.258.776 2.301.679 Outros gasodutos 10 a 30 521.830 (220.491) 301.339 357.818

12.815.986 (2.283.919) 10.532.067 6.075.137 897 (39) 858 862

(b) Refere-se, basicamente, aos gastos incorridos pela controlada TAG na construção dos gasodutos dos Projetos Malhas.

(a) Do custo total, R$2.472.420 referem-se ao trecho norte e R$1.187.020 ao trecho sul, que começaram a ser depreciados em julho de 1999 e abril de 2000, respectivamente. A vida útil-econômica do Gasoduto Bolívia-Brasil foi determinada com base em laudo t

2009Controladora

2009Consolidado


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11 Intangível

(a) Por tipo de ativo

Consolidado 2009 2008 Amortização

Taxa de amortização

% a.a. Custo acumulada Líquido Líquido Software 20% 29.490 (19.310) 10.180 6.676Direitos e concessões 5% 8.046 (36) 8.010 6.471 Subtotal 37.536 (19.346) 18.190 13.157 Ágio - 592.558 (323.580) 268.978 268.978 Total 630.094 (342.927) 287.168 282.125

Controladora 2009 2008 Amortização

Taxa de amortização

% a.a. Custo acumulada Líquido Líquido Software 20% 157 (152) 5 37 Direitos e concessões 5% 43.744 (18.435) 25.309 27.496 Subtotal 43.901 (18.587) 25.314 27.533 Ágio (*) - 592.558 (323.580) 268.978 268.978 Total 636.459 (342.167) 294.292 296.511

(*) O ágio decorrente da aquisição das participações nas distribuidoras de gás natural canalizado não será mais amortizado a partir do exercício social de 2009, em função das atuais práticas contábeis emanadas da legislação societária, conforme a Lei 11.638/07.


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12 Transações com Controladora, Controladas, Controladas em Conjunto e Coligadas

2008 2008Demais

Petrobras empresas Total Total Petrobras TBG TAG REFAP Distrib. Outras Total TotalAtivo Circulante Contas a receber 480.997 - 480.997 659.387 10.103 35.214 1.703 1.039 748 880 49.687 210.462 Dividendos e JSCP a receber - 3.825 3.825 - - 93.840 843.654 - 14.379 - 951.873 703.178

480.997 3.825 484.822 659.387 10.103 129.054 845.357 1.039 15.127 880 1.001.560 913.640 Não circulante Realizável a longo prazo Contas a receber 32.766 36.832 69.598 48.089 - 170.853 650.000 - 3.303 32.767 856.923 282.116 Créditos para futuro aumento de capital - 1 1 1 - - - - - 1.704 1.704 546.445

32.766 36.833 69.599 48.090 - 170.853 650.000 - 3.303 34.471 858.627 828.561 Passivo Circulante Contas a pagar

Repasses de financiamentos (FINAME - vinculados à construção do GASBOL) 54.101 - 54.101 91.487 23.615 4.509 - - - - 28.124 24.689 Aquisição antecipada - capacidade de transporte 199.077 - 199.077 41.476 - - - - - - - - Contrato de Gerenciamento de obras - TAG 476.191 476.191 164.816 Outras contas a pagar 388.681 - 388.681 425.670 - - - - - - - -

1.118.050 - 1.118.050 723.449 23.615 4.509 - - - - 28.124 24.689

Dividendos propostos 346.495 - 346.495 175.730 346.495 - - - - - 346.495 175.730

Não circulante Contas a pagar

Outras Contas a pagar 53.139 - 53.139 33.810 14.617 - - - - - 14.617 13.363 Repasses de financiamentos (FINAME - vinculados à construção do GASBOL) 73.597 - 73.597 171.202 - - - - - - - - Aquisição antecipada - capacidade de transporte 646.629 - 646.629 650.079 - - - - - - - -

773.365 - 773.365 855.091 14.617 - - - - - 14.617 13.363

Créditos para futuro aumento de capital 3 - 3 416.025 3 3 380.475

Resultado do exercício Receita bruta de vendas e serviços prestados 2.274.835 380.372 2.655.207 2.386.813 - 617 - 944 - 1.561 1.742 Rec. Financeiras-inclui variações monetária e cambial 31.024 (9.265) 21.759 33.878 27.066 (27.244) 122.701 - 2.943 (11.552) 113.914 119.318 Desp. Financeiras-inclui variações monetária e cambial 185.159 (5.131) 180.028 (253.067) (11.595) (11) - - (17.007) (7.062)

Consolidado2009

Controladora2009

(5.401) -


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12. Transações com Controladora, Controladas, Controladas em Conjunto e Coligadas - Continuação

As principais operações realizadas com as controladas, controladas em conjunto e coligadas referem-se a contas a pagar à Petrobras, decorrentes de repasse de gastos na construção do Gasoduto Bolívia-Brasil, acrescidas de encargos financeiros compatíveis com os de mercado para operações semelhantes; adiantamentos efetuados pela Petrobras referentes ao contrato de compra antecipada de capacidade de transporte (TCO) e que se destinaram ao financiamento da construção do gasoduto, sujeitos à atualização com base na taxa do dólar norte-americano; serviços de engenharia cobrados à TAG (contratos de CMA) para gerenciamento das obras; contas a receber relacionado aos contratos de transporte de gás (GTA); e financiamentos firmados entre a Petrobras e instituições financeiras para aquisição de materiais e equipamentos, repassados à TBG mediante contratos e nas mesmas condições contratadas originalmente pela Petrobras. As operações comerciais envolvendo o transporte e a venda de gás natural entre a Petrobras e as transportadoras e as distribuidoras de gás natural canalizado, controladas e controladas em conjunto da Gaspetro, respectivamente, são realizadas com base nos valores de mercado, semelhantes àquelas realizadas com as demais companhias estaduais distribuidoras de gás natural canalizado do país. Quanto ao relacionamento da TBG com a Petrobras, que envolve transações comerciais relativas ao transporte de gás natural importado da Bolívia, são realizadas por preços ajustados em contratos do tipo "Ship-or-Pay" de longo prazo. Pela especificidade do empreendimento não há referencial de preço de mercado que possa ser usado neste caso, entretanto as tarifas firmadas suportam a recuperação econômica do Gasoduto Bolívia-Brasil.

Contas a pagar da TBG com a Petrobras

Refere-se ao saldo dos gastos de construção do Gasoduto Bolívia-Brasil que são remunerados com base na variação cambial do dólar norte-americano mais juros de 15% a.a. capitalizados semestralmente e de provisão para outros créditos.

Repasse de financiamentos da TBG com a Petrobras

Tendo iniciado a construção do Gasoduto Bolívia-Brasil antes da efetiva estruturação organizacional da TBG, a Petrobras firmou contratos de financiamento, no montante de US$415 milhões, para aquisição de materiais e equipamentos com instituições financeiras, sendo a principal delas o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES e com agencias de crédito à exportação (ECA’s) do Japão (J EXIM) e Itália (Mediocredito).


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Em julho de 1998, foram firmados contratos "On-lending" entre a Petrobras e a TBG para repasse de financiamentos nas mesmas condições contratadas originalmente pela Petrobras. Esses financiamentos são garantidos por meio do contrato de caução de contas e receitas firmado por e entre a TBG, a Petrobras, na qualidade de credora caucionária das contas correntes de titularidade da TBG e dos recursos nelas depositados, e o Banco do Brasil S.A., como interveniente-anuente. Para os financiamentos em dólares dos Estados Unidos da América, os prazos variam de 12,5 a 15 anos com "spreads" de 2,5% a 3% a.a. acima da LIBOR. Nos financiamentos contratados em ienes, os prazos são de 12 anos a taxas variáveis (Japan Long-Term Prime Rate) acrescidas de "spreads" de 3% a.a. ou taxas fixas de 2,3% a 2,5% a.a. Os financiamentos em liras italianas, posteriormente convertidas em Euros, têm prazo de 10 anos à taxa de 5,17% a.a. e 5 anos à taxa variável (LIBOR) mais 3% a.a.

Adiantamentos recebidos - TBG

Refere-se a valor recebido em adiantamento do contrato TCO, aportado pela Petrobras, equivalente a US$302 milhões que foi destinado ao financiamento da construção do Gasoduto Bolívia-Brasil, conforme previsto no “Acordo de Acionistas da TBG para Aporte de Capital e outras Avenças”, e está sendo liquidado através de prestação de serviços num período de 40 anos, a partir de 2001.

Empréstimos subordinados - TBG

Refere-se a aportes de recursos dos acionistas necessários ao financiamento da construção do Gasoduto Bolívia-Brasil (Nota Explicativa nº 14).

Efeito cambial sobre a tarifa

De acordo com termos contratuais, a tarifa de transporte praticada durante o ano é fixada no mês de janeiro, sendo mensalmente calculada a diferença entre o valor apurado em reais, com a paridade do dólar norte-americano do dia do recebimento, e a tarifa fixada em reais no início do ano. Essas diferenças são registradas no resultado do exercício em que são apuradas, gerando um crédito a receber ou a ressarcir à Petrobras, mediante repasse ou compensação na tarifa de transporte do ano seguinte, considerando as quantidades previstas nos contratos. No exercício de 2009 foi apurado o montante de R$158.674 a ser ressarcido, em 2010, via redução de tarifa (em 2008 foi apurado o montante de R$46.382, cobrado, durante 2009, via aumento de tarifa).


31


Contrato de prestação de fiança

A Gaspetro firmou, em 12 de junho de 2008, com sua controladora Petrobras, contrato de prestação de fiança assumindo a responsabilidade como principal pagadora dos tributos federais suspensos (IN SRF nº 04/2001 e IN SRF nº 284/2003), relativos aos equipamentos admitidos no País na condição de Admissão Temporária sob o Regime Aduaneiro Especial de Exportação e Importação de Bens Destinados às Atividades de Pesquisa e de Lavra das Jazidas de Petróleo e de Gás Natural (REPETRO). A remuneração da Gaspetro em 0,30% (trinta centésimo de cento) ao ano pro-rata ao final de cada ano, sob o montante de tributos suspensos. No exercício de 2009 foi auferida a receita de R$ 9.779 (R$ 1.297 em 2008). Honorários da Administração A remuneração dos membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal da Sociedade foi objeto de deliberação da Assembléia Geral Ordinária, realizada em 7 de abril de 2009. Foi deliberada a fixação do montante global de R$ 425, válida para o período compreendido entre abril de 2009 e março de 2010.

13 Financiamentos

Consolidado Circulante Não Circulante 2009 2008 2009 2008

No exterior Instituições financeiras - Agências Multilaterais de

Crédito (TBG) - (a) 70.270 93.004 369.984 588.607 No País

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (Gasodutos de Transporte - TAG) - (b) 115.436 - 5.228.551 -

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES (Gasodutos de Distribuição) 16.411 15.421 28.778 42.267

Outros 14.528 3.048 14.030 25.719Total 216.645 111.473 5.641.343 656.593


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13 Financiamentos - Continuação

(a) Financiamentos da TBG com agências multilaterais de crédito Em novembro e dezembro de 1998 foram assinados contratos de financiamento com as agências multilaterais de crédito, pelo montante de US$510 milhões, com prazos variando de 15 a 20 anos, e saques efetuados a partir de 1999, cujos saldos em 31 de dezembro de 2009 e 2008 são compostos como segue:

2009 2008

Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) 221.687 330.652

Banco Internacional para Reconstrução e Desenvolvimento (BIRD) 83.862 140.978

Corporación Andina de Fomiento (CAF) 62.459 104.906

Banco Europeu de Investimento (BEI) 72.246 105.075 440.254 681.611 (-) Circulante (70.270) (93.004)

Não circulante 369.984 588.607

Vencimentos do principal e juros dos financiamentos no passivo não circulante

2009 2008 2010 - 110.1532011 76.099 101.0892012 78.037 103.5432013 66.678 106.1442014 50.209 90.8972015 em diante 5.370.320 144.767 5.641.343 656.593


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13 Financiamentos - Continuação

(b) Captações

As principais captações de longo prazo realizadas no país, durante o exercício de 2009, estão demonstradas a seguir:

Data Valor Vencimento Descrição

30.07.2009 5.700.000 31.03.2029

Investimentos da Transportadora Associada de Gás - TAG até 2010 em projetos de gasodutos, com amortizações semestrais do principal, a partir de setembro de 2016, pagamento de juros semestrais de 7,43% a.a. desde setembro de 2009, sujeito à atualização monetária conforme a flutuação da cotação do Dólar norte-americano.

14 Empréstimos de demais acionistas de Controlada - TBG

Empréstimos subordinados Os empréstimos com demais acionistas totalizavam em 31 de dezembro de 2009, R$ 191.259 (R$238.510 em 31 de dezembro de 2008). Esses empréstimos foram aportados na proporção da participação acionária no capital social, em conformidade com o disposto no “Acordo de Acionistas”, e são remunerados à taxa de 15% a.a., capitalizada semestralmente, e seu vencimento poderá ocorrer até 31 de dezembro de 2019.

2009 2008 Curto prazo

BBPP Holding Ltda. 16.039 10.760Transredes do Brasil Ltda. - TRANSREDES 6.639 4.455Shell Gás Transportadora do Brasil Ltda. 2.214 1.486Prisma Energy América do Sul Ltda. 2.214 1.486

27.106 18.187

Longo prazo BBPP Holding Ltda. 97.152 130.395Transredes do Brasil Ltda. - TRANSREDES 40.201 53.958Shell Gás Transportadora do Brasil Ltda. 13.400 17.985Prisma Energy América do Sul Ltda. 13.400 17.985

164.153 220.323

191.259 238.510


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14 Empréstimos de demais acionistas de Controlada - TBG - Continuação Conforme previsto no “Acordo de Acionistas da TBG para Aporte de Capital e outras Avenças”, os recursos necessários à construção do Gasoduto Bolívia-Brasil incluiu repasse de recursos dos acionistas nos montantes de US$310 milhões, destinados a comportar o orçamento básico do empreendimento, e US$19 milhões para os gastos administrativos anteriores ao início de operação do Gasoduto Bolívia-Brasil. Destes totais, 59% e 50%, respectivamente, foram registrados como empréstimos subordinados. O valor restante foi registrado como capital social. A liquidação desses empréstimos está subordinada a quitação dos financiamentos obtidos junto às agências multilaterais de crédito e às agências de crédito à exportação, que possuem condição prioritária de pagamento.

15 Impostos e contribuições sociais

(a) Impostos e contribuições sociais a recuperar

Consolidado Controladora Ativo circulante e não circulante 2009 2008 2009 2008

ICMS a recuperar 319.060 185.731 - -PASEP/COFINS a recuperar 404.830 4.486 - -Imposto de renda a recuperar 473.295 137.346 82.651 74.914Contribuição social a recuperar 149.857 47.632 6.168 7.218Imposto de renda e contribuição social diferidos 240.879 208.216 45.949 19.938Outros impostos a recuperar 50.486 7.831 369 368

1.638.407 591.242 135.137 102.438(-) Circulante (901.287) (324.366) (107.420) (96.070)

Não circulante 737.120 266.876 27.717 6.368


35

15 Impostos e contribuições sociais - Continuação

(b) Impostos e contribuições sociais a recolher Consolidado Controladora

Passivo Circulante 2009 2008 2009 2008

ICMS 20.888 35.968 1.621 1.108 COFINS 19.537 9.591 1.508 1.225 PASEP 4.301 2.133 327 266 Imposto de renda e contribuição social

correntes e diferidos

603.573 231.141 29.157 22.016 Outras taxas 20.049 11.030 22 34

668.348 289.863 32.635 24.649

(c) Impostos e contribuição social diferidos - Não Circulante Consolidado Controladora 2009 2008 2009 2008

Ativo - Não Circulante Imposto de renda e contribuição social

diferidos

120.980 131.643 27.717 6.368Passivo - Não circulante Imposto de renda e contribuição social

diferidos

322.181 29.528 7.776 7.167

(d) Imposto de renda e contribuição social diferidos

Os fundamentos e as expectativas para realização dos ativos e obrigações fiscais diferidos estão apresentados a seguir:

Imposto de renda e contribuição social diferidos ativos

2009 Natureza Consolidado Controladora

Prejuízos fiscais 176.555 - Outros 64.324 45.949 Total 240.879 45.949 Não circulante (120.980) (27.717) Circulante 119.899 18.232


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(d) Imposto de renda e contribuição social diferidos - Continuação

Imposto de renda e contribuição social diferidos na controlada TBG

Os créditos fiscais diferidos de imposto de renda e contribuição social sobre o lucro, decorrentes dos prejuízos fiscais acumulados, totalizam R$ 120.293 (R$ 180.769 em 2008) o que permitirá a compensação destes tributos a pagar, conforme sistemática prevista na legislação em vigor. Realização do imposto de renda e da contribuição social diferidos

Expectativa de realização Consolidado Controladora

Imposto de renda e CSLL diferidos

ativos

Imposto de renda e CSLL diferidos passivos

Imposto de renda e CSLL

diferidos ativos

2010 119.899 45.927 18.232 2011 41.034 158.271 - 2012 41.034 26.241 - 2013 8.663 26.241 - 2014 em diante 30.249 111.428 27.717 Total 240.879 368.108 45.949


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(e) Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro

A reconciliação dos encargos tributários de imposto de renda e contribuição social apurados conforme alíquotas nominais e o valor desses encargos registrados nos exercícios sociais de 2009 e de 2008 estão apresentados a seguir:

Consolidado Controladora 2009 2008 2009 2008

Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 2.467.027 885.414 1.402.321 761.048

Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro (CSLL) às alíquotas de 25% e 9%, respectivamente (838.789) (301.041) (476.789) (258.756)

Ajustes para apuração da alíquota efetiva: Adições/exclusões permanentes e temporárias, líquidas (16.551) 145.161 - - Participação em controladas e coligadas 5.663 (5.261) 467.752 233.662 Demais itens (6) (9.438) (1.474) 3.932

Despesa com formação de provisão para imposto de renda e contribuição social (849.683) (170.579) (10.511) (21.162)

Contribuição social: Corrente (151.507) (37.972) (9.513) (5.829) Diferido (74.498) 256 6.724 220

Imposto de renda: Corrente (416.749) (133.574) (26.401) (16.165) Diferido (206.929) 711 18.679 612

(849.683) (170.579) (10.511) (21.162) 16 Crédito para futuro aumento de capital

Em 31 de dezembro de 2009, o saldo de crédito para futuro aumento de capital da Petrobras com a Gaspetro totalizava R$ 3 (R$ 380.475 em 2008), referente a recursos adiantados pelo acionista controlador para a implementação da malha dutoviária na TAG, cuja redução decorreu da capitalização dos recursos recebidos (Nota Explicativa nº 17-a)


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(a) Capital

Em 19 de março de 2008, em Assembléia Geral Extraordinária, foi aprovado aumento do capital social em R$ 923.352 mediante a subscrição de 545.936 novas ações, sendo 436.846 ordinárias, 976 preferenciais classe "A", e 108.114 preferenciais classe "B". Do aumento aprovado, R$ 15.000 serão integralizados de acordo com a necessidade de recursos para aplicação nos projetos da Sociedade. Em 2 de março de 2009, em Assembléia Geral Extraordinária, foi aprovado novo aumento do capital social em R$ 677.445.706,40 mediante a subscrição de 342.421 novas ações, sendo 273.998 ordinárias, 612 preferenciais classe "A", e 67.811 preferenciais classe "B", com recursos oriundos dos Créditos para Futuro Aumento de Capital recebidos. Em 7 de abril de 2009, em Assembléia Geral Extraordinária, foi aprovado novo aumento do capital social em R$ 449.999.458,00 mediante a subscrição de 268.280 novas ações, sendo 214.672 ordinárias, 479 preferenciais classe "A", e 53.129 preferenciais classe "B", com recursos oriundos dos Créditos para Futuro Aumento de Capital recebidos. Em 18 de dezembro de 2009, em Assembléia Geral Extraordinária, foi aprovado novo aumento do capital social em R$ 1.065.928.737,40 mediante a subscrição de 462.452 novas ações, sendo 370.044 ordinárias, 826 preferenciais classe "A", e 91.582 preferenciais classe "B", com recursos oriundos dos Créditos para Futuro Aumento de Capital recebidos. O capital subscrito e integralizado em 31 de dezembro de 2009 está representado por 3.159.196 ações (2.084.106 em 2008) sendo 2.527.919 ações ordinárias (1.667.656 em 2008), 5.646 ações preferenciais classe "A" (3.725 em 2008) e 625.631 ações preferenciais classe "B" (412.725 em 2008), todas sem valor nominal, do qual a Petrobras é detentora de 99,99%. As ações preferenciais não asseguram direito de voto, são inconversíveis em ações ordinárias e vice-versa. Os portadores de ações preferenciais têm prioridade no caso de reembolso do capital e na distribuição de um dividendo mínimo de 6%, calculado sobre o valor nominal dessas ações, participando em igualdade de condições com as ordinárias nos aumentos de capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros. As ações preferenciais participarão, não cumulativamente, em igualdade de condições com as ações ordinárias na distribuição dos dividendos, quando os mesmos forem superiores ao percentual mínimo de 6%. As ações preferenciais da classe "A" destinam-se exclusivamente à subscrição e integralização com recursos do Fundo de Investimento do Nordeste - FINOR.


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17 Patrimônio líquido - Continuação

(b) Reserva de capital

Refere-se a incentivos fiscais de imposto de renda aplicados no FINAM nos exercícios de 1997 e de 1998. Conforme previsto no CPC 13 - Adoção Inicial da Lei 11.638/07 e da Medida Provisória 11.941/09 (MP449/08) esse saldo deve ser mantido nessa respectiva conta até sua total utilização, na forma prevista na Lei das Sociedades por Ações.

(c) Reserva legal

Constituída mediante apropriação de 5% do lucro líquido de cada exercício, em conformidade com o Artigo 193 da Lei nº 6.404/76.

(d) Reserva de retenção de lucros

A constituição de reserva de retenção de lucros é destinada à aplicação em investimentos relacionados com a distribuição de gás natural e expansão da malha de gasodutos para distribuição do referido gás, previstos em orçamento de capital, principalmente nas atividades desenvolvidas pela Sociedade, em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo artigo 196 da Lei nº 6.404/76 (alterado pela Lei nº 10.303/2001). O orçamento de capital será submetido para aprovação pela Assembléia Geral Ordinária.

(e) Dividendos

Aos acionistas é garantido um dividendo mínimo e/ou juros sobre capital próprio de 25% do lucro líquido do exercício ajustado, na forma da Lei das Sociedades por Ações. As ações preferenciais de classes “A” e “B” têm prioridade no caso de reembolso de capital e na distribuição de um dividendo mínimo, não cumulativo, de 6% sobre o valor nominal da ação, participando, em igualdade de condições com as ações ordinárias, nos aumentos do capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros.

Os dividendos propostos, em 31 de dezembro de 2009, no montante de R$ 1.154.497 (R$ 365,44 por ação), sendo R$ 923.803 para as ações ordinárias e R$ 230.694 para as ações preferenciais, foram pagos parcialmente de forma antecipada em 30 de dezembro de 2009 (R$ 808.000). O saldo remanescente (R$ 346.497) será pago na data a ser fixada em Assembléia Geral Ordinária de Acionistas, atualizado monetariamente, de acordo com a variação da taxa SELIC, a partir de 31 de dezembro de 2009.


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17 Patrimônio líquido - Continuação

(e) Dividendos - Continuação

O cálculo dos dividendos está demonstrado a seguir:

2009 2008

Lucro líquido do exercício (controladora) 1.391.810 739.886Apropriação: Reserva legal (69.591) (36.994)

Lucro básico para determinação do dividendo 1.322.219 702.892

Dividendo proposto (*) 1.154.497 175.731

(*) Os portadores de ações preferenciais têm prioridade no caso de reembolso do capital e na distribuição de um dividendo mínimo de 6%, calculado sobre o valor nominal dessas ações, participando em igualdade de condições com as ordinárias nos aumentos de capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros, conforme disposto no art. 4º do Estatuto Social, aprovado na Assembléia Geral Extraordinária, realizada em 18 de dezembro de 2009.

18 Contingências

Processos judiciais provisionados

A Gaspetro e suas controladas e controladas em conjunto, no curso normal de suas operações, estão envolvidas em processos judiciais, de natureza cível, tributária, trabalhista e ambiental. Foram constituídas provisões para processos judiciais a valores considerados pelos seus assessores jurídicos e sua administração como sendo suficientes para cobrir perdas prováveis. Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, essas provisões são apresentadas da seguinte forma, de acordo com a natureza das correspondentes causas:

Consolidado Controladora 2009 2008 2009 2008

Reclamações trabalhistas 410 572 106 106Processos fiscais 14.279 5.363 7.383 -Processos cíveis (*) 67.380 16.042 67.267 15.000Total do passivo circulante 82.069 21.977 74.756 15.106

Reclamações trabalhistas 609 462 - -Processos cíveis 5.094 2.241 - -Total do passivo não circulante 5.703 2.703 - -

87.772 24.680 74.756 15.106

(*) Líquido de Depósito Judicial, quando aplicável.


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18 Contingências - Continuação

Processos judiciais não provisionados Apresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais não considerados como perdas prováveis:

Descrição Natureza

e valor

Situação atual

Autor: Ministério Público do MS Cível Processo n°: 001.99.003637-9 2ª Vara Declarar a nulidade e a ineficácia do ato de subscrição do capital da MSGÁS e restituir o valor integralizado

R$ 441

Processo submetido a vista do Ministério Público e remetido ao promotor, estando concluso para decisão - pendente de sentença.

Autor: Maritima Petróleo e UKGB Cível Processo n°: 1999.001.161.750-1 TJ/RJ Cumprimento forçado do contrato firmado para implementação do sistema óptico digital no eixo Macaé- RJ - SP -Santos- Campinas

R$ 1

Processo cautelar julgado extinto sem apreciação do mérito,. confirmando que a Gaspetro não está obrigada a continuar a obra. O processo encontra-se a espera de julgamento no STJ - Agravo de Instrumento das Autoras (Recurso Especial).

Autor: Governo Est. Pernambuco Cível Processo n°: 89024-0 - 6a CC do TJ/PE Suspensão da eficácia das cláusulas estatutárias e do acordo de acionista da COPERGÁS

R$1

Nulidade e suspensão da eficácia das cláusulas estatutárias e do acordo de acionista da COPERGÁS. Os autos encontram-se conclusos ao Juiz em decorrência dos agravos interpostos pelas Partes.

Recuperação de PASEP e COFINS A Gaspetro ajuizou ação ordinária contra a União, perante a Justiça Federal da Seção Judiciária do Rio de Janeiro, referente à recuperação, por meio de compensação, dos valores recolhidos a título de PASEP incidentes sobre receitas financeiras e variações cambiais ativas, no período compreendido entre fevereiro de 1999 e dezembro de 2002, e COFINS, compreendido entre fevereiro de 1999 a janeiro de 2004, considerando a inconstitucionalidade do § 1º do art. 3º da Lei nº 9.718/98. Em 09 de novembro de 2005, o Supremo Tribunal Federal considerou inconstitucional o mencionado § 1º do art. 3º da Lei nº 9.718/98. Em 09 de janeiro de 2006, devido a decisão definitiva do STF, a Gaspetro ajuizou nova ação visando recuperar os valores de COFINS referentes ao período de janeiro de 2003 a janeiro de 2004. Em 31 de dezembro de 2009, o valor de R$ 71.782 (R$ 68.746 em 31 de dezembro de 2008), relativo à citada ação, não está refletido nestas demonstrações contábeis e encontra-se atualizado monetariamente de acordo com a variação da taxa SELIC.


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19 Instrumentos financeiros A Sociedade e suas controladas mantêm operações com instrumentos financeiros. A Administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégias operacionais e controles internos visando assegurar sua liquidez e rentabilidade. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condições contratadas versus condições vigentes no mercado. A Administração da Sociedade e suas controladas não identificam entre os valores de mercado e os apresentados nas demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2009 e 2008, a ocorrência de diferenças relevantes originadas por operações que envolvam instrumentos financeiros que requeiram divulgação específica, bem como não possui instrumentos financeiros derivativos e também não efetua aplicação de caráter especulativo, seja derivativos ou quaisquer outros ativos de risco. Todas as operações com instrumentos financeiros estão reconhecidas nas demonstrações contábeis da Sociedade e suas controladas, cujos detalhes constam nas Notas Explicativas nº 6, 7, 8, 12, 13 e 14. As operações da Sociedade e suas controladas estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos:

(a) Risco de taxa de juros

Decorre da possibilidade de a Sociedade e suas controladas sofrerem ganhos ou perdas relativos às oscilações de taxas de juros incidentes sobre seus ativos e passivos financeiros. Visando à mitigação desse tipo de risco, a Sociedade e suas controladas seguem as orientações corporativas para as empresas do Sistema Petrobras.

TBG

Os empréstimos e financiamentos foram contratados com taxas de juros fixas e variáveis para reduzir os efeitos das flutuações nas taxas de juros. Parte substancial da dívida tem taxas de juros fixas, e aquelas sujeitas às taxas variáveis foram contratadas junto a instituições multilaterais de crédito ou agências de crédito à exportação que, historicamente, têm volatilidade menor que as taxas de mercado, conforme se segue:

2009 2008

Total com taxas fixas 528.769 721.760Total com taxas variáveis 429.526 709.318

958.295 1.431.078


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19 Instrumentos financeiros - Continuação (b) Risco de taxa de câmbio

Decorre da possibilidade de oscilações de taxas de câmbio das moedas estrangeiras utilizadas pela Sociedade e suas controladas para a aquisição de equipamentos ou serviços e a contratação de instrumentos financeiros. Além de valores a pagar e a receber em moedas estrangeiras, a Sociedade e suas controladas não tem fluxos operacionais em outros moedas. A Sociedade e suas controladas avaliam permanentemente essas oscilações, procurando renegociar suas dívidas na medida em que essas impactam significativamente seus fluxos financeiros. A exposição cambial da TBG e TAG em 31 de dezembro de 2009 está concentrada em seus empréstimos e financiamentos, demonstrada a seguir:

2009 2008

Com instituições financeiras, em dólar norte-americano - TAG e TBG 5.908.218 917.617 Com instituições financeiras, em Iene - TBG 3.721 26.224 Com instituições financeiras, em Euro - TBG - 460 5.911.939 944.301 Com acionistas, em dólar norte-americano - TBG 390.344 486.777

6.302.283 1.431.078

Conforme descrito na Nota Explicativa nº 13, a TAG e TBG possuem financiamentos sujeitos à variação cambial do Dólar norte-americano, cujos saldos estão valorizados pela taxa de fechamento de R$1,7412, em 31 de dezembro de 2009.

TBG

Os adiantamentos recebidos da Petrobras por conta de capacidade de transporte TCO, cujo saldo em 31 de dezembro de 2009 era de R$ 673.554 (R$ 672.536 em 31 de dezembro de 2008), não foram considerados em risco, tendo em vista que sua liquidação dar-se-á através da prestação de serviços de transporte.

As receitas de serviços de transporte são atreladas à variação do dólar-americano, conferindo proteção cambial natural a longo prazo.

Para os compromissos de curto prazo, a TBG tem como política minimizar o impacto das variações cambiais, através da aplicação de recursos em fundos cambiais atrelados à variação do dólar-americano.

As transações financeiras da TBG são centralizadas no Banco do Brasil S.A.


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19 Instrumentos financeiros - Continuação

(c) Risco de taxa de crédito Decorre da possibilidade das companhias distribuidoras de gás natural (“Distribuidoras”) sofrerem perdas decorrentes de inadimplência de suas contrapartes em operações de “Take or Pay”, que são pagamentos antecipados efetuados pela Distribuidoras pela retirada a menor do volume de gás natural contratado junto ao fornecedor. Para mitigar esses riscos, as Distribuidoras adotam como prática a análise das situações financeira e patrimonial de suas contrapartes, assim como a definição de limites de crédito e acompanhamento permanente das posições em aberto.

20 Benefícios concedidos a empregados - TBG A partir de 1º de agosto de 2009 a TBG implementou o Plano de Previdência Complementar, denominado Plano Petros TBG.

O Plano Petros TBG está estabelecido na modalidade de contribuição definida (CD), para os benefícios previdenciários, e possui contribuição variável para os benefícios de risco. As coberturas de risco abrangem, para o participante, renda de auxílio doença, renda de aposentadoria por invalidez e pecúlio por invalidez; e para seus beneficiários abrange pecúlio por morte e renda de pensão por morte, as quais estão cobertas por apólice de seguro contratada de seguradora, a qual arcará com todos os possíveis riscos decorrentes da doença, invalidez e da morte do participante. A parcela do plano com característica de contribuição definida destina-se à formação de reserva para aposentadoria, possuindo as modalidades de renda de aposentadoria normal, renda de aposentadoria antecipada e renda de aposentadoria diferida, e foi reconhecida no resultado do exercício conforme as contribuições são efetuadas. No exercício de 2009, a contribuição da TBG para a parcela de contribuição definida deste plano foi de R$ 651.


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21 Cobertura de seguro

Gasodutos de transporte - TBG O gasoduto Bolívia-Brasil encontra-se segurado contra riscos de danos materiais, interrupção de negócios e responsabilidade civil. As apólices de seguro foram contratadas pela Petrobras em nome da TBG. As premissas de risco adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis e, conseqüentemente, não foram examinadas pelos auditores independentes. Os valores em risco e os limites máximos de indenização desse gasoduto são os seguintes:

Riscos assegurados Valor em risco US$ mil Limite máximo de

indenização U$$ mil

Danos materiais 1.335.000 70.000Perda de receita bruta 510.000 107.500Responsabilidade civil 250.000 40.000

O limite máximo de indenização confere à TBG a necessária cobertura securitária considerando as características do bem segurado, a probabilidade de ocorrência de sinistros e seu valor de reposição.

Gasodutos de transporte - TAG

A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras. Em 31 de dezembro de 2009, a Sociedade possuía cobertura de seguros para os bens sujeitos a riscos por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais sinistros, considerando a natureza de sua atividade. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis, conseqüentemente não foram examinados pelos nossos auditores independentes.

* * *

PETROBRAS GÁS S.A. - GASPETRO (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS) CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E DIRETORIA 31 DE DEZEMBRO DE 2009

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CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

JOSÉ SÉRGIO GABRIELLI DE AZEVEDO Presidente

MARIA DAS GRAÇAS SILVA FOSTER Conselheira

GUILHERME DE OLIVEIRA ESTRELLA Conselheiro

RENATO DE SOUZA DUQUE Conselheiro

SÉRGIO EDUARDO ARBULU MENDONÇA Conselheiro

MARCO ANTONIO MARTINS ALMEIDA

Conselheiro

DIRETORIA EXECUTIVA

MARIA DAS GRAÇAS SILVA FOSTER Presidente

FÁTIMA VALÉRIA ARAÚJO BARROSO PEREIRA

Diretora RICHARD OLM

Diretor

PAULO JOSÉ ALVES Contador

CRC-RJ-060.073/O-0

Termoceará Ltda. (Subsidiária da Petróleo Brasileira S.A. – Petrobras)



Demonstrações Contábeis

em 31 de dezembro de 2009 e 2008

2

Conteúdo



Demonstração dos resultados 5





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Parecer dos auditores independentes

Ao Administradores e quotistas da Termoceará Ltda. Fortaleza - CE Examinamos os balanços patrimoniais da Termoceará Ltda. (“Empresa”) levantados em 31 de dezembro de 2009 e 2008, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e do valor adicionado correspondentes aos exercícios findos naquelas datas, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil e compreenderam: (a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles internos da Empresa; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Empresa, bem como da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas representam, adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Termoceará Ltda. em 31 de dezembro de 2009 e 2008, o resultado de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido, os seus fluxos de caixa e os valores adicionados referentes aos exercícios findos naquelas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Conforme divulgado na Nota Explicativa no 1, as operações da Empresa são conduzidas de acordo com os planos de negócios do quotista controlador Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras. Estas demonstrações contábeis devem ser lidas neste contexto.

Rio de Janeiro, 18 de fevereiro de 2010

KPMG Auditores Independentes CRC-SP-014428/O-6-‘’S’’-CE

Bernardo Moreira Peixoto Neto Contador CRC-RJ-064887/O-8-‘’S’’-CE


Notas explicativas às demonstrações contábeis


(Em milhares de Reais)

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A Termoceará Ltda. (“Termoceará” ou “Empresa”) é uma sociedade por quotas de responsabilidade limitada, constituída em 1° de agosto de 2001, tendo como objetivo, produzir, comercializar, adquirir, exportar e importar energia elétrica e vapor das instalações, observando os termos e condições previstas na legislação aplicável. Em 16 de dezembro de 2005, a Empresa participou do primeiro leilão de energia nova - Leilão nº 002/2005 ANEEL - onde vendeu toda energia ofertada, sendo 69 MW em 2009 e 74 MW em 2010. Em 31 de outubro de 2007, a Termoceará Ltda. firmou dois contratos com o quotista controlador Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras. O primeiro contrato refere-se à locação da Usina e o segundo contrato trata da prestação de serviços de operação e manutenção (O&M) à usina Termoceará, ambos com vigência de três anos, e início vinculado ao adimplemento das condições suspensivas previstas nos contratos de locação e O&M, entre estas, a transferência da autorização do PIE à Petrobras, a qual foi autorizada pela ANEEL em 19 de fevereiro de 2008. Pelo contrato de locação, a Petrobras efetuará à Termoceará um pagamento mensal de R$4.366, e pela prestação de serviços de operação e manutenção será paga mensalmente uma parcela fixa de R$1.148 e uma parcela variável de R$0,9183/MWh, tendo sido estes valores reajustados em 31 de outubro de 2008 para R$4.639, R$1.220 e R$0,9757/MWh, respectivamente. O contrato de aluguel encontra-se com sua eficácia plena desde 20 de fevereiro de 2008.




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Em função do início da vigência do contrato de locação e da transferência do PIE, os contratos celebrados em função do leilão foram cedidos à Petrobras. Atualmente, além do gás natural utilizado como combustível prioritário, a usina também pode operar com óleo diesel, garantindo maior confiabilidade e disponibilidade na geração de energia..


As demonstrações contábeis foram elaboradas com base nas práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09 (MP 449/08), complementadas por pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade e de normas da Comissão de Valores Mobiliários - CVM. A Diretoria Executiva, em reunião realizada em 18 de fevereiro de 2010, autorizou a divulgação dessas demonstrações contábeis.


3.1 Apuração do resultado, ativos e passivos circulantes e não circulantes

O resultado, apurado pelo regime de competência, inclui: os rendimentos, encargos e variações monetárias ou cambiais a índices ou taxas oficiais, incidentes sobre ativos e passivos circulantes e não circulantes, incluindo, quando aplicável, os efeitos de ajustes de ativos para o valor de mercado ou de realização. A receita de vendas de energia é reconhecida no resultado quando todos os riscos e benefícios inerentes ao produto são transferidos para o comprador. A receita de aluguel e operação e manutenção são reconhecidas no resultado em função de sua realização.




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3.2 Caixas e equivalentes de caixa

Caixa e equivalentes de caixa estão representados por aplicações de curto prazo, avaliadas ao custo e acrescidas dos rendimentos auferidos até a data do balanço.

3.3 Contas a receber

As contas a receber são registradas pelo valor faturado incluindo os respectivos impostos e ajustes ao valor presente, quando aplicável.

3.4 Almoxarifado

Estão registrados pelo custo médio de aquisição e não excedem o valor de realização.

3.5 Imobilizado

Registrado ao custo de aquisição, formação ou construção (inclusive juros e demais encargos financeiros). A depreciação é calculada pelo método linear às taxas mencionadas na nota explicativa nº 8 e leva em consideração o tempo de vida útil estimado dos bens. Outros gastos são capitalizados quando há um aumento nos benefícios econômicos desse item do imobilizado. Qualquer outro tipo de gasto é reconhecido no resultado como despesa quando incorrido.

3.6 Intangível

Demonstrado ao custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada dos bens em uso, que é calculada pelo método linear, considerando-se a vida útil-econômica dos bens, sendo diretamente computada no resultado do exercício.

3.7 Redução ao valor recuperável de ativos

O ativo imobilizado e intangível têm o seu valor recuperável testado, no mínimo, anualmente, caso haja indicadores de perda de valor.




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3.8 Passivo circulante e não circulante

Os passivos circulante e não circulante são demonstrados pelos valores conhecidos ou calculáveis acrescidos, quando aplicável dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridas até a data do balanço patrimonial. Quando aplicável os passivos circulantes e não circulantes são registrados em valor presente, calculados transação a transação.

3.9 Provisões

Uma provisão é reconhecida no balanço quando a Empresa possui uma obrigação legal ou constituída como resultado de um evento passado, e é provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação. As provisões são registradas tendo como base as melhores estimativas do risco envolvido.

3.10 Imposto de renda e contribuição social

O imposto de renda e a contribuição social do exercício corrente e diferido são calculados com base nas alíquotas de 15%, acrescidas do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$240 para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido, e consideram a compensação de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real. Para fins de apuração fiscal do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro líquido dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008, a Empresa utilizou as prerrogativas definidas no Regime Tributário de Transição (“RTT”), que foi instituído pela Medida Provisória 449/08, conforme opção manifestada em 16 de outubro de 2009, quando da entrega da Declaração de Informações Econômico-Fiscal da Pessoa Jurídica – DIPJ referente ao ano-calendário 2008. Com isso esses tributos foram calculados e registrados com base nas alíquotas efetivas vigentes na data de elaboração das demonstrações contábeis, cujas bases não consideraram as alterações na legislação societária brasileira, introduzidas pela Lei 11.638/07.




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3.11 Uso de estimativas

A elaboração de demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil requer que a Administração da Empresa use de julgamentos na determinação e no registro de estimativas contábeis. Ativos e passivos sujeitos a estimativas e premissas incluem valor residual do ativo imobilizado, provisão para contingências e mensuração de instrumentos financeiros. A liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores diferentes dos estimados em razão de imprecisões inerentes ao processo da sua determinação. A Sociedade revisa as estimativas e as premissas pelo menos anualmente.


Dentro do processo de convergência das práticas contábeis adotadas no Brasil para as normas internacionais de relatórios financeiros (IFRS) diversos pronunciamentos, interpretações e orientações foram emitidos durante o ano de 2009 com aplicação mandatória para os exercícios a encerrarem-se a partir de 1º de janeiro de 2010 e para as demonstrações contábeis de 2009 a serem divulgadas em conjunto com as demonstrações de 2010 para fins de comparação. A Empresa está em processo de avaliação dos potenciais efeitos relativos a esses pronunciamentos, interpretações e orientações, os quais poderão ter impacto relevante nas demonstrações contábeis relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2009 a serem apresentadas comparativamente às demonstrações contábeis relativas ao exercício a findar-se em 31 de dezembro de 2010, bem como sobre os próximos exercícios.


2009 2008 Fundo fixo 3 5 Bancos conta movimento 1 1 Aplicações de liquidez imediata 86.486 38.408 86.490 38.414 As aplicações financeiras de curto prazo, são prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa, não estando sujeitas a um significante risco de mudança de valor.




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A aplicação financeira está representada por quotas de fundos exclusivos de investimentos em direitos creditórios - não padronizados (FIDC - NP), os quais não possuem obrigações financeiras significativas, limitando-se às obrigações diárias de ajuste das posições na BM&F (Bolsa de Mercadorias & Futuros), serviços de auditoria, taxas de serviços relativas à custódia dos ativos e execução de operações financeiras e demais despesas administrativas. A taxa média de rentabilidade das aplicações foi de 9,84% (12,35%em 2008).

6 Impostos e contribuições a recuperar

2009 2008 ICMS a recuperar 73 18 Imposto de renda 5.349 3.558 Contribuição social 708 520 Outros impostos 1.623 901 7.753 4.997 Parcela classificada no ativo circulante (7.225) (4.522) Parcela classificada no ativo não circulantes 528 475

7 Almoxarifado

O saldo da conta de almoxarifado de 2009 e 2008, nos respectivos valores de R$579 e R$544, são compostos por materiais de manutenção de planta termelétrica, como: lubrificantes, materiais elétricos e suprimentos de informáticas. Conforme contrato assinado em 31 de dezembro de 2007 com a Petrobras, o saldo existente não será ressarcido à Empresa em função da locação da usina pela Petrobras.




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8 Imobilizado

2009 2008

Taxas (%) anuais de

depreciação Custo Depreciação acumulada Líquido Líquido

Terrenos 49 - 49 49 Planta (Usina Termelétrica) (a) 5% 207.552 (84.942) 122.610 132.988 Benfeitorias 4% 37.573 (14.324) 23.249 24.752 Edificações e instalações 10% a 20% 4.579 (2.135) 2.444 1.959 Obras em andamento 30 - 30 - Peças de reposição (b) 3.326 - 3.326 3.181 253.109 (101.401) 151.708 162.929 (a) Refere-se aos bens vinculados a planta da usina termelétrica, como turbinas, transformadores,

resfriadores e outros equipamentos industriais. Durante a fase de construção da usina termelétrica foram capitalizados R$30.665 relativos aos encargos financeiros incorridos no financiamento para aquisição dos equipamentos e gastos gerais de construção, e que estão sendo depreciados ao longo da vida útil dos bens.

(b) Conforme contrato assinado em 31 de outubro de 2007 com a Petrobras, este saldo existente deverá ser ressarcido à Empresa, na mesma quantidade consumida ou em valor equivalente, em função da locação da Usina pela Petrobras.

9 Intangível

2009 2008

Taxas (%) anuais de

amortização Custo Amortização

acumulada Líquido Líquido Direito de uso de software 20% 517 (517) - 1 Software em desenvolvimento 21 - 21 - 538 (517) 21 1




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10 Impostos, contribuições e participações

a. Impostos e contribuições a recolher

2009 2008 Imposto de renda 5.124 2.638 Contribuição social 1.071 553 PIS a recolher 61 52 COFINS a recolher 281 239 CIDE a recolher - 153 Outros 73 10 6.610 3.645




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b. Imposto de renda e contribuição social

A conciliação da despesa calculada pela aplicação das alíquotas fiscais combinadas e da despesa de imposto de renda e contribuição social debitada em resultado é demonstrada como se segue:

2009 2008 Lucro contábil antes do Imposto de Renda e da Contribuição Social 48.239 29.259 Alíquota fiscal combinada 34% 34% Imposto de renda e contribuição social pela alíquota fiscal

combinada (16.401)

(9.948) Ajustes para apuração da alíquota efetiva

Adições/exclusões temporárias líquidas (1.719) (142) Compensação de prejuízo fiscal e base negativa de contribuição

social 5.436

3.027 Ajuste de 10% sobre excedente 24 24

Imposto de renda e contribuição social no resultado do exercício (12.660) (7.039) Contribuição social corrente (3.358) (1.870) Imposto de renda corrente (9.302) (5.169) (12.660) (7.039) Alíquota efetiva 26% 24% Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, a Sociedade possuía prejuízos fiscais acumulados e base negativa de contribuição social de R$88.071 e R$104.060, respectivamente, sobre os quais não houve constituição de imposto diferido ativo, em função do mencionado no parágrafo abaixo. Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, baseada na Instrução CVM nº 371/02, a Empresa não constituiu créditos tributários sobre prejuízos fiscais e diferenças temporárias, tendo em vista não apresentar histórico de lucro tributável nos últimos 3 exercícios sociais, e não haver expectativa de geração de lucros tributáveis futuros, visto que os contratos de locação e de prestação de serviços e manutenção, ambos com a Petrobras, tiveram início em 20 de fevereiro de 2008 e têm prazo de duração de 3 anos. A Empresa reavaliará esta situação para 2010.




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11 Empresas do Sistema Petrobras

Os principais saldos de ativos e passivos em 31 de dezembro de 2009 e 2008, bem como as transações que influenciaram o resultado do exercício, relativas às operações com partes relacionadas, são realizadas por preços definidos em condições usuais de mercado e podem ser resumidas como segue:

2009 2008 Ativo circulante Contas a receber Petrobras (i) 6.381 6.085 Passivo circulante Contas a pagar a Petrobras (ii) 8.180 6.751 Contas a pagar a Cegas 398 398 Resultado Receita de locação e O&M 71.097 57.838 (i) Os valores registrados em contas a receber referem-se ao contrato de locação e de O&M; (ii) Refere-se, principalmente, ao contrato de cessão e compensação de créditos, no montante de

R$4.278 e ao reembolso de salários e encargos de funcionários da Petrobras que prestam serviços a Termoceará, no montante R$3.902.


a. Capital social Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, o capital subscrito e integralizado é de R$275.226, representado por 275.225.890 quotas, no valor de R$1,00 cada uma, sendo 275.225.889 quotas de propriedade da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e 1 quota de propriedade da sócia-quotista Petrobras Gás S/A - Gaspetro.




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b. Reserva de capital

A Empresa é beneficiária, desde 2003 até 2012, de redução de 75% do Imposto sobre a Renda e adicionais não restituíveis, calculados com base no lucro da exploração, conforme laudo constitutivo nº 47/2003, datado de 31 de março de 2003, emitido pela Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste - SUDENE. Em função da locação da Usina à Petrobras, a Empresa não auferiu receitas no exercício de 2009 e 2008 que permitissem a utilização do beneficio fiscal estipulado no laudo anteriormente mencionado.

13 Despesas de ociosidade

2008

Depreciação 1.469 Outras 413 1.882 Em 2007 e até a locação da Usina pela Petrobras, a Empresa vinha operando fora do limite da sua normalidade. Desta forma e consoante o Parecer de Orientação CVM no 24/92, a Empresa está apresentando como despesa operacional a parcela decorrente desta ociosidade anormal. Com o início de vigência do contrato de locação, em 20 de fevereiro de 2008, a capacidade operativa do ativo passou a ser da Petrobras. Com isso, a Termoceará não vem sendo impactada com despesa de ociosidade.

14 Contingências

A Empresa é parte em ações judiciais e processos administrativos perante vários tribunais e órgãos governamentais, decorrentes do curso normal das operações, envolvendo questões tributárias, trabalhistas, aspectos cíveis e outros assuntos. A Administração, com base em informações de seus assessores jurídicos, análise das demandas judiciais pendentes e, quanto às ações cíveis, com base na experiência anterior referente às quantias reivindicadas, não constituiu provisão por considerar as estimativas de perdas com as ações em curso como remota ou possível.




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Apresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais considerados como perdas possíveis e os respectivos valores atualizados em 31 de dezembro de 2009 e 2008. Apresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais considerados como perdas possíveis:

Descrição Natureza e valor Situação Atual

Autor: Paulo Vaz de Melo Filho Nº Processo: 0286/2004-024-01-00-0 Reclamação Trabalhista solicitando reconhecimento de relação de emprego no período de 01/03/2000 a 30-06-2003.

Trabalhista

R$ 500

Em 13/02/2009 foi expedido notificação postal por assunto: No dia 20/02/2009 os Autos foram entregues em carga. A Audiência de instrução será realizada no dia 12 de maio de 2010

Autor: Carlos Armando da Silva Junior Nº Processo: 03695-2006-030-07-00-9 Origem: Vara do Trabalho de Caucaia/CE Reclamação trabalhista - Pedidos: Adicional de periculosidade (30%); Horas in itinere; Verbas Rescisórias; Horas extras; e Participação nos resultados.

Trabalhista

R$ 129

31/07/2009: Interposto pela TERMOCEARÁ Recurso de Revista em face do acórdão proferido pelo Tribunal Regional do Trabalho da 7ª Região

Autor: Edgar Rodrigues Araújo Nº Processo: 030048-2006-030-07-00-7 Origem: Vara do Trabalho de Caucaia/CE Reclamação trabalhista - Pedidos: Adicional de periculosidade (30%); Horas in itinere; Verbas Rescisórias; Horas extras; e Descanso semanal remunerado. .

Trabalhista

R$ 95

25/06/2009: Tribunal Superior do Trabalho negou provimento ao Agravo de Instrumento em Recurso de Revista interposto pela TERMOCEARÁ.




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Autor: Receita Federal Nº Processo: 00708-2007-030-07-00-9 Auto de infração dos Impostos de Renda Pessoa Jurídica – IRPJ, para formalização e cobrança do crédito tributário nele constituído, relativo a fatos geradores do ano-calendário de 2003.

Tributária

R$ 26.081

Em 22/10/2007 foi protocolada junto a Receita Federal e repassado à Termoceará cópia na mesma data. Chegando em 22/02/2008 cópia do acórdão da Delegacia da Receita Federal do Brasil de Julgamento e encaminhado em 25/02/2008 para advogados. Processo aguardando movimentação do Primeiro Conselho de Contribuinte MF-DF desde 10/03/2009.

Autor: Receita Federal Auto de Infração: 10380.010655/2007-05 Auto de infração exigindo Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico – CIDE, sobre a remessa de valores ao exterior, para pagamento de contratos de prestação de serviços técnicos e administrativos, que ensejam o recolhimento do IR na fonte sob código 0473 – Rendimento do Trabalho e de Qualquer Natureza e 0422 – Royalties e Assistência Técnica.

Tributária

R$ 984

Em 22/10/2007 foi protocolada junto a Receita Federal e repassado à Termoceará cópia na mesma data. Chegando em 22/02/2008 cópia do acórdão da Delegacia da Receita Federal do Brasil de Julgamento e encaminhado em 25/02/2008 para advogados. Processo esta na Serv. Controle Acomp. Tributário – DRFFOR-CE aguardando movimento desde 05/11/2007.




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15 Instrumentos financeiros

A Empresa mantém operações com instrumentos financeiros. A administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégias operacionais e controles internos visando assegurar sua liquidez e rentabilidade. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condições contratadas versus condições vigentes no mercado. A Empresa não possui instrumentos financeiros derivativos e também não efetua aplicações de caráter especulativo, sejam derivativos ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela administração da Empresa, não ocorrendo diferenças relevantes entre os valores de mercado e os apresentados nas demonstrações contábeis originadas por operações que envolvam instrumentos financeiros. As operações da Empresa estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos: a. Risco de crédito

O risco de crédito é representado por contas a receber, o que, no entanto, é atenuado por possuir como único cliente sua controladora Petrobras, que possui reconhecida solidez.

b. Risco de taxas de juros

Decorre da possibilidade da Empresa sofrer ganhos ou perdas decorrentes de oscilações de taxas de juros incidentes sobre seus ativos e passivos financeiros. A Administração avalia que os riscos das aplicações financeiras são reduzidos, em função de suas operações serem realizadas com base em análise e orientações corporativas de sua controladora Petrobras e em bancos de reconhecida liquidez.




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16 Seguros

A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras. Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, a Empresa possuía cobertura de seguros para os bens sujeitos a riscos por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais sinistros, considerando a natureza de sua atividade. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis, consequentemente não foram examinadas pelos nossos auditores independentes.

* * *

José Alcides Santoro Martins Ronaldo Batista Assunção Diretor Presidente Diretor Administrativo e Comercial

Carlos Alberto Siqueira Gomes Contador

CRC-RJ-053232/O-9 – “S” - CE

Termorio S.A. (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)


Termorio S.A.

(Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)


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Conteúdo



Demonstração dos resultados 5





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Aos Administradores e Acionistas da Termorio S.A. Rio de Janeiro - RJ Examinamos os balanços patrimoniais da Termorio S.A. (“Sociedade”) levantados em 31 de dezembro de 2009 e 2008, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e do valor adicionado, correspondentes aos exercícios findos naquelas datas, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil e compreenderam: (a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles internos da Sociedade; (b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e (c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Sociedade, bem como da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas representam, adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Termorio S.A. em 31 de dezembro de 2009 e 2008, os resultados de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido, os seus fluxos de caixa e os valores adicionados referentes aos exercícios findos naquelas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Conforme mencionado na Nota Explicativa n° 1, a Sociedade foi constituída com o objetivo de atender as necessidades das operações e o plano de negócios da Petróleo Brasileiro S.A. -Petrobras. Estas demonstrações contábeis devem ser lidas neste contexto.

Rio de Janeiro, 19 de março de 2010

KPMG Auditores Independentes CRC-SP 014428/O-6 F-RJ

Bernardo Moreira Peixoto Neto Contador CRC-RJ 064887/O-8


Notas explicativas às demonstrações contábeis Exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008


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A Termorio S.A. (“sociedade”), controlada da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, foi constituída em 14 de outubro de 1999, tendo por objeto social o desenvolvimento, financiamento, construção, operação e manutenção de uma central termelétrica de capacidade de 1.036 MW próxima à Refinaria Duque de Caxias - REDUC, localizada no estado do Rio de Janeiro, para geração e comercialização de energia elétrica, podendo desempenhar quaisquer outras atividades relacionadas ou necessárias à execução de seu objeto social. Em 30 de maio de 2000, por meio da Resolução nº 161, a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL concedeu à Sociedade autorização pelo prazo de 30 (trinta) anos para estabelecer-se como Produtora Independente de Energia Elétrica - PIEE, mediante a implantação de uma central termelétrica com co-geração, utilizando como combustível o gás natural. A energia elétrica produzida pela Sociedade destina-se à comercialização na modalidade de produção independente, em conformidade com as condições estabelecidas nos artigos 12, 15 e 16 da Lei nº 9.074/95, regulamentada pelo Decreto nº 2.003/96. A Sociedade deve cumprir as obrigações decorrentes da legislação da regência da produção e comercialização de energia elétrica, bem como daquelas oriundas de sua autorização disposta na referida resolução. A Sociedade participou do primeiro leilão de energia nova - Leilão nº 002/2005 ANEEL - ocorrido em 16 de dezembro de 2005, no qual vendeu 352 MW médios a partir de 2008 e mais 352 MW médios a partir de 2010, ambos pelo prazo de 15 anos, nos montantes anuais de R$199.843 e R$165.893, respectivamente. Em função do contrato de locação, os contratos celebrados em decorrência do primeiro leilão de energia nova foram cedidos à Petrobras.


Notas explicativas às demonstrações contábeis (Em milhares de reais)

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Em 25 de outubro de 2007, foram firmados dois os contratos com a Petrobras, o primeiro de locação e outras avenças e o segundo de prestação de serviços de operação e manutenção – O&M. Os contratos têm vigência a partir de 1º de outubro de 2007, e duração pelo prazo de 3 (três) anos, contudo sua eficácia está vinculada ao adimplemento das condições suspensivas previstas no contrato de locação, dentre elas, a transferência da autorização de Produtor Independente de Energia Elétrica - PIEE à Petrobras, o valor mensal do arrendamento é de R$ 46.161. Além desse montante, a Petrobras pagará a Termorio S.A. uma parcela fixa de R$ 2.726 e uma parcela variável de R$ 0,5817 / MWh gerado, referente à prestação de serviços de operação e manutenção. Em 04 de março 2008, a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL aprovou a Resolução Autorizativa nº 1.280, transferindo o PIEE da Sociedade à Petrobras, passando, então, a vigir os contratos de locação e O&M entre as partes. Em função do contrato de locação, os contratos celebrados em decorrência do primeiro leilão de energia nova, os contratos de venda de vapor e de conexão à Refinaria de Duque de Caxias (REDUC), os contratos de transmissão e conexão à rede básica e o contrato de suprimento de gás foram cedidos à Petrobras a partir da data do início de sua eficácia do contrato de locação. O contrato para construção do prédio administrativo e almoxarifados, para atendimento às necessidades administrativas e operacionais da Sociedade, firmado em 15 de agosto de 2006, foi concluído em julho de 2008, estando as novas instalações totalmente operacionais. Em 21 de julho de 2009, foi firmado o contrato de construção da nova cerca, portões e edificação da nova guarita blindada da UTE, licitado através do Convite nº 004/2009. O montante investido até 31 de dezembro de 2009 foi de R$ 1.590. A Sociedade segue o plano de negócios da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras na condução de suas operações, incluindo a negociação em curso com relação a valores pendentes de liquidação financeira entre as empresas, mencionada na nota 7.


As demonstrações contábeis foram elaboradas –com base nas práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09 (MP 449/08), complementadas por pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis – CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade e de normas da Comissão de Valores Mobiliários – CVM.



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A autorização para conclusão da preparação destas demonstrações contábeis ocorreu na reunião do Conselho de Administração realizada em 19 de março de 2010.


3.1 - Apuração do resultado, ativos e passivos circulante e não circulante (a) Apuração do resultado

O resultado, apurado pelo regime de competência, inclui: os rendimentos, encargos e variações monetárias ou cambiais a índices ou taxas oficiais, incidentes sobre ativos e passivos circulantes e não circulantes, incluindo, quando aplicável, os efeitos de ajustes de ativos para o valor de mercado ou de realização. A receita de vendas é reconhecida no resultado quando todos os riscos e benefícios inerentes ao contrato de aluguel da planta são transferidos e atendidos junto à Petrobras. A receita de serviços prestados é reconhecida no resultado em função de sua realização.

(b) Estimativas contábeis

A elaboração de demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil requer que a Administração use de julgamento na determinação e registro de estimativas contábeis. Ativos e passivos significativos sujeitos a essas estimativas e premissas incluem o valor residual do ativo imobilizado e provisão para contingências. A liquidação das transações envolvendo essas estimativas poderá resultar em valores diferentes dos estimados, devido a imprecisões inerentes ao processo de sua determinação. A Sociedade revisa as estimativas e premissas pelo menos anualmente.

(c) Ativos circulante e não circulante

• Caixa e equivalentes de caixa

Caixa e equivalentes de caixa estão representados por aplicações de curto prazo, de alta liquidez, avaliadas ao custo e acrescidos dos rendimentos auferidos até a data do balanço.



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• Contas a receber

As contas a receber de clientes são registradas pelo valor faturado, quando aplicável, incluindo os respectivos impostos e ajustes ao valor presente. A provisão para devedores duvidosos, quando aplicável, é constituída em montante considerado suficiente pela Administração para fazer face às eventuais perdas na realização dos créditos.

• Imobilizado

Registrado ao custo de aquisição, formação ou construção (inclusive juros e demais encargos financeiros). A depreciação é calculada pelo método linear às taxas mencionadas na nota explicativa nº 9 e leva em consideração o tempo de vida útil estimado dos bens. Outros gastos são capitalizados quando há um aumento nos benefícios econômicos desse item do imobilizado. Qualquer outro tipo de gasto é reconhecido no resultado como despesa quando incorrido.

• Diferido Registrado ao custo de aquisição e formação, deduzido da amortização, a qual é calculada pelo método linear às taxas de 10% ao ano, que levam em consideração o período de contribuição de tais ativos intangíveis. O saldo existente em 31 de dezembro de 2008 que, pela sua natureza não pode ser alocado a outro grupo de contas, em função da alteração promovida pela Medida Provisória 449/08, ficou mantido no ativo sob essa classificação até sua completa amortização.

• Redução ao valor recuperável de ativos

O ativo imobilizado, intangível e diferido têm o seu valor recuperável testado, no mínimo, anualmente, caso haja indicadores de perda de valor.

• Demais ativos circulante e não circulante

São apresentados pelo valor líquido de realização.

(d) Passivo circulante e não circulante



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Os passivos circulantes e não circulante são demonstrados pelos valores conhecidos ou calculáveis acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridas até a data do balanço patrimonial. Quando aplicável os passivos circulantes e não circulantes são registrados a valor presente.

(e) Provisões

Uma provisão é reconhecida no balanço quando a Sociedade possui uma obrigação legal ou constituída como resultado de um evento passado, e é provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação. As provisões são registradas tendo como base as melhores estimativas do risco envolvido.

(f) Imposto de renda e contribuição social

O imposto de renda e a contribuição social, do exercício corrente e diferido, são calculados com base nas alíquotas de 15% acrescida do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$ 240 para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido e consideram a compensação de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, limitada a 30% do lucro real. Para fins de apuração fiscal do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro líquido dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008, a Sociedade utilizou as prerrogativas definidas no Regime Tributário de Transição (“RTT”), que foi instituído pela Medida Provisória 449/08, conforme opção manifestada em 16 de outubro de 2009, quando da entrega da Declaração de Informações Econômico-Fiscal da Pessoa Jurídica – DIPJ referente ao ano-calendário 2008. Com isso esses tributos foram calculados e registrados com base nas alíquotas efetivas vigentes na data de eleboração das demonstrações contábeis, cujas bases não consideraram as alterações na legislação societária brasileira, introduzidas pela Lei 11.638/07.



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Dentro do processo de convergência das práticas contábeis adotadas no Brasil para as normas internacionais de relatórios financeiros (IFRS), diversos pronunciamentos, interpretações e orientações foram emitidos durante o ano de 2009 com aplicação mandatória para os exercícios a encerrarem-se a partir de 1° de janeiro de 2010 e para as demonstrações contábeis findas em 31 de dezembro de 2009 a serem divulgadas em conjunto com as demonstrações de 2010 para fins de comparação. A Sociedade está em processo de avaliação dos potenciais efeitos relativos a esses pronunciamentos, interpretações e orientações, os quais poderão ter impacto nas demonstrações contábeis relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2009 a serem apresentadas comparativamente às demonstrações contábeis relativas ao exercício a findar-se em 31 de dezembro de 2010, bem como sobre os próximos exercícios.


2009 2008 Caixa e bancos 2 5Aplicações financeiras 617.408 227.821 617.410 227.826 As aplicações financeiras de curto prazo, de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa, estão sujeitos a um insignificante risco de mudança de valor. As aplicação financeira estão representadas por fundos exclusivos de direitos creditórios (FIDC) não possuem obrigações financeiras significativas, limitando-se às obrigações diárias de ajuste das posições na BM&F (Bolsa de Mercadorias & Futuros), serviços de auditoria, taxas de serviços relativas à custódia dos ativos e execução de operações financeiras e demais despesas administrativas. A rentabilidade do fundo em 2009 foi de 9,84% (12,35% em 2008).



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6 Depósitos vinculados

Em exigência dos convênios de compensação ambiental firmados com órgãos ambientais do Rio de Janeiro (nota explicativa nº 17), foram abertas contas poupança vinculadas a cada um dos convênios. Os saldos em 31 de dezembro de 2009 e 2008 estão representados pelos recursos disponibilizados para o cumprimento dos referidos convênios nos montantes totais de R$ 3.021 e R$ 4.593, respectivamente. Esses depósitos são mantidos no Banco do Brasil S.A., em cadernetas de poupança, com valorização equivalente a atualização pela Taxa Referencial - TR, que variou em 2009 0,7090% (1,6348% em 2008) e juros de 6% ao ano.



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7 Empresas do Sistema Petrobras

Os principais saldos de ativos e passivos em 31 de dezembro de 2009 e 2008, bem como as transações que influenciaram o resultado do exercício, são relativas às operações com a Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, realizadas por preços definidos em condições usuais de mercado e resumidas como segue: 2009 2008 Ativo circulante Contas a receber Liquidação Financeira – CCEE (i) - 141.690 Recomposição de Lastro (i) - 107.430 Locação e O&M 54.248 52.282 Ressarcimento de Gás Natural 60.571 60.571 Outros 413 2.092 115.232 364.065 Passivo circulante Contas a pagar Liquidação Financeira – CCEE (i) - 324.892 Outros 800 5.601 800 330.493 Resultado Receita de vendas - 288 Receita bruta de Locação e O&M 631.004 503.211 Despesas financeiras líquidas (ii) - 61.989 (i) Em 30 de abril de 2009 e 10 de dezembro de 2009 foram regularizadas as pendências

financeiras relacionadas a Recomposição de Lastro e as transações no âmbito da CCEE respectivamente.

(ii) As despesas financeiras líquidas referentes a 2008 referem-se aos juros do contrato de mútuo

com a controladora Petrobras, quitado em 12 de Novembro de 2008.



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8 Impostos a recuperar

2009 2008 Imposto de renda 40.791 32.516PIS - 1.628COFINS - 7.529Contribuição social 8.873 5.541ICMS 462 -Outros 3.537 2.735 53.663 49.949 Os valores registrados em imposto de renda a recuperar referem-se, quase que em sua totalidade, a imposto de renda retido na fonte sobre a prestação de serviço de locação e prestação de serviços de O&M.

9 Imobilizado

2009 2008 Taxa anual de Custo Depreciação Valor Valor depreciação corrigido Acumulada Líquido líquido Terrenos 7.111 - 7.111 7.111 Instalações 10% 5.648 (97) 5.551 329 Máquinas e equipamentos 10% 8.972 (546) 8.426 502 Móveis e utensílios 10% 854 (238) 616 605 Equipamentos de informática 20% 473 (274) 199 37 Usina termelétrica - Unidades

geradoras e de transmissão

5%

2.590.519 (528.054) 2.062.465 2.191.993 Obras em andamento (i) 121.840 - 121.840 129.246 Outros ativos 10% a 20% 1.390 (640) 750 1.444 2.736.807 (529.849) 2.206.958 2.331.267 (i) O saldo está relacionado com a construção da Estação de Tratamento de Águas - ETA.



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10 Diferido

2009 2008 Despesas pré-operacionais 59 59Despesas com pessoal 5.061 5.061Despesas administrativas 40.504 40.504Impostos e taxas 10.523 10.523Serviços prestados 34.880 34.880Encargos financeiros não vinculados aos bens em construção 157.371 157.371Outras despesas 35.101 35.101Outras receitas e despesas operacionais 1.846 1.846 285.345 285.345 Amortização acumulada (116.417) (87.884) 168.927 197.461

11 Impostos e contribuições a recolher

2009 2008

COFINS (i) 2.496 4.551ICMS 621 520PIS (i) 542 988INSS 95 65Imposto de renda retido na fonte 14 5Imposto de Renda (i) 43.889 28.006Contribuição sobre o lucro (i) 9.496 5.480Contribuições retidas sobre prestações de serviços - -ISS 307 162Outros 33 99 57.493 39.876

(i) Referem-se, principalmente, aos tributos incidentes sobre o contrato de locação e prestação

de serviços de Operação & Manutenção.



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Imposto de renda e contribuição social A conciliação da despesa calculada pela aplicação das alíquotas fiscais combinadas e da despesa de imposto de renda e contribuição social debitada em resultado é demonstrada como se segue: 2009 2008

Lucro contábil antes do Imposto de Renda e da Contribuição Social 425.983 319.700

Alíquota fiscal combinada 34% 34%

Imposto de renda e contribuição social pela alíquota fiscal combinada (144.834) (108.698)Ajustes:

Adições - variação cambial ativa (14.753) (91.775)Exclusões - variação cambial passiva 14.885 (57.817)Outras adições e exclusões, líquidas (6.089) 5.481Compensação de prejuízo fiscal 44.692 41.160

Contribuição social corrente (78.008) (25.422)

Imposto de renda corrente (28.091) (70.593)

(106.099) (96.015)

Alíquota fiscal efetiva 25% 30% Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, a Sociedade possuía prejuízos fiscais acumulados e base negativa de contribuição social de R$ 42.653 e R$ 174.100, respectivamente, sobre os quais não houve constituição de imposto diferido, em função do mencionado no parágrafo abaixo. Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, baseada na instrução CVM nº 371/2002, a Sociedade não constituiu créditos tributários sobre prejuízos fiscais, tendo em vista não apresentar histórico de lucro tributável nos últimos 3 exercícios sociais, e não haver expectativa de geração de lucros tributáveis futuros, visto que os contratos de locação e de prestação de serviços e manutenção, ambos com a Petrobras, tiveram início em 04 de março de 2008 e tem prazo de duração de 3 anos. A Sociedade reavaliará esta situação para 2010.



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12 Contingências

A Sociedade é parte em ações judiciais e processos administrativos perante vários tribunais e órgãos governamentais, decorrentes do curso normal das operações, envolvendo questões tributárias, trabalhistas, aspectos cíveis e outros assuntos. A Administração, com base em informações de seus assessores jurídicos, análise das demandas judiciais pendentes e, quanto às ações cíveis e trabalhistas, com base na experiência anterior referente às quantias reivindicadas, constituiu provisão em montante considerado suficiente para cobrir as perdas estimadas com as ações em curso, estando classificada no passivo circulante no montante de R$ 410 (R$400 em 31 de dezembro de 2008). Existem outros processos que a Administração, com base em informações de seus assessores jurídicos e análise das demandas judiciais pendentes, não constituiu provisão por considerar as estimativas de perdas com as ações em curso como remota ou possível.



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Apresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais considerados como perdas possíveis:


Autor: Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro

Auto de Infração referente ao Imposto de Importação e sobre produtos industrializados (II e IPI), questionado a classificação fiscal como Outros Grupos Eletrogêneos, na importação do conjunto de equipamentos pertencentes à usina termoelétrica Termorio S.A.

Tributária

R$485.343

Em 15 de agosto de 2006, a Sociedade protocolou, na Inspetoria da Receita Federal do Rio de Janeiro, impugnação a este Auto de Infração ao considerar que as classificações fiscais efetuadas estavam amparadas por laudo técnico de instituto de conhecimento notório. Em sua sessão de 11 de outubro de 2007, a 1ª Turma de Julgamento julgou improcedente o lançamento do Auto de Infração, vencido um Julgador que votou pela procedência parcial. A Inspetoria da Receita Federal interpôs recurso de ofício ao Conselho de Contribuintes. Em 18.09.2009 foi decidido pela maioria dos votos a improcedência do lançamento do Auto de Infração. Há recurso a ser julgado pelo Conselho de Contribuintes. Aguardando novo julgamento.

Autor: Antônio Firmino de Oliveira Filho e Outros

Processo nº: 2004.021017396-5

Ação ordinária solicitando condenação solidária ao pagamento de indenização pelos eventuais prejuízos materiais e morais decorrentes da servidão de passagem constituída.

Cível

R$600

Processo tramitando sobre a responsabilidade da 1ª Vara Cível. Em 05/11/2008, foi nomeado um perito. Em 30/12/09 foi suspenso o curso dos autos até a realização da prova pericial. Aguardando publicação.



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Autor: Banco Central do Brasil

N° do Auto de Infração: 0601333113

Multa de Importação de Equipamentos.

Administrativa

R$1.948

Em 27.09.2006, a Termorio protocolizou petição sobre a MP nº 315, de 03/08/2006, solicitando a retroatividade da lei mais benéfica em razão de não mais ser aplicável a multa a partir de 04.08.2006. Em 13.03.09 a decisão da primeira instância foi parcialmente favorável a Termorio reduzindo a multa para R$ 1.226. A Termorio ingressou Recurso Voluntário ao Conselho de Recursos do Sistema Financeiro Nacional. A parte cancelada (R$ 721) foi objeto de Recurso de Ofício pelo Banco Central. Em 06.07.2009 os autos foram enviados à Procuradoria da Fazenda Nacional, onde aguardam sorteio do Procurador responsável para elaboração do parecer sobre os recursos.


a. Capital Social

Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, o capital social subscrito e integralizado é de R$2.785.000 representado por 2.785.000.000 ações ordinárias e nominativas com valor nominal de R$1,00 cada.

b. Reserva Legal

Constituída mediante apropriação de 5% do lucro líquido de cada exercício até o limite de 20% do capital social.



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c. Dividendos

A proposta de dividendos relativa ao exercício de 2009, sujeita a aprovação dos acionistas, considerou o lucro básico para fins de determinação do dividendo, como segue: 2009 2008 Lucro Líquido do Exercício 319.884 223.685Absorção de Prejuízo acumulado - (207.594)Constituição de reserva Legal (15.994) (805) Lucro básico para determinação dos dividendos 303.890 15.286 Dividendos propostos, equivalente a 100% do lucro básico 303.890 15.286

14 Despesas de ociosidade

2009 2008

Depreciação - 14.735Outras - 10.922 - 25.657 A Sociedade, no ano de 2008, operou fora do limite de sua normalidade. Desta forma e consoante o Parecer de Orientação CVM n° 24/92, a Sociedade apresentou como despesa operacional a parcela decorrente desta ociosidade anormal. Em 04 de março de 2008, com o início de vigência do contrato de locação, a Termorio não sofre mais influência de ociosidade anormal, não constituindo mais despesa de ociosidade.



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15 Instrumentos financeiros

A Sociedade mantém operações com instrumentos financeiros. A administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégias operacionais e controles internos visando assegurar sua liquidez e rentabilidade. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condições contratadas versus condições vigentes no mercado. A Sociedade não possui instrumentos financeiros derivativos e também não efetua aplicações de caráter especulativo, sejam derivativos ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela administração da Sociedade, não ocorrendo diferenças relevantes entre os valores de mercado e os apresentados nas demonstrações contábeis originadas por operações que envolvam instrumentos financeiros. As operações da Sociedade estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos: a. Risco de crédito

O risco de crédito é representado por contas a receber, o que, no entanto, é atenuado por possuir com único cliente a sua controladora Petrobras, que possui reconhecida solidez.

b. Risco de taxas de juros

Decorre da possibilidade da Sociedade sofrer ganhos ou perdas decorrentes de oscilações de taxas de juros incidentes sobre seus ativos e passivos financeiros. A Administração avalia que os riscos das aplicações financeiras de suas disponibilidades são reduzidos, em função de suas operações serem realizadas com base em análise e orientações corporativas de sua controladora Petrobras e em bancos de reconhecida liquidez.



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16 Seguros

A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras. Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, a Sociedade possuía cobertura de seguros para os bens sujeitos a riscos por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais sinistros, considerando a natureza de sua atividade. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis, consequentemente não foram examinadas pelos nossos auditores independentes.

17 Compromissos

Em 10 de dezembro de 2007, foi firmado o Termo Aditivo nº 3 com a Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro S.A. - CEG, o qual tem como objetivo prorrogar o prazo do contrato de compra e venda de gás natural até 21 de março de 2008. Até este prazo era esperado que as partes celebrassem um novo contrato, apenas de prestação de serviços de distribuição, desta forma a UTE se tornaria um consumidor livre, podendo contratar o gás natural diretamente do produtor. Este novo modelo de negócio é possível desde o fim do monopólio de comercialização da distribuidora, datado de 21 de julho de 2007. Todavia, com o fim das condições suspensivas e consequente entrada em vigor do contrato de locação e outras avenças em 04 de março de 2008, foi firmado em 21 de março de 2008 o Termo Aditivo nº 4, o qual prorrogou o contrato de compra e venda de gás natural até 21 de junho de 2008. Em 17 de junho de 2008, este contrato foi cedido à Petrobras com a celebração do Termo de Cessão do Contrato de Compra e Venda de Gás Natural pela Sociedade, Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro S.A. - CEG e Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras. Ao término do contrato de arrendamento, a Termorio reavaliará a necessidade de um novo Contrato de Compra e Venda de Gás Natural junto a Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro S.A. – CEG.



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Em 30 de março de 2007, foi firmado contrato de Suporte de Operação e Manutenção, entre Petrobras e ALSTOM Power O&M Ltd., empresa fabricante das turbinas a gás e responsável pelo EPC (engenharia, aquisição dos equipamentos e construção) da usina. Pelo contrato a ALSTOM se compromete a fornecer suporte técnico a operação e manutenção da planta, através de dois engenheiros de suporte fixos na planta, bem como fornecimento de todos os materiais e serviços necessários às grandes manutenções das turbinas a gás (inspeções do tipo A, B e C). O contrato tem vigência de 7 (sete) anos, sendo os primeiros seis meses de mobilização, período pelo qual a contratada se obriga a fornecer todos os sobressalentes iniciais, estoque de segurança, ferramentas especiais e software de monitoramento e diagnose a distância - AMODIS. Pelo contrato a Petrobras se obriga a pagar um valor fixo de aproximadamente R$4.600 ao ano, e um valor por cada inspeção realizada nas turbinas, o que totaliza um valor total de contrato de aproximadamente R$156.000. Em 20 de outubro de 2003 e 16 de janeiro de 2004, a Sociedade celebrou quatro convênios de compensação ambiental com órgãos ambientais do Rio de Janeiro (Secretaria do Estado de Meio Ambiente e Desenvolvimento Urbano - SEMADUR, atual Secretaria Estadual do Ambiente – SEA, Fundação Instituto Estadual de Florestas - IEF e Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente – FEEMA, estes dois últimos, juntamente com a SERLA, fundidos em 12 de janeiro de 2009 num único órgão, o Instituto Estadual do Ambiente - INEA), no valor total aproximado de R$12.400, com o objetivo de atender às restrições da Licença de Instalação, cujo prazo de execução é, em média, de 36 meses. Em 16 de janeiro de 2007 foram celebrados três termos de compromisso em substituição aos convênios, devido ao término do prazo de execução dos mesmos, o prazo de execução destes termos de compromisso é, em média, de 24 meses. Até 31 de dezembro de 2009, a Sociedade já havia desembolsado aproximadamente R$ 12.288 (R$ 10.894 em 2008) relativos a estes convênios e aos termos de compromisso. A Secretaria de Estado de Energia, da Indústria Naval e do Petróleo – SEINPE, atual Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços – SEDEIS, aprovou e deferiu pedido da Sociedade objetivando a fruição do tratamento tributário previsto no Decreto-Lei no 26.271/00 para o regime de diferimento do Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS incidente sobre as importações de equipamentos e peças destinados à construção da usina termelétrica. Em contrapartida à concessão de tal regime, a Sociedade firmou com a SEINPE, em 28 de março de 2002, acordo de cooperação técnica e financeira, que a impõe a investir em projetos de geração ou de conservação de energia elétrica, nos seguintes montantes: (i) uma quantia fixa correspondente a 1% do valor total do investimento previsto, no montante global de R$11.551; e (ii) uma quantia variável correspondente a 0,1% do faturamento líquido projetado em cada exercício fiscal a partir do exercício de 2004, durante os dez primeiros anos de sua atividade. Até 31 de dezembro de 2009, a Sociedade já havia efetuado aportes financeiros em projetos no montante de R$ 11.227 (R$ 8.518 em 2008).



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18 Evento subsequente

Na Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 22 de janeiro de 2010, foi aprovada a redução do capital social da Sociedade em R$ 600.000, em favor da acionista controladora Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras.



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Conselho de Administração Antonio Eduardo Monteiro de Castro

Conselheiro Carlos Augusto Ramos Kirchner

Conselheiro

Fernando José Cunha Conselheiro

Marcos Gratacós Nóbrega Conselheiro

Diretoria

José Alcides Santoro Martins Diretor Presidente

Ronaldo Batista Assunção Diretor Administrativo

Roberto Machado Silva Diretor Operacional

Carlos Alberto Siqueira Gomes Contador

CRC-RJ-053494/O-2

Downstream Participações Ltda. (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Demonstrações Contábeis 31 de dezembro de 2009 e 2008

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Downstream Participações Ltda. (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)


Conteúdo

Parecer dos auditores independentes ................................. 3

Balanço patrimonial .......................................................... 4

Demonstração do resultado ............................................... 5

Demonstração das mutações do patrimônio líquido .......... 6

Demonstração dos fluxos de caixa .................................... 7

Demonstração do valor adicionado ................................... 8

Notas explicativas às demonstrações contábeis .................... 9 - 39

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Aos Administradores e Quotistas da Downstream Participações Ltda. Rio de Janeiro – RJ

1. Examinamos os balanços patrimoniais da Downstream Participações Ltda. (“Empresa”) e os balanços patrimoniais consolidados dessa Empresa e sua controlada, levantados em 31 de dezembro de 2009 e 2008, e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido, dos fluxos de caixa e do valor adicionado correspondentes aos exercícios findos naquelas datas, elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis.

2. Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas de auditoria aplicáveis no Brasil e compreenderam: a) o planejamento dos trabalhos, considerando a relevância dos saldos, o volume de transações e os sistemas contábil e de controles internos da Empresa e sua controlada; b) a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados; e c) a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Empresa e sua controlada, bem como da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

3. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas representam, adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Downstream Participações Ltda. e a posição patrimonial e financeira consolidada dessa Empresa e sua controlada em 31 de dezembro de 2009 e 2008, os resultados de suas operações, as mutações de seu patrimônio líquido, os seus fluxos de caixa e os valores adicionados nas operações referentes aos exercícios findos naquelas datas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Rio de Janeiro, 22 de fevereiro de 2010

KPMG Auditores Independentes CRC SP-014428/O-6 F-RJ

Bernardo Moreira Peixoto Neto Contador CRC RJ-064887/O-8

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Downstream Participações Ltda.(Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Balanço Patrimonial

Em 31 de dezembro de 2009 e 2008


Ativo Nota 2009 2008 2009 2008 Passivo e patrimônio líquido Nota 2009 2008 2009 2008Circulante Circulante Caixa e equivalentes de caixa 6 331.237 191.650 1.332 1.098 Financiamentos 12 2.077.589 998.425 Depósitos vinculados 11 74.409 54.948 Debêntures 12 144.287 120.064 Contas a receber: Fornecedores 195.424 524.765 20 6 Clientes Empresas do Sistema Petrobras 8 251.491 2.338.391 3.624 3.822 Empresas do Sistema Petrobras 8 304.861 277.141 308 901 Impostos e contribuições sociais a recolher 11b 251.488 158.337 18 Estoques 7 766.880 639.935 Impostos de renda e contribuição social diferidos 11b 19.334 Impostos a recuperar 11a 123.684 502.599 4 Plano de pensão 14a 6.625 8.050 Outros ativos circulantes 21.494 14.723 Plano de saúde 14b 752 540

1.670.767 1.717.293 1.644 1.999 Outras contas e despesas a pagar 96.196 78.552 3.043.186 4.227.124 3.662 3.828

Não circulanteRealizável a longo prazo Não circulante Impostos a recuperar 11a 399.617 404.526 1.560 1.464 Financiamentos 12 357.527 233.700 Outros ativos 1.420 1.376 Debêntures 12 578.449 613.904

401.037 405.902 1.560 1.464 Empresas do Sistema Petrobras 8 223.917 415.665 Plano de pensão 14a 40.547 35.748

Investimentos Plano de saúde 14b 62.646 58.759 Controlada 9 932.052 162.634 1.263.086 1.357.776 Outros investimentos 9 16 1.015 16 15

Participação dos acionistas não controladores 399.451 69.700 Imobilizado 10 3.565.046 3.692.085 Intangível 467 588 Patrimônio Líquido

Capital social 15 630.000 630.000 630.000 630.000 3.565.529 3.693.688 932.068 162.649 Lucros (Prejuízos) acumulados (467.716) (467.716)

Reservas de lucros 301.610 301.610 931.610 162.284 931.610 162.284

5.637.333 5.816.884 935.272 166.112 5.637.333 5.816.884 935.272 166.112

As notas explicativas são parte integrante da demonstrações contábeis.


48.202 36.297


5


Demonstração do resultado


(Em milhares de reais, exceto o lucro líquido (prejuízo) por quotas do capital social)

Nota 2009 2008 2009 2008

Receita operacional brutaVendas de produtos 12.624.426 13.394.117 Encargos de vendas (3.405.249) (3.479.925)Receita operacional líquida 9.219.177 9.914.192 Custo dos produtos vendidos (8.119.978) (10.630.478)Lucro (Prejuízo) bruto 1.099.199 (716.286)

Despesas operacionaisGerais e administrativas: Honorários da Administração (924) (890) De administração (25.064) (27.141) (231) (851)Vendas (94.799) (75.841)Financeiras: Despesa (205.928) (254.195) Receita 38.280 37.597 73 207 Variação monetárias e cambiais, líquidas 867.336 (1.068.659) 86 103 Tributárias (9.389) (5.354) (4) (47)Outras receitas(despesas) operacionais líquidas 12.919 (36.655)

1.681.630 (2.147.424) (76) (588)Resultado de equivalência patrimonial 9 1 1 769.419 (995.238)

Lucro (prejuízo) antes da contribuição social, do imposto de renda, das participações dos empregados e da participação dos acionistas não controladores 1.681.631 (2.147.423) 769.343 (995.826)

Imposto de renda e contribuição social 10c (565.822) 725.066 (17)

Lucro (Prejuízo) antes das participações dos empregados e da participação dos acionistas não controladores 1.115.809 (1.422.357) 769.326 (995.826)Participação dos empregados 12d (16.732)Lucro (Prejuízo) antes da participação dos acionistas não controladores Participação dos acionistas não controladores (329.751) 426.531

Lucro líquido (Prejuízo) do exercício 769.326 (995.826) 769.326 (995.826)

Lucro líquido(Prejuízo) por quotas do capital social - R$ 1 (2)

Q uantidade de quotas do capital social ao final do exercício 630.000.000 630.000.000

1.099.077 769.326 (995.826)


(1.422.357)

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Demonstração das mutações do patrimônio líquido (Controladora)



Capital social Legal

Retenção de lucros

Especial de dividendos

Lucros/ (Prejuízos) acumulados Total

Em 1º de janeiro de 2008 630.000 528.110 1.158.110

Prejuízo do exercício (995.826) (995.826)

Em 31 de dezembro de 2008 630.000 (467.716) 162.284

Lucro do exercício 769.326 769.326

Destinações:

Reserva legal 15.081 (15.081)

Retenção de lucros 214.897 (214.897)

Dividendos não distribuídos 71.632 (71.632)

Em 31 de dezembro de 2009 630.000 15.081 214.897 71.632 931.610


Reservas de lucros

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Demonstração dos fluxos de caixa



2009 2008 2009 2008Fluxo de caixa das atividades operacionais Lucro (Prejuízo) líquido do exercício 769.326 (995.826) 769.326 (995.826)

Ajustes: Participações em controladas e coligadas (1) (1) (769.419) 995.238 Participação dos acionistas não controladores 329.751 (426.531) Depreciação e amortização 462.485 450.773 Imposto de renda e contribuição social diferidos 383.924 Variações nos ativos e passivos Redução/(aumento) do contas a receber (11.905) 50.205 Redução/(aumento) dos estoques (126.945) 293.364 Aumento em outros ativos (26.372) (8.011) (101) (137) (Redução)/aumento de fornecedores (2.416.241) 174.808 Aumento/(redução) de impostos, taxas e contribuições 112.485 (709.215) 18 Aumento de outros passivos 25.119 5.386 14 Variação de operações de curto prazo com empresas do sistema Petrobras:

Redução/(aumento) em contas a receber (27.722) (21.026) 594 (609) Aumento/(redução) em contas a pagar (1) 1.108.168 (197) 1.100

Outros (7) (1) 1

Caixa líquido provenientes das/(usadas nas) atividades operacionais (526.097) (77.913) 234 (233)

Atividades de financiamentos Financiamentos 1.191.733 135.023 Contrato de mútuo com controladora (191.722) 107.197 Dividendos pagos (58.704) (41.093)Caixa líquido provenientes das/(usadas nas) atividades de financiamentos 1.000.011 183.516 (41.093)

Atividades de investimentos Imobilizado (335.327) (196.485) Intangível 1.000 (1) Dividendos recebidos 41.093 Outros investimentos (3) (3) Caixa líquido (usado nas) proveniente as atividades de investimentos (334.327) (196.489) 41.090

Aumento(redução) do caixa e equivalente de caixa do exercício 139.587 (90.886) 234 (236)Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 191.650 282.536 1.098 1.334 Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 331.237 191.650 1.332 1.098



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Demonstração do valor adicionado



2009 2008 2009 2008ReceitasVendas de produtos e serviços e outras receitas e despesas 12.624.426 13.393.548 Receitas relativas à construção de ativos para uso 237.074 149.897

12.861.500 13.543.445

Insumos adquiridos de terceirosMatérias-primas consumidas (7.498.553) (9.937.976)Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (384.952) (352.284) (231) (851)Créditos fiscais e perdas nos estoques (315.593) (1.233.357)

(8.199.098) (11.523.617) (231) (851)

Valor adicionado bruto 4.662.402 2.019.828 (231) (851)RetençõesDepreciação e amortização (462.485) (450.773)Valor adicionado líquido produzido pela Companhia 4.199.917 1.569.055 (231) (851)

Valor adicionado recebido em transferênciaParticipação em controladas e coligadas 1 1 769.419 (995.238)Receitas financeiras – incluem variaçõesmonetária e cambial 46.847 102.835 159 310

46.848 102.836 769.578 (994.928)

Valor adicionado total a distribuir 4.246.765 1.671.891 769.347 (995.779)

Distribuição do valor adicionadoPessoalRemuneração diretaSalários 122.429 3% 129.100 8%Participação dos empregados 16.732

139.161 3% 129.100 8%

Entidades governamentais

Impostos, taxas e contribuições 3.985.331 94% 1.569.053 93% 21 0% 47 0%Contribuição social e imposto de renda diferidos (330.515) -8%

3.654.816 86% 1.569.053 93% 21 0% 47 0%

Instituições financeiras e fornecedores Juros variações cambiais e monetárias (652.839) -15% 1.388.094 82%Despesas de aluguéis e afretamento 6.550 0% 8.001 1%

(646.289) -15% 1.396.095 83%Acionistas

Participação dos acionistas não controladores 329.751 8% (426.531) -25%Lucros/prejuízos retidos 769.326 18% (995.826) -59% 769.326 (995.826) 100%

1.099.077 26% (1.422.357) -84% 769.326 100% (995.826) 100% 4.246.765 100% 1.671.891 100% 769.347 100% (995.779) 100%




Notas explicativas às demonstrações contábeis Exercícios findos em 31 de dezembro de 2009 e 2008


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1. Contexto operacional

A Downstream Participações Ltda. (“Downstream” ou “Empresa”) é uma sociedade limitada, subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, com sede na Cidade do Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro, que tem como objeto social a participação no capital social de outras sociedades, com foco, principalmente, nas atividades de refino de petróleo e distribuição de derivados de petróleo. A principal participação societária da Empresa é na Refinaria Alberto Pasqualini – REFAP, sua controlada, com sede em Canoas, Estado do Rio Grande do Sul, a qual iniciou suas operações em 2 de janeiro de 2001. As atividades principais da REFAP são o refino, o processamento, a comercialização e a importação de petróleo, seus derivados e correlatos.

2. Apresentação das demonstrações contábeis

As demonstrações contábeis foram elaboradas com base nas práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09 (MP 449/08), complementadas por pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade e normas da Comissão de Valores Mobiliários - CVM. Por se tratar de uma empresa preponderantemente de participação, em outra sociedade, as Notas Explicativas refletem, basicamente, as práticas contábeis e detalhamento de contas de sua controlada. A autorização para conclusão da preparação destas demonstrações contábeis ocorreu na Reunião dos Administradores, realizada em 22 de fevereiro de 2010.



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3. Demonstrações contábeis consolidadas

As demonstrações contábeis consolidadas incluem as demonstrações da Downstream Participações Ltda. e sua controlada Alberto Pasqualini - REFAP S.A. (“REFAP ou Companhia”), cuja participação acionária é de 70% sobre o capital subscrito e integralizado e sobre o capital votante em 31 de dezembro de 2009 e 2008. O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado corresponde a soma horizontal dos saldos das contas de ativo, passivo, receitas e despesas, segundo a sua natureza, complementado com os seguintes procedimentos: a. Eliminação dos saldos das contas de ativos e passivos entre as empresas consolidadas;

b. Eliminação das participações no capital, reservas e lucros acumulados das empresas

controladas;

c. Eliminação dos saldos de receitas e despesas, bem como de lucros não realizados, decorrentes de negócios entre as empresas. Perdas não realizadas são eliminadas da mesma maneira, mas apenas quando não há evidências de problemas de recuperação dos ativos relacionados;

d. Destaque do valor da participação dos acionistas não controladores nas demonstrações contábeis consolidadas.



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4. Resumo das principais práticas contábeis

4.1 Apuração de resultado

(a) Apuração do resultado

O resultado, apurado pelo regime de competência, inclui: os rendimentos, encargos e variações monetárias ou cambiais a índices ou taxas oficiais, incidentes sobre ativos e passivos circulantes e não circulantes, incluindo, quando aplicável, os efeitos de ajustes de ativos para o valor de mercado ou de realização, bem como a provisão para devedores duvidosos constituída em limite considerado suficiente para cobrir possíveis perdas na realização das contas a receber. A receita de vendas é reconhecida no resultado quando todos os riscos e benefícios inerentes ao produto são transferidos para o comprador. A receita de serviços prestados é reconhecida no resultado em função de sua realização.

(b) Uso de estimativas

Na elaboração das demonstrações contábeis é necessário utilizar estimativas para certos ativos, passivos e outras transações. Essas estimativas incluem: passivos de planos de pensão e de saúde, depreciação, exaustão e amortização, provisões para passivos contingentes, valor de mercado de instrumentos financeiros, imposto de renda e contribuição social. Embora a Administração utilize premissas e julgamentos que são revisados periodicamente, os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

(c) Ativos circulante e não circulante

• Caixa e equivalentes de caixa

Estão representados por aplicações de curto prazo, de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em três meses ou menos da data de aquisição.



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• Contas a receber de clientes

As contas a receber de clientes são registradas pelo valor faturado incluindo os respectivos impostos diretos de responsabilidade tributaria da Companhia. A Companhia avaliou o efeito de ajuste a valor presente (AVP) sobre saldo de contas a receber de clientes e receita de vendas e, considerando o curto prazo entre o reconhecimento da receita e liquidação por parte do cliente, os valores calculados foram considerados imateriais, não gerando ajustes.

• Estoques

Os estoques estão demonstrados da seguinte forma: − As matérias-primas compreendem principalmente os estoques de petróleo, que estão

demonstrados pelo valor médio dos custos de importação e de produção , ajustados, quando aplicável, ao seu valor de realização;

− Os derivados de petróleo e álcool estão demonstrados ao custo médio de refino ou de compra, ajustados, quando aplicável, ao seu valor de realização;

− Os materiais e suprimentos estão demonstrados ao custo médio de compra que não excede ao de reposição, as importações em andamento demonstradas ao custo identificado e os adiantamentos apresentados pelo valor efetivamente desembolsado.

(d) Investimentos societários

O investimento em controlada é avaliado pelo método da equivalência patrimonial, em proporção ao valor do patrimônio líquido da empresa investida. Os demais investimentos são também avaliados pelo mesmo método em função do controle ser exercido pelo acionista controlador Petrobras.



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(e) Imobilizado

O ativo imobilizado é demonstrado pelo custo de aquisição, formação ou de construção, inclusive juros e demais encargos financeiros. A depreciação é calculada pelo método linear, considerando-se a vida útil estimada dos bens (Nota 10), que é absorvida, principalmente, no custeio da produção ou diretamente no resultado do exercício, conforme aplicável.

Gastos decorrentes de reposição de um componente de um item do imobilizado são contabilizados separadamente, incluindo inspeções e vistorias, e classificados no ativo imobilizado. Outros gastos são capitalizados apenas quando há um aumento nos benefícios econômicos desse item do imobilizado. Qualquer outro tipo de gasto é reconhecido no resultado como despesa. A controlada REFAP adota como prática contábil o registro no Imobilizado dos gastos relevantes realizados com manutenção das unidades industriais, que incluem peças de reposição , serviços de montagem e desmontagem, entre outros. Tais paradas ocorrem em períodos programados (campanha), em média de 4 anos, e os respectivos gastos são depreciados como custo de produção até o início da parada seguinte.

(f) Redução ao valor recuperável de ativos

Os ativos imobilizado e intangível tem o seu valor recuperável testado, no mínimo, anualmente, caso haja indicadores de perda de valor.

(g) Intangível

Estão demonstrados pelo custo de aquisição, deduzido a amortização acumulada e perdas por “impairment”. São compostos por direitos e concessões que incluem marcas e patentes e softwares.

(h) Demais ativos circulantes e não circulantes

São apresentados pelo valor líquido de realização.

(i) Passivo circulante e não circulante

São demonstrados pelos valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridas até a data dos balanços.



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Principalmente os financiamentos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo menos os custos de transação incorridos e, após o reconhecimento inicial, são mensurados pelo custo amortizado utilizando-se do método da taxa de juros efetiva.

(j) Provisões

Uma provisão é reconhecida no balanço quando a Empresa possui uma obrigação legal ou constituída como resultado de um evento passado, e é provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação. As provisões são registradas tendo como base as melhores estimativas do risco envolvido. A Empresa revisa as estimativas e premissas pelo menos anualmente.

(k) Benefícios concedidos a empregados

Os compromissos atuariais especificamente aplicáveis a controlada REFAP com os planos de benefícios de pensão e aposentadoria e os de assistência médica são provisionados com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário independente, de acordo com o método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os custos referentes ao aumento do valor presente da obrigação, resultante do serviço prestado pelo empregado, reconhecidos durante o período laborativo dos empregados. O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final. Adicionalmente, são utilizadas outras premissas atuariais, tais como estimativa da evolução dos custos com assistência médica, hipóteses biológicas e econômicas e, também, dados históricos de gastos incorridos e de contribuição dos empregados. Os ganhos e perdas atuariais, decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças das premissas atuariais, são incluídos ou excluídos, respectivamente, na determinação do compromisso atuarial líquido e são amortizados ao longo do período médio de serviço remanescente dos empregados ativos.

(l) Imposto de renda e contribuição social

Esses impostos são calculados e registrados com base nas alíquotas efetivas vigentes na data de elaboração das demonstrações contábeis. Os impostos diferidos são reconhecidos em função das diferenças intertemporais e prejuízo fiscal e base negativa da contribuição social, quando aplicável.



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Os impostos diferidos decorrentes de prejuízo fiscal, base negativa da Contribuição Social e diferenças temporárias levam em consideração o histórico de rentabilidade e a expectativa de lucros tributáveis futuros fundamentada em estudo técnico de viabilidade, aprovados pelos órgãos da Administração. No momento da entrega da Declaração de Imposto de Renda Pessoa Jurídica – DIPJ do ano-calendário 2008, a sociedade confirmou sua opção pelo Regime Tributário de Transição – RTT, previsto na Lei 11.941/09. A apuração do imposto de renda e da contribuição social relativa ao exercício de 2009 obedeceu ao mesmo critério daquela efetuada em 2008. Com isso esses tributos foram calculados e registrados com base nas alíquotas efetivas vigentes na data de elaboração das demonstrações contábeis, cujas bases não consideraram as alterações introduzidas pela Lei 11.638/2007.

(m) Instrumentos financeiros derivativos e operações de “hedge”

A controlada REFAP possui instrumentos financeiros derivativos reconhecidos no balanço tanto no ativo quanto no passivo, e são mensurados pelo valor justo. Nas operações com derivativos, para proteção das variações nos preços de petróleo e derivados e de moeda, os ganhos e perdas decorrentes das variações do valor justo são registrados no resultado financeiro . Para as operações de “hedge” de fluxo de caixa, os ganhos e perdas decorrentes das variações do valor justo são registrados em ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido, até a sua liquidação.

5. Novas normas contábeis

Dentro do processo de convergência das práticas contábeis adotadas no Brasil para as normas internacionais de relatórios financeiros (IFRS), diversos pronunciamentos, interpretações e orientações foram emitidos durante o ano de 2009 com aplicação mandatória para os exercícios a encerrarem-se a partir de 1° de janeiro de 2010 e para as demonstrações contábeis findas em 31 de dezembro de 2009 a serem divulgadas em conjunto com as demonstrações de 2010 para fins de comparação. A Empresa está em processo de avaliação dos potenciais efeitos relativos a esses pronunciamentos, interpretações e orientações, os quais poderão ter impacto nas demonstrações contábeis relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2009 a serem apresentadas comparativamente às demonstrações contábeis relativas ao exercício a findar-se em 31 de dezembro de 2010, bem como sobre os próximos exercícios.



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6. Caixa e equivalentes de caixa Consolidado Controladora 2009 2008 2009 2008 Caixas e bancos 91.438 69.431 2 1 Aplicações financeiras 239.799 122.219 1.339 1.097 331.237 191.650 1.332 1.098 As aplicações financeiras são representadas por fundo de renda fixa administrado pelo Banco do Brasil S.A., com rendimento atrelado à variação do Certificado de Depósito Interbancário – CDI e estão atualizadas pelos rendimentos auferidos, reconhecidos proporcionalmente, até a data das demonstrações contábeis, não excedendo os seus respectivos valores de mercado. Essas aplicações financeiras possuem liquidez imediata e são utilizadas em suas operações correntes. Adicionalmente, a controlada REFAP possui aplicações financeiras representadas por cotas do fundo exclusivo “BB Extramercado Exclusivo 11 Fundo de Investimento Renda Fixa” do BB DTVM, cujos recursos estão lastreados em títulos públicos federais, possuindo liquidez imediata. O portfólio desse fundo está vinculado ao rendimento dos Depósitos Interbancários - DI. Os fundos exclusivos não possuem obrigações financeiras significativas, limitando-se às obrigações diárias de ajuste das posições na BM&F (Bolsa de Mercadorias & Futuros), serviços de auditoria, taxas de serviços relativas à custódia dos ativos e execução de operações financeiras e demais despesas administrativas.



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7. Estoques (consolidado)

2009 2008 Produtos acabados 304.298 279.179 Produtos intermediários 179.510 183.296 Matérias-primas 293.445 211.375 Materiais e suprimentos para manutenção 16.357 23.742 Adiantamento a terceiros - 5.002 Provisão para perdas em estoques/outros (3.287) (46.473) Petróleo - ajuste de crédito de impostos (23.443) (16.186) 766.880 639.935

8. Operações com empresas do Sistema Petrobras

PetrobrasPetróleo Petrobras International Companhia Petrobras

Brasileiro Distribuidora Finance de Gás do TransportesS.A. - S.A. Company - Rio Grande do Sul S.A. -

Petrobras PifCo - SULGÁS Transpetro Coligadas Outras 2009 2008

Ativo circulanteContas a receber 167.268 80.815 34.665 27 18.224 3.862 304.861 277.141

Passivo circulanteContas a pagar 94.027 218 130.243 3.917 9.653 23 13.410 251.491 2.338.391

Passivo não circulanteFinanciamento (i) 223.917 223.917 415.665

ResultadoVendas de produtos 1.579.390 3.485.996 948.011 1.241.168 232.364 7.486.929 7.705.226Receitas financeiras 159 522 10 2 693 2.372Despesas Financeiras 8.286 64.208 4.179 76.673 (126.890)Variação cambial e monetária 98.424 372.166 (3.109) 57.407 524.888 (696.856)Outras receitas líquidas 418 185 1 604 589

Consolidado

Total

As operações comerciais entre as empresas do sistema Petrobras e Repsol-YPF são efetuadas a preços e condições normais de mercado. As operações de compra de petróleo, pela REFAP, junto à PifCo - Petrobras International Finance Company e RYTTSA - Repsol YPF Trading and Transport S/A, possuem prazo maior de liquidação por se tratarem de subsidiárias dos acionistas criadas para esse fim, com a cobrança dos devidos encargos financeiros incorridos nos exercícios. As demais transações, principalmente empréstimos através de contratos, tem o seu valor, rendimentos e/ou encargos, estabelecidos com base nas mesmas condições existentes no mercado e/ou de acordo com a legislação específica sobre o assunto.



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(i) Os saldos de financiamentos referem-se aos Instrumentos Particulares de Reconhecimento de Dividas, cujas movimentações estão apresentadas como segue:

2009 2008 Petrobras Saldo inicial 415.665 308.468 Adições - 2.865 Juros, atualizações monetárias e variações cambiais (90.164) 174.640 Amortizações / Baixas (101.584) (70.308) Saldo final 223.917 415.665

Em 28 de dezembro de 2009 a Companhia liquidou a dívida relacionada ao mútuo referente a gastos remanescentes do projeto de modernização no valor R$ 34.280. O saldo de R$ 223.917 refere-se ao contrato de Reembolso de Financiamento, assinado com a Petrobras e referente ao empréstimo obtido junto ao Japan Bank for International Cooperation – JBIC, destinado a este projeto.

Em 02 de outubro de 2008, a REFAP assinou com a Petrobras um Instrumento Particular de Transação Extrajudicial - TEJ no valor de R$ 16.000, a ser pago em 40 parcelas. O saldo em 31/12/2009 é R$ 9.600 (R$ 14.400 em 2008) na conta de “Outras passivos circulantes”. O presente TEJ refere-se a prestação de serviços de Administração necessários à implementação do empreendimento de modernização da REFAP. O saldo a pagar da Controladora no montante de R$ 3.410 em 2009 (R$ 3.822 em 2008) é oriundo de operações com a Petrobras.



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9. Investimento

a. Informações sobre investidas Alberto

Pasqualini REFAP S.A. (controlada)

Capital subscrito e integralizado em 31 de dezembro de 2009 Ações ordinárias nominativas, sem valor nominal 671.902.601 % de participação 70% Patrimônio líquido 232.334 Lucro líquido do exercício 769.326

b. Mutação dos investimentos (controladora)

Controladora 2009 2008 Investimento: No início do exercício 162.649 1.157.883 Adição:

- Refinaria Abreu e Lima S.A. - - Equivalência patrimonial:

- REFAP 769.418 (995.238) - E-Petro 1 1

No fim do exercício 932.068 162.649



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10. Imobilizado (Consolidado)

a. Composição dos saldos

2009 2008

Taxa de Depreciação

% a.a. Custo Depreciação acumulada Líquido Líquido

Terrenos 4.514 4.514 4.514 Edificações e benfeitorias 4% 45.593 (23.507) 22.086 9.161 Equipamentos e outros bens 10% a 25% 4.750.080 (1.775.187) 2.974.893 3.274.525 Paradas programadas (a) 116.114 (71.712) 44.402 53.312 Projeto de expansão (b) 519.151 519.151 350.573 5.435.452 (1.870.406) 3.565.046 3.692.085

(a) Referem-se a gastos realizados com a manutenção das unidades industriais, os quais incluem

peças de reposição, serviços de montagem e desmontagem, entre outros. Estes são depreciados como custo de produção até o início da parada seguinte.

(b) Referem-se, basicamente aos gastos incorridos no Projeto de Ampliação, desenvolvimento e modernização da planta industrial da REFAP.

b. Movimentação do custo

2008 2009 Custo Adições Baixas Transferências Custo Terrenos 4.514 4.514 Edificações e benfeitorias 31.710 13.883 45.593 Equipamentos e outros bens 4.611.755 5.299 (592) 133.617 4.750.079 Paradas programadas (a) 102.266 13.848 116.114 Projeto de expansão (b) 350.573 316.079 (147.500) 519.152 5.100.818 335.226 (592) - 5.435.452



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11. Impostos e contribuições sociais

a. Impostos a recuperar

2009 2008 2009 2008Ativo circulante:

ICMS 11.543 11.069Imposto de renda antecipado 14.822Contribuição social antecipada 161

Imposto de renda e contribuição social

diferidos (Nota 11 (c)) 29.326 328.782PIS/PASEP/COFINS e outros 82.815 147.765 4

123.684 502.599 4Ativo não circulante:

ICMS a recuperar 14.324 17.135PIS/PASEP/COFINS e outros 9.531Imposto de renda e contribuição social diferidos (Nota 11 (c))Imposto de renda e contribuição social a compensar 1.560 1.464 1.560 1.464

399.617 404.526 1.560 1.464

523.301 907.125 1.564 1.464


374.202 385.927



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b. Impostos e contribuições a recolher (consolidado)

2009 2008

CIDE 119.238 35.022ICMS 65.244 119.271COFINS 6.474 34PASEP 29.993 7Imposto de renda e contribuição social 28.866 2.858Outros 1.673 1.145

251.488 158.337

Imposto de renda e contribuição social diferidos (Nota 11 (c)) 19.334

270.822 158.337

A controladora possui Imposto de Renda e Contribuição Social a recolher no montante de R$18. Em 31 de dezembro de 2008 não havia saldo de impostos a recolher na controladora.

c. Conciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro (consolidado)

A conciliação da despesa calculada pela aplicação das alíquotas fiscais combinadas e da despesa de imposto de renda e contribuição social debitada em resultado é demonstrada como segue:

2009 2008

Lucro (prejuízo) do exercício antes dos impostos e após a participação dos empregados 1.681.631 -2.147.423Alíquota fiscal combinada de imposto de renda e contribuição social 34% 34%Imposto de renda e contribuição social às alíquotas combinados 571.755 730.124Ajustes para a apuração alíquota efetiva: -Adições/exclusões permanentes, líquidas -3.460 -4.858 -Outros -2.473 -200Despesa com imposto de renda e contribuição social 565.822 725.066

Imposto de renda e contribuição social 565.822 725.066

Alíquota efetiva 34% 34%



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O imposto de renda e a contribuição social diferidos são registrados para refletir os efeitos fiscais futuros atribuíveis às diferenças temporárias entre a base fiscal de ativos e passivos e seu respectivo valor contábil. O valor contábil do ativo fiscal diferido é revisado periodicamente e as projeções são revisadas trimestralmente. Caso haja fatores relevantes que venham a modificar as projeções, estas são revisadas durante o exercício.

O imposto de renda e a contribuição social diferidos têm a seguinte origem:

2009 2008Ativo circulante: Provisão para contingências 387 196 Provisão para perda de estoques 1.118 13.408 Provisão para fundo de pensão - Petros 712 1.470 Provisão para participação de lucros 5.689 Variação cambial 194.741 Prejuízo fiscal 109.757 Outros 21.420 9.210Total ativo circulante (Nota 11(a)) 29.326 328.782

Ativo não circulante:Obrigações atuariais – Plano Petros 6.731 5.262Prejuízos fiscal - LP 367.471 380.665

Total ativo não circulante (Nota 11(a)) 374.202 385.927

Ativo Total 403.528 714.709

Passivo circulante 19.334 -

A administração considera que os ativos diferidos decorrentes de diferenças temporárias serão realizados na proporção da solução final das contingências e eventos.



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d. Realização do imposto de renda e da contribuição social diferidos A compensação do prejuízo fiscal de R$ 1.428.904 apurado durante o exercício de 2008, que originou imposto de renda e da contribuição social diferidos no montante de R$ 485.827, adicionado das diferenças temporárias liquidas, ocorrerá baseada em lucros futuros da controlada REFAP, e está limitada a 30% dos lucros anuais tributáveis. Durante o exercício de 2009 foi compensado o montante de R$ 102.444 de imposto de renda e da contribuição social diferidos originados do referido prejuízo fiscal. A sua compensação realizar-se-á conforme projeções do Estudo Técnico de Viabilidade de Geração de Lucros Futuros, examinado pelo Conselho Fiscal e aprovado pela Administração da Companhia, devendo ser revisado anualmente.

12. Financiamentos (Consolidado)

A controladora REFAP, com o objetivo de prolongar os pagamentos de petróleo, financia suas importações por meio de contratos firmados com instituições financeiras, operação esta denominada “FINIMP”, e também por meio de linhas de crédito mais flexíveis e de menor custo, na modalidade de adiantamentos sobre suas exportações (ACC e PPE). Adicionalmente, capta recursos junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) para financiar seu plano de investimento.

Circulante Não circulante Circulante Não circulante

FINIMP (a.1) 2.052.393 345.329

ACC (a.2) 435.384PPE (a.3) 4.476 174.120 217.712 233.700BNDES (b) 165.007 761.856 120.064 613.904

2.221.876 935.976 1.118.489 847.604

Financiamentos2009 2008



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(a) Os saldos de operações de financiamento de compra de petróleo FINIMP - Financiamento de Importação, ACC - Adiantamento Contrato de Câmbio e PPE - Pré Pagamento de Exportações estão assim demonstrados:

(a.1) - FINIMP

2009 2008

Instituição

Taxa média nominal a.a.

Prazo médio

em dias Valor em

US$ Valor em

R$ R$ Banco do Brasil LN 1,52% 152 300,206 522.719 345.329 Banco do Brasil NY 1,44% 151 79,521 138.461 Bradesco 1,65% 161 570,362 993.114 Safra 1,29% 151 76,415 133.053 Itaú BBA 1,28% 154 152,22 265.046

Saldo do principal em 31 de dezembro de 2009 1,178,724 2.052.393 345.329

Juros apropriados durante o exercício 4,097 7.134 4.269

(a.2) - ACC

O saldo de adiantamentos de contratos de câmbio - ACC, no montante de US$ 186,300 (equivalentes a R$ 435.384), foi liquidado durante o exercício de 2009.

(a.3) - PPE

Instituição Taxa média nominal a.a.

Prazo médio Em anos

Valor em US$

Valor em R$

Santander Libor + spread 5 102.570 178.596 Saldo em 31 de dezembro de 2009 102.570 178.596

Circulante 4.476 Não circulante 174.120

Em 31 de dezembro de 2008 451.412

As operações de ACC e PPE contratadas não requerem garantias ou avais da REFAP.



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(b) Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES

(b.1) Em 2 de agosto de 2006 a Assembléia Geral Extraordinária da Controlada REFAP, aprovou a emissão privada de 852,6 milhões de debêntures simples, nominativas, privadas e escriturais no montante de R$ 852.600, objetivando a ampliação e modernização de seu parque industrial, com as seguintes características*: emissão em 31 de agosto de 2006 com amortização em 96 meses mais 6 meses de carência; 90% das debêntures subscritas pelo BNDES com juros de TJLP +3,8% a.a.; 10% das debêntures subscritas pelo BNDESPAR com juros da cesta de moedas do BNDES +2,3% a.a. *(condições básicas aprovadas pelo BNDES e BNDESPAR em 23/06/2006). Em 30 de agosto de 2006, foi assinado o Contrato de Promessa de Subscrição de Debêntures Simples em Emissão Privada. Em garantia às debêntures emitidas a REFAP possui vinculada uma conta de aplicações financeiras (depósitos vinculados a operações de crédito). As aplicações financeiras correspondem fundos de investimentos com rendimento atrelado à variação do Certificado de Depósito Interbancário – CDI. A REFAP mantém como garantia do empréstimo na conta vinculada o montante de três vezes o valor da soma da última parcela vencida da amortização do principal e acessórios.

(b.2) Em 27 de maio de 2008 a Assembléia Geral Extraordinária da Controlada REFAP, autorizou a 2ª emissão de até 507.989 debêntures simples, privadas, não conversíveis e nominativas, em quatro séries, com garantia flutuante e valor nominal unitário de R$ 1.000 (um mil reais) na data da emissão, totalizando R$ 507.989 mil para a modernização do seu parque industrial com implantação das unidades de Tratamento de Gasolina (HDS), de Tratamento de Diesel (USD) e de Aditivação de Diesel , além de relocação de dutos, adequação de tanques, substituição de chaves seccionadoras das subestações transformadoras elétricas e dos ciclones do regenerador da Unidade de Craqueamento Catalítico, reconstrução do prédio da área financeira e ampliação do refeitório. As debêntures emitidas até 30 de maio de 2008, são em quatro séries: a 1ª série de 12.352 debêntures; a 2ª série de 111.169 debêntures, com prazo de carência de 14 meses da data de subscrição e amortização em 96 meses a partir de 15 dias do término da carência. A 3ª série de 38.447 debêntures e a 4ª série de 346.021 debêntures, com carência de 33 meses da data de emissão e amortização em 90 meses a partir de 15 dias do término da carência.



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Sobre as debêntures da 1ª e 3ª séries incidem juros à taxa de 1,96% a. a. acima da taxa variável publicada trimestralmente pelo BNDES no Diário Oficial da União. Às debêntures da 2ª e 4ª séries são remuneradas à taxa de 3,46% a. a. acima da TJLP. O montante correspondente a parcela da TJLP que vier a exceder 6% a. a. é capitalizado. Colocação: A operação de subscrição é exclusiva da 1ª e 3ª séries para a BNDESPAR e a 2ª e 4ª series para o BNDES. O prazo de subscrição da 1ª e da 2ª séries é de até 14 meses da data de emissão, da 3ª e 4ª séries é de 33 meses da data de emissão. Cada série subscrita após o término da subscrição da série anterior. Caso não ter havido a subscrição da totalidade ou a prorrogação do prazo, a Companhia deve cancelar o saldo não subscrito. O BNDES autorizou, em julho de 2009, a prorrogação do prazo máximo de subscrição das debêntures da 2ª emissão em mais 12 meses: a 2ª série até 30 de julho de 2010 e das 3ª e 4ª séries até 28 de fevereiro de 2012. Para assegurar o pontual pagamento de quaisquer obrigações decorrentes das debêntures foram constituídas as seguintes garantias: para a Garantia Flutuante é assegurado privilégio geral sobre o ativo da sociedade; abertura de Conta Reserva em contas correntes indicadas pelo BNDES e BNDESPAR e vinculação e cessão de receitas provenientes da venda de derivados. Em julho de 2008 foram subscritas e integralizadas 12.352 debêntures da 1ª série e 18.460 debêntures da 2ª serie da segunda emissão. Da 2ª série da segunda emissão foram subscritas, ainda, 24.046 debêntures em outubro de 2008 e 24.419 debêntures em junho de 2009. O saldo da 2ª serie da segunda emissão é de 44.244 debêntures a serem subscritas pelo BNDESPAR e BNDES. O saldo nesta data e as movimentações são demonstrados a seguir: BNDES 2009 2008 Saldo inicial 733.968 758.507 Adições 186.577 54.841 Juros, atualizações monetárias (22.069) 94.726 Amortizações/Baixas (175.740) (174.106) Saldo final 722.736 733.968



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(b.3) Nota de Crédito Industrial – NCI: A controlada REFAP emitiu Notas de Crédito Industrial de nº 40/00627-1 em 19 de agosto de 2009 e nº 40/00646-8 em 15 de outubro de 2009, no valor de R$ 50.000 e R$ 150.000, respectivamente, em favor do Banco do Brasil S/A, a ser provido com recursos do Programa Especial de Crédito – PEC - do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico – BNDES -. O valor do crédito destina-se única e exclusivamente para financiamento de capital de giro. Após o período de carência, o valor será pago em 24(vinte e quatro) prestações mensais. A NCI 40/00627-1 tem como vencimento da primeira prestação em 15.10.2010 e a última em 15.09.2012, e a NCI 40/00646-8 vencimento da primeira prestação 15.12.2010 e da última 15.11.2012, correspondendo cada uma delas ao resultado da divisão do saldo devedor pelo número de parcelas à pagar. Os juros são devidos à taxa anual de 4,75% (quatro inteiros e setenta e cinco centésimos percentuais) na NCI nº 40/00627-1 e de 3,75% (três inteiros e setenta e cinco centésimos percentuais) na NCI 40/00646-8, a título de “spread”, acima da Taxa de Juros de Longo Prazo – TJLP -, divulgada pelo Banco Central do Brasil. O saldo nesta data e as movimentações, são demonstradas a seguir: BNDES - PEC - Nota de Crédito Industrial 2009 2008 Saldo inicial - - Adições 200.000 - Encargos 4.127 - 204.127 - No passivo circulante 20.720 - No passivo não circulante 183.407 -

13. Contingências (Consolidado)

A controlada REFAP é parte em ações judiciais e processos administrativos perante vários tribunais e órgãos governamentais, decorrentes do curso normal das operações, envolvendo questões tributárias, trabalhistas, aspectos cíveis e outros assuntos. A Administração da controlada REFAP, com base em informações de seus assessores jurídicos, análise das demandas judiciais pendentes e, quanto às ações trabalhistas, com base na experiência anterior referente às quantias reivindicadas, constituiu provisão em montante considerado suficiente para cobrir as perdas estimadas com as ações em curso, no montante de R$ 1.139 (R$ 576 em 2008), as quais estão sendo apresentadas dentro da rubrica de outras contas e despesas a pagar.



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14. Benefícios concedidos a empregados da controlada REFAP

a. Plano de Pensão - Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros • Plano Petros

A Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros instituiu o Plano Petros em julho de 1970, do tipo benefício definido, que assegura aos participantes uma complementação do benefício concedido pela Previdência Social. O Plano Petros está fechado aos empregados do sistema Petrobras, admitidos a partir de setembro de 2002. O contrato de adesão da controlada REFAP, como patrocinadora da Fundação Petros, foi assinado em 1º de junho de 2001 e homologado em 20 de março de 2002 pela Secretaria de Previdência Complementar do Ministério da Previdência e Assistência Social. A avaliação do plano de custeio da Petros é procedida por atuários independentes, em regime de capitalização, para a maioria dos benefícios. Com os mais recentes ajustes regulamentares o Plano Petros passou a receber das empresas patrocinadoras contribuições regulares em valores iguais aos valores das contribuições dos participantes (empregados) e assistidos(aposentados e pensionistas), ou seja de forma paritária. Na apuração de eventual déficit no plano de benefício definido, conforme estabelecido pela Emenda Constitucional n° 20 de 1998, o seu equacionamento deverá ocorrer via ajuste no plano de custeio, através de contribuições extraordinárias calculadas pelo método do valor agregado, devendo tal custo ser rateado paritariamente entre patrocinadoras e participantes. Os compromissos atuariais com os planos de benefícios de pensão e aposentadoria são provisionados no balanço da REFAP, de acordo com o método da unidade de crédito projetada. Esse método considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade adicional de benefício líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os custos referentes ao aumento do valor presente da obrigação resultante do serviço prestado pelo empregado reconhecido durante o seu período laborativo.



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Os ganhos e as perdas atuariais gerados pelas diferenças entre os valores das obrigações e dos ativos estimados com base em premissas atuariais e os efetivamente incorridos são considerados na determinação do compromisso atuarial liquido. Esses ganhos e perdas são amortizados ao longo do período médio de serviço remanescente dos empregados ativos. Em 23 de outubro de 2008, a Petrobras e demais patrocinadoras do Plano Petros assinaram Termos de Compromisso Financeiro-TCF, em conseqüência à homologação de transação judicial, relativa ao Plano de Pensão, como o previsto no Acordo de Obrigações Recíprocas-AOR firmado pelas patrocinadoras e Entidades Sindicais. Os compromissos dos TCF tem prazo de vencimento em 20 anos com pagamento de juros de 6%a.a. sobre o saldo a pagar atualizado. A obrigação assumida pela REFAP através do Termo de Compromisso Financeiro, representa uma contrapartida às concessões feitas pelos participantes/assistidos do Plano Petros à repactuação para alteração do regulamento do plano, em relação a forma de reajuste dos benefícios e ao encerramento dos litígios existentes.

• Plano Petros 2

A partir de 1º de julho de 2007, a Controlada REFAP implementou o novo plano de previdência complementar, na modalidade de Contribuição Variável (CV) ou misto, denominado Plano Petros 2, para os empregados sem previdência complementar. A patrocinadora REFAP assumiu o serviço passado das contribuições correspondentes ao período em que os participantes estiveram sem plano, a partir de agosto de 2002, ou da admissão posterior, até o dia 29 de agosto de 2007. O plano continuará aberto para inscrições após essa data, mas não haverá mais o pagamento do Serviço Passado. Os desembolsos relacionados ao custo do serviço passado serão realizados, mensalmente, ao longo do tempo durante o mesmo número de meses em que o participante ficou sem plano, devendo, portanto cobrir a parte relativa aos participantes e patrocinadora.



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b. Plano de Saúde

• Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS)

A controlada REFAP mantem um plano de assistência médica (AMS), com benefícios definidos, que cobre todos os empregados das empresas no Brasil (ativos e inativos) e dependentes. O plano é administrado pela própria REFAP e os empregados contribuem com uma parcela mensal pré-definida para cobertura de grande risco e com uma parcela dos gastos incorridos referentes às demais coberturas, ambas estabelecidas conforme tabelas de participação baseadas em determinados parâmetros, incluindo níveis salariais, além do benefício farmácia que prevê condições especiais na aquisição, em farmácias cadastradas distribuídas em todo o território nacional, de certos medicamentos. O compromisso da REFAP relacionado aos benefícios futuros devidos aos participantes do plano é calculado anualmente por atuário independente, com base no método da Unidade de Crédito Projetada, de forma semelhante ao cálculo realizado para os compromissos com pensões e aposentadorias, descritos anteriormente. O plano de assistência médica não está coberto por ativos garantidores. O pagamento dos benefícios é efetuado pela REFAP com base nos custos incorridos pelos participantes.



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c. Movimentação dos valores provisionados

2009 2008 Pensões Assistência

Médica Supletiva

Pensões Assistência Médica

Supletiva Petros BD* PetrosCV** Petros BD* PetrosCV** Variação das obrigações de benefícios Valor presente da obrigação atuarial

no início do exercício 251.690 3.020 34.405 268.738 2.327 49.059 Custo dos juros 32.511 392 4.468 27.246 237 5.001 Custo do serviço corrente 707 689 2.020 1.656 (136) 2.588 Contribuições pagas pelos empregados 5.834 347 - 6.218 1.354 - Benefícios pagos (3.562) (52) (859) (2.686) (82) (226) (Ganho)/Perda atuarial liquidas

reconhecidas 68.113 413 10.998 (49.482) (680) (22.017) Valor presente da obrigação atuarial

no fim do exercício 355.293 4.809 51.032 251.690 3.020 34.405 Variação dos ativos do plano Valor justo dos ativos do plano

no início do exercício 211.967 878 - 180.083 145 - Rendimento esperado dos ativos do plano 26.622 148 - 19.447 334 - Contribuições recebidas pelo fundo 8.590 684 - 9.489 604 - Benefícios pagos (3.562) (52) - (2.686) (82) - Ganho atuarial sobre os ativos do plano Retorno dos invest. Diferentes do

esperado 9.733 658 - 5.634 123 - Pagamento do AOR 1.242 - - - - - Ajuste paridade contributiva - Valor justo dos ativos do plano no final

do exercício 254.592 2.316 - 211.967 878 - Valores reconhecidos nas demonstrações contábeis Valor presente das obrigações em Excesso ao valor justo dos ativos 100.701 2.493 51.032 39.723 2.142 34.405 (Ganho) Perda atuarial não reconhecida (53.872) 231 12.815 4.513 (9) 25.385 Custo do serviço passado não

reconhecido (1.105) (1.275) (449) (1.218) (1.353) (491) Passivo atuarial líquido 45.724 1.449 63.398 43.018 780 59.299 (-) Total do circulante (6.222) (403) (752) (7.703) (347) (540) Não circulante 39.502 1.046 62.646 35.315 433 58.759



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Médica Supletiva


Supletiva Petros BD* PetrosCV** Petros BD* PetrosCV** Movimentação dos valores provisionados Saldo em 1º de janeiro 43.018 780 59.299 36.136 527 51.894 (+) Custos incorridos no período 6.709 1.010 4.958 11.689 555 7.631 (-) Pagamento de contribuições (2.761) (342) (859) (4.807) (302) (226) Pagamento do AOR (1.242) - - - - - Saldo em 31 de dezembro 45.724 1.448 63.398 43.018 780 59.299 A despesa líquida com o plano de benefícios de pensão e aposentadoria concedidos e a conceder a empregados, aposentados e Pensionistas, para o exercício de 2009, segundo critérios estabelecidos na Deliberação CVM nº 371/00 e de acordo com Atuário independente, inclui os seguintes componentes:


Médica Supletiva


Supletiva Petros BD PetrosCV** Petros BD* PetrosCV** Custo do serviço corrente 6.541 1.036 2.020 7.874 1218 2.588 Custo dos juros 32.511 392 4.468 27.246 237 5.001 Rendimento dos ativos do plano (26.622) (148) - (19.447) (334) - Contribuições de participantes (5.834) (347) - (6.218) (1.354) - Custos de amortização 113 78 (1.530) 2.234 788 42 Custos parcela CD - 2.335 - - - - Custo líquido no exercício 6.709 3.346 4.958 11.689 555 7.631 A atualização das provisões foi registrada no resultado do exercício, conforme abaixo Relativa a empregados ativos: Absorvida no custeio das

atividades operacionais 4.646 3.225 4.313 11.183 551 7.559 Diretamente no resultado 2.063 121 645 506 4 72 6.709 3.346 4.958 11.689 555 7.631 * Benefício definido - ** Contribuição variável



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As principais premissas adotadas no cálculo das empresas brasileiras foram as seguintes:

Modalidade Premissa atual

Plano de benefício (pensão e saúde) Benefício definido / Contribuição variável e Assistência Médica Supletiva

Método de avaliação atuarial Unidade de Crédito Projetada Tábua de mortalidade AT 2000 * Invalidez TASA-1927 Tábua de mortalidade de inválidos AT 49 * Rotatividade Plano de Pensão 0% a.a. Rotatividade MAS % médio anual de desligamento - 0,607% a.a. ** Taxa de desconto para o passivo atuarial Juros: 7,70% a.a.*** + inflação: 5,0% a.a. Taxa de rendimento esperada sobre os ativos do plano Juros: 7,02% a.a. + inflação: 5,0% a.a. Crescimento salarial 2,24% a.a. + inflação: 4,0% a.a. (*) Separada por sexo (masculino e feminino). (**) Varia de acordo com a idade e tempo de serviço. (***) Com base em estudos realizados internamente, a Cia. implantou uma metodologia para apuração de uma taxa real a partir da curva forward de juros dos títulos de mais longo prazo do governo brasileiro, que será utilizada para desconto do passivo atuarial. Esta alteração se fez necessária para manter o alinhamento entre a mensuração do Valor Presente de ativos e passivos dos planos de pensão e saúde e a adequação às normas internacionais de contabilidade (IFRS) referente à precificação de ativos pelo seu valor de mercado.

d. Participação dos empregados nos resultados

A participação dos empregados nos lucros e resultados da Controlada REFAP, disposto na legislação em vigor, pode ocorrer baseada em programas espontâneos mantidos pelas empresas ou em acordos com os empregados ou com as entidades sindicais. Desta forma, no exercício de 2009 na REFAP, foram provisionados R$ 16.732, à título de participação dos empregados. O valor da provisão respeita os limites estabelecidos pela Resolução nº 10/95, de 30 de maio de 1995, do Conselho de Controle da Empresas Estatais – CCE.



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15. Patrimônio líquido

a. Capital social

Em 31 de dezembro de 2009 e 2008, o capital integralizado totalizava R$ 630.000 representado por 630.000 quotas, distribuído entre os seguintes quotistas:

Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras 99,9999 Petrobras International Braspetro B.V. - PIBBV 0,0001 100,0000

b. Reserva de lucros

• Reserva legal

É constituída à razão de 5% do lucro líquido apurado em cada exercício após a absorção dos prejuízos remanescentes do exercício anterior.

• Reserva especial de dividendos Destina-se a retenção em reserva especial no valor de R$ 71.632, relativo ao dividendo não distribuído do exercício findo em 31 de dezembro de 2009 e será submetida à aprovação na reunião anual dos Sócios Quotistas.

• Reserva de retenção de lucros Destinada à reinvestimentos previstos em orçamento de capital, a retenção no valor de R$ 214.897, terá por finalidade suprir recursos dentro do plano de investimentos aprovado para 2010, em linha com à modernização ambiental e tecnológica da planta industrial da Controlada REFAP.



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c. Remuneração aos quotistas

Aos quotistas é garantida a participação de cada sócio nos lucros conforme contrato social, considerando pelo menos 25% do lucro líquido ajustado nos termos do artigo 202 da Lei 6.404/76. 2009 2008

Lucro líquido do exercício 769.326 (995.826) Prejuízo acumulado (467.716) - Lucro líquido ajustado 301.610 (995.826) Absorção das reservas - 528.110 Prejuízo acumulado - (467.716) (-) Reserva legal (15.081) - Base cálculo para dividendos propostos 286.529 - Dividendos propostos sobre o lucro líquido ajustado 71.632 - Dividendos por lote de mil quotas em reais 0,11 -

A retenção do dividendo proposto em reserva especial tem por finalidade suprir a necessidade de recursos financeiros projetados para o exercício de 2010 na controlada REFAP.

16. Remuneração de dirigentes e empregados da controladora

A Controladora não possui empregados e, desta forma, nos exercícios de 2009 e 2008 não foram pagas remunerações a empregados, nem a dirigentes da Controladora.



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17. Cobertura de Seguros (Consolidado)

A Controlada REFAP adota o sistema misto para proteção de seu patrimônio, utilizando seguro de acordo com as características dos bens, relevância e valor de reposição dos ativos e dos riscos a que estejam expostos, observando os fundamentos de ordem legal, contratual e técnica. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis, consequentemente não foram examinadas pelos nossos auditores independentes. As informações principais sobre a cobertura de seguros vigentes em 31 de dezembro de 2009 podem ser assim demonstradas:

Ativo Importância segurada Prédios 142.791 Unidades de processo 4.324.389 Tanques e esferas 641.230 Dutos / Utilidades / auxiliares 463.164 5.571.574

18. Instrumentos financeiros

Os valores contábeis, referentes aos instrumentos financeiros constantes do balanço patrimonial, se aproximam, substancialmente, dos valores que poderiam ser obtidos na sua negociação em um mercado ativo ou, na ausência deste, do valor presente líquido ajustado com base na taxa vigente de juros no mercado. A Administração da Controlada REFAP não identifica a ocorrência de diferenças relevantes que requeiram divulgação específica. A posição em 31 de dezembro de 2009 está assim demonstrada: Valor justo dos Financiamentos Saldo contábil Valor justo Financiamentos de Curto Prazo 2.221.876 2.220.742 Financiamentos de Longo Prazo 935.976 942.731 3.157.852 3.163.473

A Controlada REFAP tem como política a eliminação dos riscos de mercado, evitando assumir posições expostas a flutuações de valores de mercado e operando apenas instrumentos que permitam controles de risco. O Comitê de Proteção Cambial avalia os riscos a que a Controlada REFAP está exposta, e recomenda a realização de operações de Swap. A Controlada REFAP realiza oportunamente operações de “Swap” de moeda (US$ X CDI) com a finalidade de proteção a sua exposição cambial de curto prazo. O objetivo da política é a exclusiva redução da exposição cambial.



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Em 31 de dezembro de 2009 não haviam operações de Swap contratadas. Em 31 de dezembro de 2008 estavam assim demonstradas:

Contratos de SWAPs Em 2008

Valor de referência nocional

Valor Justo Reais

Valores à pagar/receber

Reais Posição Ativa Moeda estrangeira dólar 64.520 150.903 - Posição Passiva Taxas CDI – Reais 152.798 152.798 (1.895)

* * *



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ADMINISTRADORES

JOSE CARLOS COSENZA Administrador

LUCIA MARIA HENRIQUES MATOS LEITE

Administradora

LUIZ GONZAGA DO MONTE TEIXEIRA Contador

CRC-RJ.-023.208/0-2


EXERCÍCIO 2009

ANEXO VI

NÚCLEO FIXO

4. Ambiente Governamental

4.1 Objetivos e metas (físicas e financeiras) instituci onais e/ou pactuados nos programas sob sua gerência, previstos na Lei Or çamentária Anual e registrados no SIGPLAN, quando houver, e das ações administrativas (projetos e atividades) contidas no seu plano de aç ão. 4.2 Informações sobre as transferências mediante co nvênio, acordo, ajuste, termo de parceria ou outros instrumentos co ngêneres, bem como a título de subvenção, auxílio ou contribuição, cuj os valores sejam superiores a R$ 1 milhão, conforme item 6 da Parte A deste Anexo II. 4.3 Informações sobre os contratos de bens e serviç os e patrocínios, conforme a seguinte escala de valores:

� contratos de patrocínios com valores a partir de R$ 200 mil; � contratos precedidos de licitação na modalidade de CONVITE com

valores a partir de R$ 7 milhões; � contratos firmados com DISPENSA DE LICITAÇÃO com valores a partir

de R$ 2,5 milhões; � contratos firmados mediante INEXIBILIDADE DE LICITAÇÃO com

valores a partir de R$ 2 milhões; apartir de R$ 2,5 milhões; � pedidos e contratos de MATERIAIS com valores a partir de R$ 500 mil; e � TODOS os contratos precedidos das modalidades de licitação de

CONCORRÊNCIA, TOMADA DE PREÇOS e DEMAIS MODALIDADES; 4.4 Informações sobre providências adotadas para da r cumprimento às determinações e recomendações do TCU, emitidas por meio de Acórdão do Tribunal, expedidas no exercício ou as justifica tivas para o caso de não cumprimento.

CFB0

Stamp



EXERCÍCIO 2009

ANEXO VII

NÚCLEO FIXO 4.5 DECLARAÇÃO atestando que a relação dos contratos e das compras realizadas pela Empresa no exercício foram publicadas no site http://www.contaspublicas.gov.br , conforme determina a Lei nº 9.755, de 16 de dezembro de 1998, nos termos da Instrução Normativa TCU nº 28, de 5 de maio de 1999.

CFB0

Stamp



EXERCÍCIO 2009

ANEXO VIII

NÚCLEO FIXO

4.5 DECLARAÇÃO DA UNIDADE DE PESSOAL Indicação, para todos os responsáveis a serem arrolados no processo de contas, se estão ou não em dia com a obrigação de apresentação da declaração de bens e rendas de que trata a Lei nº 8.730, de 10 de novembro de 1993, perante a respectiva unidade de pessoal.

CFB0

Stamp



EXERCÍCIO 2009

ANEXO IX

NÚCLEO FIXO

4.6 PARECERES a) Parecer da unidade de auditoria interna ou do auditor interno, conforme

disposto no Decreto Federal nº 3.591/2000, com manifestação sobre: a.1) A capacidade de os controles internos administrativos da unidade identificarem, evitarem e corrigirem falhas e irregularidades, bem como minimizarem riscos, nos termos da IN/TCU nº 57/2008. a.2) O cumprimento das determinações e recomendações exaradas pelo Tribunal de Contas da União.

4.7 CERTIFICAÇÃO b) Declaração do Dirigente máximo de Auditoria sobre o acompanhamento do resultado dos trabalhos efetuados pela Auditoria Interna e pelo Órgão ou Unidade de controle interno, conforme modelo disposto no Quadro II.C.7.



EXERCÍCIO 2009

ANEXO X

II. NÚCLEO VARIÁVEL

1. Ambiente de Gestão Serão necessárias informações adicionais ao Relatório de Atividades, a fim de permitir uma visão global do grupo Petrobras e, ao mesmo tempo, informações importantes para o controle externo no que se refere às suas principais subsidiárias. 1.1. Para entendimento do desempenho dos negócios: 1.2. Informações específicas para permitir conhecim ento das atividades

das empresas que compõem o Grupo Petrobrás, além da controladora (Balanço Patrimonial):

1.3. Informações específicas para permitir conhecim ento das atividades das empresas

CFB0

Stamp

Relatório de Gestão da Petrobras - 2009

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