Relatório de Gestão da Petrobras – 2010

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

EXERCÍCIO 2010

ROL DOS RESPONSÁVEIS

INFORMAÇÃO SIGILOSA


EXERCÍCIO 2010

RELATÓRIO DE GESTÃO E ANEXOS

JULHO/2011

PODER EXECUTIVO

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS

Relatório de Gestão do exercício de 2010 apresentado aos órgãos de controle interno e externo como prestação de contas anual a que esta Unidade está obrigada nos termos do art. 70 da Constituição Federal, elaborado de acordo com as disposições da Instrução Normativa TCU nº 63/2010, das Decisões Normativas TCU nº 107/2010 e TCU nº 110/2010, da Resolução TCU n° 234/2010, das Portari as TCU n° 277/2010 e CGU n° 2.546/2010, além do documento “Dicas para Elaboração do Relatório de Gestão 2010” divulgado pelo TCU.

Rio de Janeiro, 07/2011

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LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS MME: Ministério de Minas e Energia RI: Relacionamento com Investidores D.E: Diretoria Executiva C.A: Conselho de Administração C.F: Conselho Fiscal P.N: Plano de Negócio E&P: Exploração e Produção G&E: Gás e Energia RTC: Refino, Transporte e Comercialização RTCP: Refino, Transporte, Comercialização e Produção SMS: Segurança, Meio Ambiente e Saúde TIC: Tecnologia da Informação e Telecomunicações P&D: Pesquisa e Desenvolvimento CVM: Comissão de Valores Mobiliários SOX: Sarbanes-Oxley FEBRABAN: Federação Brasileira das Associações de Bancos CDES: Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES: Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social IABr: Instituto Aço Brasil OCDE: Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico OPEP: Organização dos Países Exportadores de Petróleo BPD: Barris de petróleo dia LGN: Líquidos de gás natural e condensados GNL: Gás Natural Liquefeito CFM: Condições de Fornecimento de Materiais MPC: Manual de Procedimentos Contratuais ANTAQ: Agência Nacional de Transporte Aquaviários EBN: Empresa Brasileira de Navegação NORMAM - Normas da Autoridade Marítima ANAC - Agência Nacional de Aviação Civil IFRS: International Financial Reporting Standards IASB: International Accounting Standards Board MW: Megawatts LIBOR: London Interbank Offered Rate STF: Supremo Tribunal Federal STJ: Superior Tribunal de Justiça CNPE: Conselho Nacional de Política Energética GLP: Gás Liquefeito de Petróleo ANP: Agência Nacional do Petróleo ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica IBAMA: O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis SPE: Sociedade de Propósitos Específicos R/P: Reserva/Produção IRR - Índice de Reposição de Reservas BOE: Barril de Óleo Equivalente BOED: Barril de Óleo Equivalente dia PROMEF: Programa de Modernização e Expansão da Frota TPB: toneladas de porte bruto NT: Navio Tanque

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UTE: Usina Termoelétrica EDG: Estação de Distribuição de Gás SIN: Sistema Interligado Nacional POCP: Procedimento Operativo de Curto Prazo PNPB: Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel GWh: Gigawatts OCP: Oleoducto de Crudos Pesados PPM: Partes por milhão LGN: Líquidos de gás natural EBITDA: Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization FPSO: Floating Production Storage and Offloading JCP: Juros sobre capital próprio ADR: American Depositary Receipt FIAS: Federation International Amateur de Sambo ECA: Export Credit Agencies QAV: Querosene de Aviação ICMS: Imposto Sobre Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços SELIC: Sistema Especial de Liquidação e de Custódia PCAOB: Public Company Accounting Oversight Board DF: Demonstrações Financeiras US GAAP: Generally Accepted Accounting Principles in the United States COSO: Conselho da Organização Patrocinadora da Comissão de Treadway SIGPLAN: Sistema de Informações Gerenciais e de Planejamento BBL: Blue Barrel FIDC: Fundos de Investimento em Direitos Creditórios SUDENE: Superintendências de Desenvolvimento do Nordeste SUDENE: Superintendências de Desenvolvimento do Nordeste SUDAM: Superintendências de Desenvolvimento da Amazônia PLR: Participação nos Lucros e Resultados CCE: Conselho de Controles das Empresas Estatais

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LISTA DE QUADROS, GRÁFICO E FIGURAS

Pág. Quadro I – Acionistas 10 Gráfico I – Plano de Negócio 2010-2010 13 Gráfico II – Plano de Negócio 2009-2013 14 Gráfico III – Segmento de refino 15 Gráfico IV – Segmento de biocombustível 16 Quadro II – Investimentos 16 Figura I – Demonstração de serviços do exercício de 2010 – KPMG

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Quadro III – Investimentos por área 17 Figura II - Posição Acionária 22 Quadro IV – Receitas 25 Quadro V – Clientes 26 Quadro VI- Operações 38 Quadro VII – Contratos da Cessão Onerosa 39 Gráfico V – Evolução do volume de vendas da BR 43 Quadro – VIII – Posicionamento 48 Gráfico VI – Produção Internacional de Óleo, LGN, Condensado e Gás Natural

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Gráfico VII - Custo Unitário de Extração Internacional 50 Gráfico VIII - Informações sobre Reservas Provadas 51 Quadro IX – Projetos 52 Quadro X - Siglas e Abreviaturas 54 Quadro XI - Resumo econômico-financeiro 58 Quadro XII - Composição EBITDA 59 Quadro XIII - Investimentos Consolidados 59 Gráfico IX - Desempenho das ações (mercado de capitais) 62 Quadro XIV - Variações Monetárias 65 Quadro XV Resultado por área de negócio 66 Figura III – Receita Operacional – Sistema Petrobras 67 Quadro XVI Endividamento 68 Quadro XVII Ativo-Passivos – Variação Cambial 69 Gráfico X – Valor Adicionado 70 Quadro XVIII Vendas 74 Quadro XIX Volume de Vendas 75 Quadro XX Preço Médio por Venda 76 Quadro XXI Custo/Área de Negócio 77 Quadro XXII - Demonstrativos Financeiros por Empresas – E&P 78 Quadro XXIII – Estoque 111 Quadro XXIV - Projetos 120 Quadro XXV – Investimentos 121 Quadro XXVI- Aquisições e Aportes de Capitais 122 Quadro XXVII – Imobilizado 123 Quadro XXVIII Intangível 131 Quadro XXIX Financiamentos 141 Quadro XXX Fornecedores 157 Quadro XXXI Gastos Exploratórios 159

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SUMÁRIO Pág.

Introdução 8

Núcleo Fixo

Item 1

1 - Informações gerais sobre Petrobras 9 2 - Currículo dos Conselheiros e Diretores, posição acionária do CF, CA e Diretoria

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3 - Análise sobre ambiente de gestão, contemplando o comportamento do mercado de petróleo, a estratégia de atuação da empresa, matéria-prima e fornecedores, a atuação no setor de gás

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4 - Análise sobre ambiente de negócio, contemplando desafios do crescimento, descobertas, novas concessões e reservas provadas sobre as áreas de exploração e produção, refino e produção na área de petroquímica

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5 - Informações quanto aos projetos patrocinados nas áreas social, ambiental, cultural e esportivo

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6 - Informações objetiva quanto aos projetos de pesquisa e desenvolvimento existentes

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7 - Lista de siglas e abreviaturas do mercado de petróleo 54 8 - Análise sobre o ambiente financeiro, contemplando, desempenho empresarial, investimento, desempenho das ações, financiamentos corporativos, estoques, endividamentos, exposição cambial e patrimônio líquido e dividendos

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9 - Demonstrações contábeis, notas explicativas, consolidadas e da controladora, Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido (DMPL) ou Demonstração de Lucros ou Prejuízos Acumulados (DLPA) para a controladora.

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10 - Parecer dos Auditores Independentes, PCAOB (Public Company Accounting Oversight Board) e o parecer do conselho fiscal sobre as contas.

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11 - Análise sobre o ambiente governamental 71

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Núcleo Variável Item 2 2.1 - Demonstrações financeiras e notas explicativas das subsidiárias

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- Petrobras Netherlands B.V - PNBV - Petrobras Distribuidora S.A - BR Distribuidora - Petrobras International Finance Company - PifCO - Braspetro Oil Service Company - BRASOIL - Braspetro Oil Company - BOC - Petrobras International Braspetro B.V - PIB B.V - Downstream Participações Ltda - Petrobras Transporte S.A - TRANSPETRO - Petrobras Gás S.A - GASPETRO - Petrobras Química S.A - PETROQUISA 2.2 - Vendas líquidas, volume de vendas por segmento de negócios e por tipo de produto

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2.3 - Informações complementares às notas explicativas das empresas que compõem o Grupo Petrobras

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2.3.1 - Estoques 111 2.3.2 - Projetos Estruturados 120 2.3.3 - Investimentos Consolidados 121 2.3.4 - Aquisições e Aportes de Capitais 122 2.3.5 - Imobilizado (adições e baixas) 123 2.3.6 - Intangível (adições e baixas) 131 2.3.7 - Financiamentos 141 2.3.8 – Composição da Destinação do DRE 2010 150 2.4 - Dividendos 152 2.5 - Base de cálculo da participação dos empregados e administradores nos lucros ou resultados

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2.6 - Fornecedores 157 2.7 - Detalhamento das despesas sobre vendas, das despesas administrativas e os exploratórios para extração e refino de petróleo e gás

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2.8 - Demonstrações financeiras e notas explicativas das subsidiárias

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- TERMORIO S.A - SOCIEDADE FLUMINENSE - TERMOMACAÉ Ltda - TERMOCEARÁ Ltda - Petrobras Comercializadora de Energia Ltda - PECEL - Petrobras International Braspetro B.V - PIB B.V - FAFEN Energia S.A

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Introdução O Relatório de Gestão da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, referente ao exercício financeiro de 2010, está estruturado conforme as normas e procedimentos vigentes na Instrução Normativa (IN) TCU nº 63, de 01.09.2010, nas Decisões Normativas (DN) TCU nº 107, de 27.10.2010 e TCU nº 110, de 01.12.2010 e na Resolução TCU nº 234, de 01.09.2010. O presente relatório segue, ainda, as orientações técnicas relativas à sua formalização emanadas da Portaria TCU nº 277, de 07.12.2010 e Portaria CGU nº 2.546, de 27.12.2010, além do documento “Dicas para Elaboração do Relatório de Gestão 2010” divulgado pelo TCU. Conforme anexo II, Parte A, da Decisão Normativa TCU nº 107, a Petrobras deverá elaborar o Relatório de Gestão 2010 de forma customizada, relacionando exclusivamente os conteúdos solicitados naquela DN.

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A – NÚCLEO FIXO

Item 1 - Parte D da DN n° 107 de 24 de outubro de 2010.

1.1 - Identificação da empresa (nome, CNPJ, natureza jurídica e vinculação ministerial.

Nome empresarial: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS

CNPJ: 33.000.167/0001-01

Natureza jurídica: Sociedade de Economia Mista

Vinculação ministerial: Ministério de Minas e Energia (MME)

1.2 - Endereço da Petrobras Holding (sede) descrição.

Av. República do Chile, nº 65, 24º andar, Centro - Rio de Janeiro/RJ – Brasil - CEP 20031-912

1.3 - Nome do auditor independente.

KPMG Auditores Independentes

1.4 - Descrição das atividades das subsidiárias e coligadas.

As principais subsidiárias da Petrobras são: a Petrobras Distribuidora, maior distribuidora de combustíveis do Brasil, que atua na distribuição, comercialização e industrialização de produtos de petróleo e derivados, e também em atividades de importação e exportação, além de possuir uma rede de 7.306 postos de serviços e aproximadamente 11 mil consumidores diretos; a Transpetro, que atende às atividades de transporte e armazenamento de petróleo e derivados, álcool, biocombustíveis e gás natural e opera 7.179 km de oleodutos, 7.193 km de gasodutos e 48 terminais (20 terrestres e 28 aquaviários), além de 52 navios; a Petrobras Biocombustíveis, que é responsável pela produção e gestão de etanol e biodiesel e opera com três usinas de biodiesel; a Petroquisa, que atua com a Petrobras nas áreas química e petroquímica; e a Gaspetro, que se relaciona diretamente com a ampliação da oferta do gás natural em todo o país.

1.5 - Descrição simples das áreas Exploração e Produção, Gás e Energia, Abastecimento,

Distribuição, Internacional e Corporativo.

Exploração e Produção: exploração de petróleo e gás, desenvolvimento e produção no Brasil. Gás e Energia: transporte e distribuição de gás, geração de energia elétrica usando gás natural e fontes de energia renováveis e produção de fertilizantes. Abastecimento: atividades de downstream no Brasil, incluindo refino, logística, transporte, exportação e importação de petróleo bruto e derivados de petróleo e petroquímicos. Distribuição: distribuição de derivados de petróleo para atacadistas e através da subsidiária Petrobras Distribuidora.

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Internacional: exploração e produção, refino, transporte e comercialização, distribuição e operações de energia e gás no exterior.

Coorporativo: 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, representados, principalmente, pelas operações da Petrobras Biocombustíveis.

1.6 - Posição acionária dos acionistas com mais de 5% de ações ordinárias e/ou preferenciais, destacando a participação acionária da União.

Quadro I - Acionistas

Fonte: Petrobras/RI

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1.7 - Descrição e composição da estrutura e de governança corporativa (Conselho de Administração e seus comitês, Diretoria Executiva, Conselho Fiscal, Auditoria Interna, Ouvidoria Geral, Comitê de Negócios e os Comitês de Gestão).

A estrutura de governança corporativa é composta pelo Conselho de Administração e seus Comitês, Diretoria Executiva, Conselho Fiscal, Auditoria Interna, Ouvidoria Geral, Comitê de Negócios e Comitês de Integração. 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.

Componentes: Guido Mantega – Presidente Fabio Colleti Barbosa – Conselheiro Franciso Roberto de Albuquerque – Conselheiro Jorge Gerdau Johannpeter – Conselheiro José Sergio Gabrielli de Azevedo – Conselheiro Luciano Galvão Coutinho – Conselheiro Márcio Pereira Zimmermann – Conselheiro Sergio Franklin Quintella – Conselheiro Silas Rondeau Cavalcante - Conselheiro

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.

Componentes: José Sergio Gabrielli de Azevedo - Presidente Almir Guilherme Barbassa – Diretor Guilherme Estrella – Diretor Jorge Luiz Zelada – Diretor Maria das Graças Silva Foster - Diretora Paulo Roberto Costa – Diretor Renato de Souza Duque - Diretor

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.

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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:

a) 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. Composição dos Comitês: − Comitê de Auditoria: Fabio Colleti Barbosa, Franciso Roberto de Albuquerque e

Sergio Franklin Quintella; − Comitê de Meio Ambiente: José Sergio Gabrielli de Azevedo e Silas Rondeau

Cavalcante; − Comitê de Remuneração e Sucessão: Guido Mantega, Jorge Gerdau Johannpeter e

Franciso Roberto de Albuquerque. b) 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. c) 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.

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. Ouvidoria Geral da Petrobras A Ouvidoria Geral tem por atribuição planejar, orientar, coordenar e avaliar atividades que visem acolher opiniões, sugestões, críticas, reclamações e denúncias dos públicos de relacionamento da Companhia, promovendo as apurações decorrentes e as providências a serem adotadas.

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1.8 - Breve análise sobre o plano de negócios da empresa e a regulamentação do setor de petróleo, com breve descrição do ambiente no qual a Petrobras se encontra.

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.

Gráfico I – Plano de Negócio 2010-2010

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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).

Gráfico II – Plano de Negócio 2009-2013

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.

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Gráfico III – Segmento de refino

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 infraestrutura 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 termelétricos 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.

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Gráfico IV – Segmento de biocombustível

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.

Quadro II – Investimentos

Fonte: Petrobras/RI Na área de negócio Abastecimento está incluído investimentos da Petroquímica. Valores em US$ bilhões. 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

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financiamento serão necessárias para a realização do elevado número de projetos. A Companhia está trabalhando para a superação desses desafios. Em março/2011 a empresa apresentou o seu Plano de Anual de Investimentos para o ano de 2011. A Companhia prevê investir R$ 93,67 bilhões no ano de 2011 assim distribuídos: Quadro III – Investimentos por área

Fonte: Petrobras/RI


2.1 - Informações sobre a prestação de outros serviços que não sejam de auditoria externa pelo auditor independente - Instrução CVM 381/2003.

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 2010, a KPMG Auditores Independentes prestou os seguintes serviços para a Petrobras e suas subsidiárias e controladas:

Figura I – Demonstração de serviços do exercício de 2010 - KPMG

R$ Mil

Auditoria Contábil 24.448Auditoria SOX 2.740Serviços adicionais relacionados à auditoria 1.045Outros 218

Total dos serviços 28.451

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2.2 - Currículo dos conselheiros e diretores.

Almir Guilherme Barbassa - O Sr. Barbassa é nosso Diretor Financeiro e de Relações com Investidores desde 22 de julho de 2005. O Sr. Barbassa foi admitido na Petrobras em 1974 e trabalhou em diversos cargos financeiros e de planejamento, tanto no Brasil quanto no exterior. O Sr. Barbassa atuou como gerente de tesouraria e financeiro corporativo da Petrobras e, também, atuou diversas vezes como gerente financeiro e presidente de subsidiárias da Petrobras que conduzem atividades financeiras internacionais. O Sr. Barbassa é também membro do Conselho de Administração da Braskem S.A. Além disso, foi professor de economia na Universidade Católica de Petrópolis e das Faculdades Integradas Bennett de 1973 a 1979. O Sr. Barbassa possui titulo de mestre em economia pela Fundação Getulio Vargas. O Sr. Barbassa não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Guilherme de Oliveira Estrella - O Sr. Guilherme Estrella é nosso Diretor de Exploração e Produção desde 2003. É Presidente do Conselho de Administração do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis desde 2003. Possui vasta experiência técnica na Petrobras. Começou trabalhando 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. Foi Superintendente de Pesquisa e Desenvolvimento em Exploração, Perfuração e Produção e também Superintendente Geral do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes). O Sr. Estrella formou-se em 1964 pela Faculdade de Geologia da Universidade Federal do Rio de Janeiro. O Sr. Guilherme Estrella não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Jorge Luiz Zelada - O Sr. Zelada é nosso Diretor do segmento Internacional desde 3 de marco de 2008. O Sr. Zelada é funcionário da Petrobras desde janeiro de 1980. Sua função anterior na Companhia, exercida desde 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. O Sr. Zelada formou-se em engenharia elétrica pela Universidade Federal do Rio de Janeiro em 1979. Possui diploma MBA do IBMEC/Rio de Janeiro de 2000. O Sr. Zelada não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Maria das Graças Silva Foster - A Sra. Maria das Graças Silva Foster é nossa Diretora de Gás e Energia desde 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. Atualmente, é presidente da Petrobras Gás S.A.-Gaspetro, presidente do Conselho de Administração das empresas Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A.—TBG e Transportadora Associada de Gás S.A.-TAG. É também membro do Conselho de Administração da Transporte S.A.-Transpetro, Petrobras Biocombustível S.A.-PBIO, Braskem S.A. e do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis. Ela é formada em engenharia química pela Universidade Federal Fluminense e tem diploma de mestrado em engenharia nuclear e química pela Universidade Federal do Rio de Janeiro e MBA em economia pela Fundação Getúlio Vargas. A Sra. Maria das Graças Silva Foster não esteve sujeita, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à

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condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Paulo Roberto Costa - O Sr. Costa é o nosso Diretor de Abastecimento desde 14 de maio de 2004. O Sr. Costa entrou na Petrobras em 1977 e trabalhou por um longo período em nossas atividades de exploração e produção. Foi diretor da Petrobras Gás S.A. - GASPETRO, dr 1997 a 2000. De 2001 a 2003 esteve como responsável pela Gerência Geral de Logística da Unidade de Negócios Gás Natural da Petrobras. De 2003 a 2004, foi diretor-superintendente da TBG-Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia Brasil S.A. O Sr. Costa é atualmente membro do Conselho de Administração da Braskem S.A. Ele é formado em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal do Paraná em 1976. O Sr. Costa não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Renato de Souza Duque - O Sr. Duque é o nosso Diretor de Serviços desde 31 de janeiro de 2003. Atualmente, o Sr. Duque é membro do Conselho de Administração da Petrobras Gás S.A. – GASPETRO e Presidente da Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. O Sr. Duque é engenheiro de petróleo sênior da Petrobras, onde ingressou em 1978. Entre 1995 e 1999, foi Gerente de Recursos Humanos da área de Exploração e Produção. Foi também Gerente de Engenharia e Tecnologia de Poço do E&P. De 2000 a 2003, foi Gerente de Contratos da área de Exploração e Produção. O Sr. Duque é formado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal Fluminense e obteve o diploma de MBA da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). O Sr. Duque não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Fabio Colletti Barbosa - O Sr. Barbosa é membro do Conselho de Administração da Petrobras desde 3 de janeiro de 2003 e é também conselheiro da Petrobras Distribuidora S.A. – BR. Ele é presidente do Comitê de Auditoria de nosso Conselho de Administração desde 17 de junho de 2005. Além disso, é também presidente do conselho do Grupo Santander Brasil desde fevereiro de 2011. Em março de 2011, o Sr. Barbosa tornou-se presidente do Conselho da Federação Brasileira das Associações de Bancos (FEBRABAN) após ter ocupado o cargo de presidente por quatro anos. O Sr. Barbosa graduou-se em administração de empresas pela Fundação Getúlio Vargas – São Paulo e obteve seu diploma MBA no Institute for Management and Development – em Lausanne, na Suíça. O Sr. Barbosa não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Francisco Roberto de Albuquerque - O Sr. Francisco de Albuquerque é membro do Conselho de Administração da Petrobras desde 2 de abril de 2007 e é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. – BR. Além disso, é membro do Comitê de Auditoria e do Comitê de Remuneração e Sucessão de nosso Conselho de Administração desde 13 de abril de 2007 e 15 de outubro de 2007, respectivamente. Ele possui diploma de bacharel em Ciências Militares pela Academia Militar das Agulhas Negras (AMAN), em Resende - Rio de Janeiro (1958), e de Economia pela Universidade de São Paulo (1968). Possui também diploma de mestrado em Ciências Militares pela Escola de Aperfeiçoamento de Oficiais (1969) e é Ph.D em Ciências Militares da Escola de Comando e Estado-Maior do Exército, no Rio de Janeiro (1977). O Sr. Francisco de Albuquerque não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera

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judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Guido Mantega - O Sr. Mantega é presidente do Conselho de Administração da Petrobras desde 19 de março de 2010, após ter sido membro deste conselho desde 03 de abril de 2006. Ele é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A.—BR. O Sr. Mantega foi indicado como membro do Comitê de Remuneração e Sucessão de nosso Conselho de Administração em 15 de outubro de 2007. Ele é o atual Ministro da Fazenda, cargo que ocupa desde 28 de março de 2006, e é também membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social—CDES, um órgão consultivo do governo brasileiro. Em 2008, representou o Brasil presidindo o G-20 financeiro (grupo formado por ministros da Fazenda e presidentes de Bancos Centrais dos países mais ricos do mundo). O Sr. Mantega também já foi Ministro do Planejamento, Orçamento e Gestão do Brasil e presidiu o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social—BNDES. Ele graduou-se em economia pela Escola de Economia, Administração e Contabilidade—FEA da Universidade de São Paulo—USP em 1971 e é Ph.D em Sociologia do Desenvolvimento pela Faculdade de Filosofia, Letras e Ciências Humanas—FFLCH da USP, e concluiu especialização no Institute of Development Studies—IDS da University of Sussex, Inglaterra em 1977. O Sr. Mantega não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Jorge Gerdau Johannpeter - O Sr. Jorge Gerdau é membro do Conselho de Administração da Petrobras desde 19 de outubro de 2001 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. – BR. Ele foi indicado membro do Comitê de Remuneração e Sucessão de nosso Conselho de Administração em 15 de outubro de 2007. O Sr. Jorge Gerdau é também presidente do Conselho de Administração da Gerdau, membro do Conselho de Administração do Instituto Aço Brasil—IABr, membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social - CDES e membro do Conselho de Administração da World Steel Association. O Sr. Jorge Gerdau também participa ativamente na melhoria da eficiência e da qualidade da administração nos setores públicos e privados, é membro do conselho deliberativo da Parceiros Voluntários e membro da Ação Empresarial. É Bacharel em Direito e Ciências Sociais pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS), Porto Alegre, em 1961. O Sr. Jorge Gerdau não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Marcio Pereira Zimmermann - O Sr. Zimmermann é membro do Conselho de Administração da Petrobras desde 22 de março de 2010 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. — BR. Ele é presidente do Comitê de Remuneração e Sucessão do nosso Conselho de Administração desde 29 de abril de 2010. O Sr. Zimmermann é o atual Secretário Executivo do Ministério de Minas e Energia - MME, onde já exerceu o cargo de ministro e de secretário e secretário-executivo de Planejamento e Desenvolvimento Energético do MME. O Sr. Zimmermann também é o presidente do Conselho de Administração das Centrais Elétricas Brasileiras—Eletrobrás, onde anteriormente ocupou o cargo de diretor executivo de Engenharia e de presidente do Conselho de Administração de Furnas Centrais Elétricas S.A. Ele é membro do CNPE desde fevereiro de 2009. Ele também foi diretor executivo de Produção e Comercialização de Energia e diretor executivo técnico da Eletrosul Centrais Elétricas S.A., e diretor executivo de Pesquisa e Desenvolvimento do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica—CEPEL. O Sr. Zimmermann é bacharel em engenharia elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul - PUC-RS, com pós-graduação em engenharia de sistemas elétricos pela Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI e mestrado em engenharia elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro – PUC-Rio. O Sr. Zimmermann não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à

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condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Sergio Franklin Quintella - O Sr. Quintella é membro do Conselho de Administração da Petrobras desde 8 de abril de 2009 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. — BR. Ele é membro do Comitê de Auditoria de nosso Conselho de Administração desde 13 de novembro de 2009. Além disso, é o atual vice-presidente da Fundação Getúlio Vargas - FGV. Foi membro do Conselho de Administração do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social—BNDES de 1975 a 1980, membro do CMN de 1985 a 1990 e presidente do Tribunal de Contas do Estado do Rio de Janeiro de 1993 a 2005. O Sr. Quintella é graduado em engenharia civil pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro—PUC-Rio, em engenharia econômica pela Escola Nacional de Engenharia e em economia pela Faculdade de Economia do Rio de Janeiro. Também possui diploma de mestrado em administração pela IPSOA, em Turim, na Itália, e é graduado pelo Programa de Administração Avançada da Harvard Business School. O Sr. Quintella atualmente é membro do conselho da PUC-Rio. O Sr. Quintella não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Silas Rondeau Cavalcante Silva - Sr. Silva é membro de nosso Conselho de Administração desde 3 de abril de 2006 e é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. – BR. O Sr. Silva foi Ministro das Minas e Energia do Brasil de julho de 2005 a maio de 2007 presidente das Centrais Elétricas Brasileiras – Eletrobrás, de maio de 2004 a julho de 2005. O Sr. Silva trabalhou como consultor da RV2 Consultoria e Assessoria. Ele agora trabalha para o Instituto de Desenvolvimento de Estudos e Projetos Econômicos Ltda.— IDEPE e SGR Consultoria Empresarial Ltda.. O Sr. Silva é engenheiro elétrico formado pela Universidade Federal de Pernambuco e possui diploma de especialização em engenharia de linhas de transmissão da Universidade Federal do Rio de Janeiro.

Jose Sergio Gabrielli de Azevedo - O Sr. Gabrielli é membro do Conselho de Administração da Petrobras desde 22 de julho de 2005 e é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. – BR, Petrobras Biocombustível, Transpetro, Gaspetro e Petroquisa. Ele foi nosso Diretor Financeiro de janeiro de 2003 a julho de 2005 e é nosso Presidente desde 22 de julho de 2005. O Sr. Gabrielli é Ph.D em Economia pela Universidade de Boston (1987). Ele é Professor Titular de Economia licenciado da Universidade Federal da Bahia (UFBA). O Sr. Gabrielli não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

Luciano Galvão Coutinho: O Sr. Coutinho é membro Conselho de Administração da Petrobras desde 4 de abril de 2008 e é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. – BR. Ele é presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) desde 27 de abril de 2007. Além disso, o Sr. Coutinho é membro do Conselho de Administração da Vale S.A., membro do Comitê Curador pela Fundação Nacional da Qualidade – FNQ e representante do BNDES junto ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico—FNDCT. O Sr. Coutinho é Ph.D. em economia pela Universidade de Cornell, e tem diploma de mestrado em economia pelo Instituto de Pesquisas Econômicas—Fipe da Universidade de São Paulo (USP), e também é bacharel em economia pela USP. O Sr. Coutinho não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

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Figura II - Posição Acionária

2.3 - Posição acionária do CF, CA e Diretoria.

2.4 – Demonstrativo da remuneração paga aos membros do conselho de administração e do conselho fiscal – Anexo I

2.5 – 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 e delegações das competências do conselho para a Diretoria Executiva - Anexo II


3.1 - Análise sobre o ambiente de gestão, contemplando, no mínimo:

a) O comportamento do mercado de petróleo

O melhor desempenho da economia mundial proporcionou mais um ano de recuperação do mercado de petróleo. O preço do barril do Brent oscilou menos que em 2009, com mínimo de US$ 69,55 e máximo de US$ 94,75. O valor médio anual ficou em US$ 79,47, uma alta de 29% em relação à cotação média de 2009. O consumo de petróleo em 2010 retornou aos níveis pré-crise, superando a projeção inicial dos analistas. A alta foi liderada em termos absolutos pelos países não membros da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), como China e Índia, que, mais uma vez, se destacaram com crescimento da demanda superior à média dos últimos cinco anos. O consumo dos países da OCDE também excedeu as estimativas, especialmente no segundo semestre. Em relação à oferta, não se confirmou o receio de que o crescimento da produção de petróleo não OPEP (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) pudesse ser significativamente afetado pela crise econômica de 2008. A Rússia manteve o patamar de cerca de 10 milhões de bpd, enquanto Brasil, Canadá e China registraram aumento em 2010. Os volumes produzidos na região do Mar do Norte e no México, por sua vez, continuaram em declínio. Já líquidos de gás natural e condensado (LGN) da OPEP – não sujeitos às cotas de produção – apresentaram relevante alta. Como em 2009, a OPEP produziu acima da meta de 24,8 milhões de bpd, estabelecida em dezembro de 2008. O acidente no Golfo do México, na plataforma Deepwater Horizon, acarretou a moratória da exploração de petróleo nos Estados Unidos por alguns meses, mas não ocasionou impacto expressivo no volume produzido naquele país em 2010. No ambiente geopolítico, as sanções contra



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o Irã, aliadas aos movimentos de guerrilha na Nigéria, foram os eventos mais marcantes, mas não afetaram de forma acentuada os preços do petróleo.

b) A estratégia de atuação da empresa

A estratégia corporativa contempla a expansão de todos os negócios da companhia e baseia-se nos seguintes fatores de sustentabilidade: crescimento integrado, rentabilidade e responsabilidade social e ambiental. O programa de investimentos para atingir as metas de crescimento do Plano de Negócios 2010-2014 soma US$ 224 bilhões. Desse total, US$ 212,3 bilhões destinam-se a projetos no Brasil e US$ 11,7 bilhões a atividades no exterior, com foco nos Estados Unidos, na América Latina e no oeste da África. O segmento de Exploração e Produção (E&P) concentra a maior parte dos investimentos. Ao todo, serão US$ 118,8 bilhões – 53% do total aprovado para o período. Desse valor, aproximadamente US$ 33 bilhões destinam-se à exploração e desenvolvimento do Pré-Sal, cuja produção deverá atingir 241 mil bpd de óleo em 2014. O Plano 2010-2014 priorizou a produção doméstica. A produção total de óleo e gás natural deverá alcançar 3.907 mil boed em 2014, dos quais 3.603 mil boed no Brasil. O segmento de Refino, Transporte e Comercialização (RTC) contará com US$ 73,6 bilhões, o equivalente a 33% do total dos investimentos. Será mantida a estratégia de aumentar a capacidade de refino, assegurando o abastecimento nacional. Os investimentos se concentrarão na melhoria da qualidade dos combustíveis, na elevação do nível de processamento de óleo pesado e na expansão da capacidade do parque de refino. A carga processada de petróleo no Brasil deverá atingir 2.260 mil bpd até 2014, com a entrada em operação da Refinaria Abreu e Lima, em 2012, da primeira fase do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), em 2013, e da primeira fase da Refinaria Premium I, em 2014. Os investimentos em Gás e Energia (G&E), de US$ 17,8 bilhões, destinam-se à conclusão da ampliação da malha de transporte de gás natural e à geração de energias termelétrica, eólica e de biomassa. Além disso, esses investimentos permitirão o escoamento do gás do Pré-Sal, a conversão do gás natural em uréia e amônia e a atuação na cadeia de GNL. O Plano estabelece que os projetos tenham 67% de conteúdo nacional, com geração de encomendas de US$ 28,4 bilhões/ano, em média, aos fornecedores estabelecidos no Brasil e criação de 1,46 milhão de postos de trabalho diretos e indiretos, em todo o País.

c) matérias-primas e fornecedores (risco associado à dependência)

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.

d) O relacionamento com fornecedores

Em seu relacionamento com fornecedores, a Petrobras tem como diretriz priorizar as empresas nacionais de bens e serviços sempre que estas se mostrarem competitivas. 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.

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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..

e) A contratação de bens e serviços

Contratação de Bens e Serviços relacionados à Exploração 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.

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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.

f) Os produtos e serviços oferecidos (% da receita líquida)

Quadro IV - Receitas

Fonte: Petrobras/RI

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g) Os principais clientes por produtos e serviços

Quadro V - Clientes

Fonte: Petrobras/RI

h) O posicionamento no processo competitivo

A Petrobras possui uma posição dominante de mercado na produção de petróleo e gás natural de 97,5%, opera 90% da capacidade de refino e detêm 38,8% da distribuição de derivados no Brasil. A experiência da Companhia como única exploradora de petróleo e seus derivados no 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 elevada recursos e o estabelecimento de diversas bases no Brasil garantem à companhia vantagens competitivas frente aos participantes do setor de petróleo e gás natural.

A participação da Petrobras em 20 das 27 distribuidoras de gás natural, em todo o Brasil, manteve praticamente o mesmo perfil de 2009, com percentuais que variam de 24 a 100%;

A Petrobras possui participação em 25 usinas termelétricas com uma capacidade instalada de 5.771 MW, equivalente a 64% da capacidade termelétrica total do Brasil.

No segmento Petroquímico participamos da produção doméstica de petroquímicos básicos e das atividades de segunda geração através de investimentos em empresas do setor. Nossa principal participação é na companhia Braskem S.A., com aproximadamente 36,1% do capital total.

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No que se refere aos biocombustíveis, nossa participação na produção de etanol se dá através da participação minoritária em empresas produtoras. Nossas principais participações são na Total Agroindústria Canavieira S.A., com aproximadamente 40% do capital social, e mais recentemente adquirimos participação na Açúcar Guarani S.A., participação esta que deve atingir 45,7% do capital total.

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 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.

A indústria petroquímica brasileira era fragmentada, possuindo 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. Com a consolidação do setor, as companhias passaram a possuir uma maior capacidade de competir em nível internacional, inclusive substituindo importações. A Petrobras participa desse mercado, principalmente, através de associações minoritárias, ainda que relevantes, com outras companhias.

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O mercado de Biocombustíveis, especialmente o de etanol e biodiesel, ou seja, os que a Petrobras possuiu maior interesse é pulverizado e de forte concorrência. O país tem um clima e condições de solo altamente favoráveis para o cultivo da cana-de-açúcar e plantações para a produção de óleos vegetais, insumos para o etanol e o biodiesel. Assim sendo, o País continua atraindo entrantes nesse mercado visando não só o mercado interno, mas também a produção para exportação.

A Petrobras atua no mercado de fertilizantes produzindo amônia e uréia. Esse mercado é muito dependente de importações, e, por isso, vemos grande oportunidade em aproveitar do crescimento da economia brasileira e da substituição de importação para ampliar nossa participação de mercado. A integração dos negócios da companhia, aproveitando nossa produção de hidrocarbonetos, nos garante uma vantagem competitiva.

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.

i) A atuação no setor de gás

A expansão da oferta de gás natural continuou em 2010, com a conclusão de importantes projetos voltados para a infraestrutura de produção e escoamento. A produção, incluindo a de parceiros, atingiu 62 milhões de m³/dia, superando em 7,5% a de 2009. A oferta doméstica foi de 28,6 milhões de m³/dia, descontados o gás liquefeito e o utilizado no processo produtivo, a injeção nos poços e as perdas. A oferta total de gás natural ao mercado brasileiro foi de 62,4 milhões de m³/dia, sendo 26,2 milhões de m³/dia através do gasoduto Bolívia-Brasil, já descontado o gás de uso no sistema. O volume importado de GNL regaseificado foi de 7,6 milhões de m³/dia, chegando a 18,9 milhões de m³/dia. O aumento do consumo em relação ao ano anterior é resultado do reaquecimento da economia e da maior demanda termelétrica, especialmente no segundo semestre. Os investimentos foram expressivos em 2010: a infraestrutura de transporte recebeu R$ 6 bilhões. Foram destaques a expansão da capacidade da malha de gasodutos no País e os empreendimentos de geração de energia elétrica.

j) Os fatores de risco e sua gestão

Riscos relativos à Companhia: Nossa capacidade de atingir nossos objetivos de crescimento no longo prazo depende da nossa capacidade em desenvolver nossas reservas, sem o que podemos não alcançar nossas metas de crescimento da produção. Nossa capacidade de alcançar nossos objetivos de crescimento, incluindo os definidos em nosso Plano de Negócios 2010-2014, depende da nossa capacidade em conseguir desenvolver nossas reservas existentes, e, em prazo mais longo, de nossa capacidade em descobrir reservas adicionais.

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O desenvolvimento dos reservatórios em águas profundas e ultraprofundas, incluindo os reservatórios do pré-sal que nos foram onerosamente cedidos pelo governo brasileiro, exigiram e continuarão a exigir investimentos significativos. Um importante desafio operacional, especialmente para o desenvolvimento do pré-sal, será a construção de infraestrutura necessária a distâncias consideráveis da costa, bem como a garantia de mão-de-obra qualificada e de serviços offshore, desafio acentuado pelos objetivos de conteúdo local (aquisição de um nível mínimo de bens e serviços de fornecedores no Brasil). Não podemos garantir que teremos ou que seremos capazes de obter, no período de tempo que esperamos, recursos suficientes para a instalação de infraestrutura, contratação de mão-de-obra qualificada e provisionamento de serviços offshore necessários para explorar os reservatórios em águas profundas e ultraprofundas atualmente licenciados, concedidos ou cedidos de forma onerosa, ou que possam ser licenciado no futuro, inclusive como resultado da promulgação do novo modelo regulatório para a indústria do petróleo e gás no Brasil. Nossas atividades de exploração nos expõem a riscos inerentes à perfuração, incluindo o risco de que não descubramos reservas comercialmente produtivas de hidrocarbonetos. Os custos de perfuração são frequentemente incertos, e diversos fatores que estão além do nosso controle (tais como condições inesperadas de perfuração, falhas ou incidentes nos equipamentos e carência ou 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. Além disso, o aumento da concorrência no setor de petróleo e gás no Brasil pode elevar os custos de aquisição de reservatórios adicionais em futuras rodadas de licitações. Podemos não ser capazes de manter nossos objetivos de crescimento em longo prazo para a produção de petróleo e gás natural, a menos que possamos conduzir as atividades de exploração e desenvolvimento de nossos grandes reservatórios de maneira oportuna. Nossas estimativas quanto às reservas de petróleo e gás natural envolvem grau de incerteza, podendo afetar negativamente nossa capacidade de gerar receita. As reservas provadas de petróleo e gás natural são nossas quantidades estimadas de petróleo, gás natural e líquido de gás natural cujos dados geológicos e de engenharia demonstram serem recuperáveis a partir de reservas conhecidas, sob condições operacionais e econômicas existentes (isto é, preços e custos nas datas em que as estimativas foram feitas), em conformidade com regulamentos pertinentes. Nossas reservas provadas de petróleo e gás natural são reservas que esperamos recuperar através dos poços existentes, utilizando os equipamentos e métodos operacionais atuais. Há incerteza na estimativa de quantidades de reservas provadas em relação aos preços prevalentes do petróleo e do 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 nossos resultados operacionais e nossa posição financeira. Processos judiciais e de arbitragem podem causar prejuízos e perdas de tempo e dinheiro. Atualmente, somos parte em diversos processos judiciais nas áreas cível, administrativa, ambiental, trabalhista e fiscal. Estes processos envolvem valores significativos. Diversas ações individuais respondem por parte significativa da quantidade total de ações contra nós, como por exemplo, ação tributária totalizando R$ 4,5 bilhões (para mais detalhes, ver itens 4.3 ao 4.7 deste Formulário de Referência). Caso venhamos a perder os processos que envolvem valores significativos 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 terá impacto negativo material em nossa posição financeira e nos resultados operacionais. Também estamos sujeitos a processos

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contenciosos e administrativos em relação às nossas concessões (de exploração e produção de petróleo e gás) e outras autorizações governamentais, que podem resultar na revogação de tais concessões e autorizações. Além disso, nossa administração poderá ter que direcionar seu tempo e atenção para a defesa destes processos, o que poderá prejudicar seu foco em nossos negócios principais. Dependendo do resultado, processos contenciosos podem resultar em restrições às nossas operações e poderão ter impacto material em nossos negócios. Não temos seguros contra a paralisação dos negócios de nossas operações no Brasil e a maioria de nossos ativos não está segurada contra atos de 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. Por exemplo, se nossos trabalhadores entrarem em greve as interrupções das operações poderão nos afetar negativamente. Além disso, não temos seguros para a maioria de nossos ativos para casos de guerras ou sabotagem. Desse modo, ataques ou incidentes operacionais que causem interrupção dos negócios podem impactar, de forma relevante, nossa posição financeira ou em nossos resultados operacionais. Estamos vulneráveis a aumentos nas despesas de financiamento resultantes de aumentos nas taxas de juros de mercado e oscilações da taxa de câmbio. Em 31 de dezembro de 2010, 60% — US$ 41.462 milhões de nosso endividamento total — consistia de dívida de taxas flutuantes. À luz das considerações de custo e de análise de mercado decidimos não celebrar contratos de derivativos ou de hedge contra riscos de aumento nas taxas de juros. Desse modo, caso as taxas de juros de mercado (principalmente LIBOR) subam, nossas despesas financeiras aumentarão, o que poderá ter impacto negativo em nossos resultados operacionais e na nossa posição financeira. As oscilações na taxa de câmbio, especialmente a depreciação do real em relação ao dólar americano, também podem aumentar nossas despesas financeiras, uma vez que a maior parte de nossa receita está expressa em reais, enquanto parcela das despesas operacionais e dos dispêndios de capital e de nosso endividamento estão, e espera-se que continuem, expressas ou indexadas em dólares americanos ou em outras moedas estrangeiras. Exploração e produção de petróleo em geral, especialmente em águas profundas e ultraprofundas, envolvem riscos. As atividades de exploração e produção de petróleo envolvem riscos que são aumentados em operações em águas profundas e ultraprofundas. Importante salientar que a maior parte de nossas atividades de exploração e produção é realizada em águas profundas e ultraprofundas, e a tendência é que este nível permaneça constante ou aumente devido à localização de nossos reservatórios do pós-sal e do pré-sal em águas profundas e ultraprofundas. Nossas atividades, especialmente a perfuração em águas profundas e ultraprofundas, apresentam vários riscos tais como o risco de vazamentos, explosões em plataformas e desastres naturais. A ocorrência de quaisquer destes eventos ou outros incidentes podem resultar em lesões pessoais, perda de vidas e graves danos ambientais, incorrendo em despesas de contenção, limpeza e reparo, danos a equipamentos e responsabilidade em processos civis e administrativos. Nossas apólices de seguro não cobrem todas essas responsabilidades, assim como podem não existir apólices para todos esses riscos. Não podemos garantir que incidentes não ocorrerão no futuro, ou

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que o seguro cobrirá de modo adequado todo o escopo ou extensão de nossos prejuízos ou que não sejamos considerados responsáveis pelas reivindicações advindas destes e de outros eventos. O novo modelo regulatório para a indústria de petróleo e gás no Brasil, incluindo a Cessão Onerosa, pode ser impugnado em tribunais brasileiros. O novo modelo regulatório para a indústria de petróleo e gás no Brasil, proposto em 2009 e promulgado em 2010, estabelece novas regras para a exploração e produção de petróleo e gás natural nas áreas do pré-sal no Brasil. Adicionalmente, o acordo que celebramos com o governo federal em 3 de setembro de 2010 (contrato de Cessão Onerosa), segundo o qual o governo nos cede, onerosamente, os direitos de exploração e produção de 5 bilhões de barris de óleo equivalente de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos em áreas não licitadas do pré-sal é parte da Lei aprovada pelo Congresso e promulgada também em 2010. Oposições à constitucionalidade ou legalidade do novo modelo regulatório para a indústria do petróleo e gás no Brasil, incluindo impugnações à Cessão Onerosa, podem ser instauradas perante o Supremo Tribunal Federal (STF) ou o Superior Tribunal de Justiça, (STJ). Oposições à constitucionalidade ou legalidade do novo modelo regulatório podem estar relacionadas à nossa situação como operadora exclusiva em todas as áreas do pré-sal que ainda não estão sob concessão, além de outras áreas que o CNPE (Conselho Nacional de Política Energética) possa considerar estratégicas e conceder os direitos de exploração e produção em tais áreas a nós sem processo de licitação pública. Oposições à constitucionalidade ou legalidade da Cessão Onerosa podem estar relacionadas à concessão direta de direitos de exploração e produção a nós sem licitação pública, valor de contrato pago pela Cessão Onerosa ou às condições, metodologias e resultados decorrentes do processo de revisão do contrato, conforme os termos constantes da Cessão Onerosa. Caso o novo modelo regulatório para a indústria de petróleo e gás no Brasil, incluindo a Cessão Onerosa, seja determinado como sendo integralmente ou parcialmente inconstitucionais ou ilegais incertezas sobre a regulamentação do setor de petróleo e gás no qual operamos podem surgir, incluindo questões sobre a validade das relações legais baseadas no novo modelo regulatório, incluindo os direitos adquiridos em conformidade com a Cessão Onerosa. Além disso, não podemos garantir que o preço pago pela Cessão Onerosa não será contestado. Nós e nossos administradores podemos estar sujeitos a processos legais questionando a aprovação e a assinatura do contrato de Cessão Onerosa como sendo prejudicial aos interesses dos acionistas minoritários. Não sabemos se haverá uma contestação de constitucionalidade ou legalidade do novo modelo regulatório para a indústria do petróleo e gás no Brasil, incluindo a Cessão Onerosa; tampouco, podemos prever, caso isto aconteça, o resultado de tal processo legal. Riscos relativos ao controlador, direto ou indireto, ou grupo de controle: A Cessão Onerosa que celebramos com o governo federal é uma transação de uma parterelacionada. A Cessão Onerosa de exploração e produção de petróleo e gás, relativa a áreas específicas do pré-sal, é regida por um contrato (“Contrato de Cessão Onerosa”) entre o governo brasileiro, nosso acionista controlador e a Companhia. A negociação da Cessão Onerosa envolveu questões relevantes, incluindo negociações em relação à (1) área coberta pela Cessão Onerosa, consistindo de blocos exploratórios; (2) volume, com base em barris de óleo equivalente que temos o direito de

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extrair desta área; (3) preços a serem pagos pela Cessão Onerosa; (4) termos de revisão do valor do contrato e volume em conformidade com a Cessão Onerosa; e (5) termos que determinam a realocação de volumes entre os blocos exploratórios cedidos a nós. Este contrato inclui disposições para uma revisão posterior de seus termos, que estão sujeitos a parâmetros da indústria e do preço do petróleo no momento em que tal revisão for feita. Assim que o processo de revisão estiver concluído (conforme os termos da Cessão Onerosa), caso seja determinado que o valor de contrato revisado é maior do que o valor inicial efetuaremos pagamento adicional ao governo federal ou reduziremos a quantidade de barris de óleo equivalente da Cessão Onerosa. Por outro lado, caso seja determinado que o valor do contrato revisado é menor do que o valor inicial, o Governo Federal nos fará um pagamento. Isso exigirá uma negociação com o governo federal em conformidade com os termos da Cessão Onerosa. A Cessão Onerosa prevê a realocação de volumes entre os blocos exploratórios cedidos a nós, caso a produção de petróleo e gás seja considerada economicamente inviável em um ou mais blocos por motivos geológicos que impeçam o cumprimento da Cessão Onerosa. Tal realocação resultaria em revisão do volume de barris de óleo equivalente que teríamos que produzir por bloco, o que poderia nos impedir de produzir a quantidade máxima de barris de óleo equivalente considerada, em cada bloco, no contrato da Cessão Onerosa. Caso não possamos produzir tal quantidade máxima, o governo federal assumiu a obrigação contratual de nos indenizar pelos volumes não produzidos, conforme condições na Cessão Onerosa. Durante o período da Cessão Onerosa, novas questões podem surgir em relação ao processo de revisão e de realocação que irão exigir negociações entre as partes relacionadas. O governo brasileiro, na qualidade de acionista controlador, poderá nos exigir o alcance de certas metas macroeconômicas e sociais que poderão ter impactos negativos em nossos resultados operacionais e em nossa posição financeira. O governo brasileiro, na qualidade de acionista controlador, alcançou, e poderá alcançar no futuro, alguns de seus objetivos macroeconômicos e sociais através de nossa companhia, caso seja permitido por lei. 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 deste, a maioria dos membros da diretoria executiva que é a responsável pela nossa gestão. Com isso, poderemos participar de atividades que dêem preferência aos objetivos do governo federal ao invés de focar única e exclusivamente em nossos objetivos econômicos e empresariais. Adicionalmente, continuamos a prestar assistência ao governo federal brasileiro 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. Podemos não obter, ou poderá ser difícil obter financiamentos para nossos investimentos, o que pode representar um impacto negativo significativo. De acordo com o nosso Plano de Negócios 2010-2014, pretendemos investir US$ 224 bilhões entre 2010 e 2014. Este montante não contempla o valor da Cessão Onerosa ou os investimentos que

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serão necessários para explorar e desenvolver as áreas definidas em contrato. Para implantar nosso Plano de Negócios 2010-2014, incluindo o desenvolvimento de nossas atividades de exploração de petróleo e gás natural nas camadas do pré e pós-sal e o desenvolvimento da capacidade de refino suficiente para processar o aumento no volume de produção, precisamos buscar financiamentos no mercado financeiro e de capital, incluindo, entre outros meios, empréstimos e emissão de títulos de dívida. Não podemos garantir que conseguiremos obter financiamento necessário, em tempo hábil e de maneira vantajosa para implantar nosso Plano de Negócios 2010-2014. O governo brasileiro mantém o controle sobre nosso orçamento de investimento e estabelece limites sobre nossos investimentos e endividamento de longo prazo. Como somos uma entidade estatal, devemos submeter nossa proposta de orçamento anual ao Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, ao MME e ao Congresso Brasileiro para aprovação. Nosso orçamento aprovado pode não ser suficiente para realizar todos os investimentos que imaginamos e pode impedir que adquiramos endividamento adicional em determinado exercício fiscal. Caso não consigamos obter financiamento em termos e condições razoáveis que não necessitem da aprovação do governo e do Congresso Brasileiro, podemos não ser capazes de concluir nossos investimentos planejados, ou parte deles, incluindo aqueles para desenvolver nossas atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural, o que poderia afetar nosso negócio de maneira negativa. 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 recibos, e limitar nossa capacidade de financiar nossas operações. O valor de mercado dos títulos das companhias brasileiras é afetado em diversos níveis pela condição econômica e de mercado de outros países, incluindo os Estados Unidos, outros países da América Latina e países emergentes. Apesar das condições econômicas desses países diferirem significativamente das condições econômicas do Brasil, as reações dos investidores nesses outros países poderão ter 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 em títulos de emissores brasileiros, inclusive os nossos. Isto pode afetar negativamente nossas ações e pode limitar nossa capacidade de financiar nossas operações. Riscos relativos às controladas e coligadas: A Petrobras possui um grande número de empresas controladas 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 consolidados. 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.

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Riscos relativos aos fornecedores da Companhia: A Petrobras tem inúmeros projetos em desenvolvimento e, portanto um grande número de encomendas. Devido ao perfil da indústria de óleo e gás natural, cuja quantidade de fornecedores para alguns equipamentos de alta tecnologia é limitada, talvez não possamos assegurar o recebimento desses equipamentos que necessitamos para nossos investimentos no tempo requerido, prejudicando as nossas metas de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás. Riscos relativos aos clientes da Companhia: Conforme item 7.4.a, os maiores clientes da Companhia fazem parte do Sistema Petrobras. Ainda assim, podem ocorrer situações adversas que afetem 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 Petrobras Distribuidora, que tradicionalmente respondem por parcela significativa dos seus resultados. Em conjunto, foram responsáveis por 34% da receita operacional líquida da Petrobras no exercício social encerado em 31 de dezembro de 2010. Não se pode garantir que os clientes da Petrobras, incluindo a PifCo, a Petrobras Distribuidora ou outras empresas do Sistema Petrobras, honrarão as obrigações assumidas ou que vierem a assumir perante à Petrobras. Podem ocorrer, por exemplo, situações adversas na situação econômico-financeira de clientes que sejam, em conjunto ou isoladamente, representativos para a nossa Companhia. Nesse caso, a receita e os resultados da Petrobras poderão ser adversamente afetados. Riscos relativos aos setores da economia nos quais a Petrobras atua: A volatilidade e as quedas substanciais ou prolongadas nos preços internacionais do petróleo, dos derivados e do gás natural, bem como uma depreciação significativa do real em relação ao dólar americano, podem representar impacto negativo sobre nossas atividades. A maior parte de nossa receita é oriunda da venda de petróleo e de seus derivados e, em menor grau, do gás natural. Não temos e nem teremos controle sobre os fatores que influenciam os preços internacionais do petróleo, derivados de petróleo e gás natural. As alterações nos preços do petróleo implicam, normalmente, em alterações nos preços dos derivados de petróleo e do gás natural. Historicamente, os preços internacionais desses produtos oscilaram muito como resultado de diversos fatores, tais como:

· Desenvolvimento econômico e fatores geopolíticos global e regionais, sobretudo nas regiões produtoras de petróleo, especificamente no Oriente Médio; · A capacidade 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 globais e regionais do petróleo, derivados e gás natural; · As crises financeiras globais, tais como a crise financeira mundial de 2008; · A concorrência com outras fontes de energia; · As regulamentações de governos nacionais e estrangeiros; e · Condições meteorológicas.

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

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podem afetar de forma significativa tanto os nossos negócios quanto os resultados operacionais e posição financeira, bem como o valor de nossas reservas provadas. 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, em médio prazo, e estimativas de reservas, no futuro. Além disso, nossa política de preços no Brasil está em paridade de importação com os preços internacionais dos produtos em longo prazo. Em geral, não ajustamos nossos preços do diesel, gasolina ou GLP no curto prazo, em períodos de volatilidade nos mercados internacionais. Consequentemente, a alta significativa ou prolongada do preço internacional do petróleo e derivados pode resultar em margens de refino reduzidas e pode ser que não aufiramos todos os ganhos que nossos concorrentes auferem em períodos de preços internacionais mais altos. Estamos também expostos a este risco durante o período de depreciação do real em relação ao dólar americano, uma vez que vendemos petróleo e derivados no Brasil, em reais, e os preços internacionais para estes produtos são estabelecidos em dólares americanos. Uma depreciação do real reduz nossos preços em relação ao dólar americano e pode levar a queda de margens. As condições políticas e econômicas brasileiras têm impacto direto em nossos negócios e poderão ter um efeito adverso em nossas atividades. As políticas econômicas do governo federal poderão ter efeitos importantes sobre as companhias brasileiras, inclusive sobre nós, e nas condições de mercado e preços dos títulos de dívida brasileiros. Nossa posição financeira e resultado operacional podem ser impactados de modo desfavorável pelos seguintes fatores ou pela resposta do governo federal a eles:

· Desvalorizações e outras alterações nas taxas de câmbio; · Inflação; · Políticas de controle de fluxos de capital; · Taxas de juros; · Liquidez de capital e mercados de dívida; · Política fiscal; · Política regulatória para a indústria de petróleo e gás, incluindo a política de preços; e · Outros eventos de natureza política, diplomáticos, sociais e econômicos no Brasil ou que venham a afetá-lo.

A incerteza sobre a possibilidade de o governo federal implantar mudanças na política ou regulamentações que possam afetar qualquer um dos fatores acima mencionados 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, o que poderá ter um impacto negativo sobre nossos resultados operacionais e posição financeira. Riscos relativos à regulação dos setores em que a Petrobras atua: Por definição da legislação brasileira, não possuímos nenhum dos acúmulos de petróleo e gás natural no subsolo no Brasil. O acesso a 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 todos os acúmulos de petróleo e gás natural no subsolo, e a concessionária fica com o que for produzido a partir desses acúmulos, conforme os contratos de concessão. Temos o direito exclusivo de explorar os volumes de petróleo e gás natural registrados em nossas reservas, conforme os contratos de concessão assinados com o governo brasileiro e os hidrocarbonetos que produzimos são nossa propriedade. Nossa capacidade de auferir renda seria impactada de modo negativo caso o

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governo federal nos restringisse ou proibisse de explorar estas reservas de petróleo e gás natural. Além disso, estamos sujeitos a multas aplicáveis pela ANP e nossas concessões poderiam ser revogadas, caso não cumprirmos com nossas obrigações definidas nos contratos de concessão. Estamos sujeitos a diversas regulamentações de SMS (segurança, meio-ambiente e saúde), que se tornaram mais rígidas recentemente e que poderão resultar em aumento de passivo e de dispêndios de capital. Nossas atividades estão sujeitas a 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. Especialmente no Brasil, nossas atividades de exploração e produção de petróleo e gás estão sujeitas a uma ampla regulamentação de várias agências governamentais, incluindo a ANP, a ANEEL, a Agência Nacional de Transporte Aquaviários e a Agência Nacional de Transportes Terrestres. O não cumprimento dessas leis e regulamentações pode resultar em multas que poderiam afetar desfavoravelmente nossas operações. No Brasil, por exemplo, estamos sujeitos a sanções criminais e administrativas, incluindo advertências, multas e ordens de fechamento devido ao não-cumprimento dessas regulamentações ambientais, que, dentre outras coisas, limitam ou proíbem as emissões ou derrames de substâncias tóxicas produzidas em nossas operações. 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 Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) e a ANP fiscalizam constantemente nossas instalações e podem impor multas, restrições nas operações e outras sanções, como resultado de suas fiscalizações. Além disso, estamos sujeitos a leis ambientais que nos fazem incorrer em gastos significativos para prevenir danos que um projeto possa 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 regulamentações 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, é provável que nossos dispêndios de capital para o cumprimento das regulamentações ambientais e melhorias em nossas práticas de segurança, meio ambiente e saúde aumentem de modo significativo no futuro. Não podemos garantir que seremos capazes de manter ou renovar nossas licenças e alvarás, caso sejam revogados ou caso as autoridades ambientais pertinentes se oponham ou atrasem a emissão ou renovação de tal documentação. O aumento dos gastos para atendimento das regulamentações ambientais, para mitigar o impacto ambiental de nossas operações ou para restaurar as características biológicas e geológicas das áreas onde operamos pode resultar na redução de outros investimentos estratégicos. Qualquer aumento significativo nos gastos para cumprimento das regulamentações ambientais ou redução em investimentos estratégicos pode impactar negativamente os nossos resultados operacionais ou nossa condição financeira.

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Riscos relativos aos países estrangeiros onde a Companhia atua: Estamos sujeitos a riscos relativos às nossas operações internacionais. Operamos em diversos países, particularmente da América do Sul e África Ocidental, em 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, pela instabilidade política e por ações governamentais relativas à economia, incluindo:

· Imposição de controle de preços; · Imposição de restrições nas exportações de hidrocarbonetos; · Oscilação das moedas locais frente ao real; · Nacionalização de reservas de petróleo e gás; · Aumentos nas alíquotas do imposto de exportação e do imposto de renda para o setor de petróleo e derivados; e · Mudanças institucionais unilaterais (governamentais) e contratuais, incluindo controles sobre investimentos e limitações para novos projetos.

Caso um ou mais dos riscos acima descritos ocorreram, 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 em nossos resultados operacionais e posição financeira. Os riscos apresentados no item anterior são constantemente monitorados pela Petrobras. Neste momento, a Companhia não possui expectativas de redução ou aumento dos riscos apresentados.

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4.1 - Análise sobre o ambiente de negócios, contemplando, no mínimo, resumo operacional contendo números sobre as operações.

Quadro VI Operações 2010

RESERVAS PROVADAS - Critério SPE - (bilhões de barris de óleo equivalente – boe)(1)(2) - BRASIL E EXTERIOR 16,0

Óleo e condensado (bilhões de barris) 13,4 Gás natural (bilhões de boe) 2,6

PRODUÇÃO MÉDIA DIÁRIA (mil boe)(1) - BRASIL E EXTERIOR 2.583

Óleo e LGN (mil bpd) 2.155

Terra 303

Mar 1.852

Gás natural (mil boed) 428

Terra 190 Mar 238

POÇOS PRODUTORES (óleo e gás natural) – em 31 de dezembro(1) 15.087

Terra 14.408

Mar 679

SONDAS DE PERFURAÇÃO – em 31 de dezembro 98

Terra 40 Mar 58

PLATAFORMAS EM PRODUÇÃO – em 31 de dezembro 132

Fixas 86

Flutuantes 46

FROTA DE NAVIOS – em 31 de dezembro 291

Quantidade – operação própria 52 – operação de terceiros 239

TERMINAIS – em 31 de dezembro(3)

Quantidade 48 Capacidade de armazenamento ( milhões m3) 10,6

REFINARIAS – em 31 de dezembro(1)(5)

Quantidade 16

Capacidade nominal instalada (mil barris por dia – bpd) 2.288

Carga fresca processada (mil barris por dia - bpd) 2.004

Brasil 1.798

Exterior 206

Produção média diária de derivados (mil barris por dia – bpd) 2.052

Brasil 1.832

Exterior 220

IMPORTAÇÃO (mil barris por dia – bpd) 615

Óleo 316 Derivados 299

EXPORTAÇÃO (mil barris por dia – bpd) 697

Óleo 497 Derivados 200

COMERCIALIZAÇÃO DE DERIVADOS (mil barris por dia – bpd) Brasil 1.960

VENDAS INTERNACIONAIS (mil barris por dia – bpd) Óleo, gás e derivados 593

ORIGEM DO GÁS NATURAL (milhões de m3 por dia)(4) 62

Gás nacional 29

Gás boliviano 26 GNL 8

DESTINO DO GÁS NATURAL (milhões de m3 por dia)(4) 62

Não-térmico 37

Termelétricas 16

Refinarias 7 Fertilizantes 2

ENERGIA(1)

Número de usinas termelétricas(5)(6) 16

Capacidade instalada (MW)(5)(6) 5.944

FERTILIZANTES (1 ) 2

POSTOS DE SERVIÇOS 8.477 Brasil 7.306 Exterior 1.171

(1) Inclui informações do exterior, correpondentes à parcela da Petrobras em empresas coligadas

(2) Reservas provadas medidas de acordo com o critério SPE (Society os Petroleum Engineers)(3) Inclui apenas os terminais da Transpetro(4) exclui queima, consumo próprio do E&P, liquefação e reinjeção

(5) Inclui apenas os ativos com participação maior ou igual a 50%(6) Inclui apenas termelétricas movidas a gás natural

Fonte: Petrobras/RI

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4.2 - Desafios do crescimento, descobertas, novas concessões e reservas provadas sobre as áreas de exploração e produção, refino e comercialização.

Concessões Não houve rodada de licitações da ANP em 2010. O portfólio de concessões exploratórias da companhia, com as aquisições e as devoluções realizadas no ano, passou a contar com 198 blocos, que totalizam 113,8 mil km². Além disso, estão sendo avaliadas descobertas em outras 31 áreas, que compreendem 16,4 mil km². A área exploratória da Petrobras é de 130,2 mil km². Cessão Onerosa Em 2010, foi sancionada a Lei nº 12.276, de 30/06/2010, referente à Cessão Onerosa. Essa lei autoriza a União Federal a ceder onerosamente à Petrobras o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos em áreas não concedidas do Pré-Sal, limitando-se à produção de no máximo 5 bilhões de boe.

Quadro VII – Contratos da Cessão Onerosa

Contratos da Cessão Onerosa na Bacia de Santos

Área do Contrato Volume da Cessão Onerosa (mil barris de óleo equivalente)

Valor do Barril (US$/boe)

Valoração da Cessão Onerosa

(US$ mil) Florim 466.968 9,01 4.207.382 Franco 3.058.000 9,04 27.644.320 Iara 599.560 5,82 3.489.439 Tupi NE 427.784 8,54 3.653.275 Guará Sul 319.107 7,94 2.533.710 Tupi Sul 128.051 7,85 1.005.200 Peroba (contingente)

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TOTAL 4.999.470 42.533.326 Fonte:Petrobras/RI Reservas provadas As reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras no Brasil atingiram 15,283 bilhões de boe em 2010 pelo critério ANP/SPE, um aumento de 8% em relação ao ano anterior. Foi apropriado 1,911 bilhão de boe em reservas e produzidos 797 milhões de boe, incorporando às reservas provadas da companhia 1,114 bilhão de boe. Com essa incorporação, o Índice de Reposição de Reservas (IRR) foi de 240%, o que significa que para cada barril de óleo equivalente produzido no ano foi acrescentado 1,4 barril de óleo equivalente às reservas. O indicador Reserva/Produção (R/P) aumentou para 19,2 anos. Além dos volumes acima referidos, a Petrobras possui o direito de produzir, em áreas do pré-sal, o volume de 5 bilhões de boe, adquirido em 2010 através do Contrato de Cessão Onerosa.

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Entre as principais apropriações em 2010, estão: • Descobertas de Lula e Cernambi na Unidade de Operações da Bacia de Santos; • Descobertas nos campos de Marlim e Pampo na Unidade de Operações da Bacia de Campos; e

nos campos de Barracuda, Caratinga e Marlim Leste na Unidade de Operações do Rio de Janeiro; • Projetos de aumento de recuperação de petróleo nos campos de Roncador, Marlim Sul, Albacora

Leste e Marlim Leste na Unidade de Operações do Rio de Janeiro; de Marimbá e Maromba na Unidade de Operações da Bacia de Campos e de Leste de Urucu na Unidade de Operações do Amazonas.

• Foi apropriado como reserva provada 1,071 bilhão de boe do Pré-Sal da Bacia de Santos e 0,210 bilhão de boe do Pré-Sal da Bacia de Campos.

4.3 - Atuação na área de petroquímica, em especial, sobre fertilizantes.

A atuação da Petrobras na área de petroquímica é integrada aos demais negócios da companhia, de forma a ampliar a produção de petroquímicos e de biopolímeros, preferencialmente por meio de participações societárias no Brasil e no exterior. Acordo de Investimentos na Braskem A companhia consolidou sua atuação no setor com o aumento de sua participação na Braskem. O Acordo de Investimentos, celebrado em janeiro de 2010, estabeleceu que a operação de integração das participações petroquímicas entre Petrobras e Odebrecht ocorreria em várias etapas. Em fevereiro, a WBW, controlada da Petrobras Química S.A. - Petroquisa (subsidiária integral da Petrobras) e detentora de 31% do capital votante da Braskem, foi incorporada pela BRK, holding formada para concentrar as ações ordinárias de emissão da Braskem, pertencentes à Odebrecht e à Petrobras. No mesmo mês, a Petrobras e a Odebrecht firmaram um acordo que passou a regular as relações na qualidade de acionistas da Braskem e da BRK. Para atender ao Acordo de Investimentos, a Odebrecht, em março, aportou R$ 1 bilhão, e a Petrobras, em abril, mais R$ 2,5 bilhões na BRK. Após os aportes, a Odebrecht e a Petrobras passaram a deter 53,79% e 46,21% do capital total da BRK, respectivamente. Com o aumento de capital da BRK, foi iniciada a etapa seguinte do Acordo de Investimentos, a chamada de capital da Braskem S.A., que resultou em uma subscrição por seus acionistas de cerca de R$ 3,7 bilhões, finalizada em abril. No mesmo mês, a Braskem adquiriu, da Unipar, 60% da Quattor e, em maio, 100% da Unipar Comercial e 33,33% da Polibutenos. Em junho, as ações da Quattor detidas pela Petrobras foram incorporadas pela Braskem. Ainda no âmbito do Acordo de Investimentos, Petrobras, Braskem e BNDESPar anteciparam o direito de venda das ações que a BNDESPar detinha na Rio Polímeros S.A. (Riopol). Assim, a Petrobras passou a deter 10% do capital social total da Riopol, incorporada à Braskem em agosto. Após essa incorporação, Petrobras e Odebrecht passaram a deter, respectivamente, 36,1% e 38,3% do capital social total da Braskem. Em janeiro de 2010, Petrobras, Odebrecht e Braskem firmaram um acordo de associação para regular a participação da Braskem no Comperj e no Complexo Petroquímico de Suape.

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Aumento de participação na Petrocoque Em janeiro, foi adquirida pelos sócios Petroquisa e Universal e pela própria Petrocoque (recompra das ações) a totalidade das ações da Petrocoque detidas pela Companhia Brasileira de Alumínio (CBA) na forma e condições estabelecidas no Contrato de Compra e Venda de Ações, firmado em dezembro de 2009. Em função dessa aquisição e após o cancelamento das ações em tesouraria, a Petroquisa e a Universal passaram a deter, cada uma, 50% das ações da Petrocoque. Com a nova configuração societária da companhia, foi assinado, em abril, um novo Acordo de Acionistas e reformado o Estatuto Social da sociedade, de forma a adequá-lo à nova situação. Fertilizantes O parque produtor de fertilizantes da Petrobras é formado por duas plantas, localizadas na Bahia e em Sergipe. Os principais produtos comercializados são ureia, ácido nítrico, amônia e gás carbônico. Em 2010, o mercado de fertilizantes se reaqueceu. A Petrobras vendeu 772 mil t de ureia e 236 mil t de amônia, gerando faturamento líquido de R$ 680 milhões, valor superior aos R$ 572 milhões registrados em 2009. A Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados da Bahia (Fafen-BA) atingiu seu recorde de produção em 2010, com 335 mil t de ureia, quantidade 53% superior à de 2009. A produção da Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados de Sergipe (Fafen-SE) em 2010 foi de 423 mil t de ureia, superando o volume de 386 mil t do ano anterior. Em julho de 2010, a Fafen-SE alcançou seu recorde mensal histórico de produção de ureia, chegando a 56 mil t.

4.4 - Atuações nos segmentos de transporte (frota, terminais e oleodutos e gás natural).

A Petrobras Transporte S.A. (Transpetro), subsidiária da Petrobras para o segmento de transporte e armazenamento de petróleo, derivados, etanol e gás natural, opera 7.179 km de oleodutos, 7.193 km de gasodutos e 48 terminais – 20 terrestres e 28 aquaviários –, além de 52 navios. Em 2010, 48,9 milhões de t de petróleo e derivados foram transportados por navio, volume 15% inferior ao de 2009. A Transpetro movimentou, em seus terminais, 704 milhões de m³ de líquidos, volume 4% superior ao de 2009, além de uma média de 57 milhões de m³/dia de gás natural, 62% acima da registrada no ano anterior, em função da maior demanda de geração termelétrica e à recuperação dos outros mercados. O recorde de movimentação de gás natural no ano foi de 69 milhões de m³/dia.

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Novos navios O Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) da Transpetro compreende a construção de 49 navios, em duas fases, que acrescentarão 4 milhões de toneladas de porte bruto (tpb) à capacidade da frota atual. O Promef permitirá a incorporação de novas tecnologias às embarcações e 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 e oferecer condições para os estaleiros se tornarem internacionalmente competitivos. Em Pernambuco, estão sendo construídos os navios do tipo Suezmax (para transporte de óleo) e, no Rio de Janeiro, navios do tipo Produtos (para transporte de derivados de petróleo e etanol, com capacidade de 48 mil tpb), do tipo Panamax (para transporte de derivados de petróleo) e do tipo Bunker (para transporte de combustível para abastecimento de outras embarcações). Os demais serão construídos a partir de 2011. O lançamento ao mar do primeiro Navio Tanque do Promef (NT João Cândido) ocorreu em maio, em Pernambuco; o segundo (NT Celso Furtado), em junho, e o terceiro (NT Sergio Buarque de Holanda), em novembro, ambos no Rio de Janeiro. Em 2011, está prevista a entrega de cinco navios do Promef (dois do tipo Suezmax e três do tipo Produtos). Na segunda fase do Programa está prevista a construção de 23 embarcações, das quais 15 já contratadas. Sete delas são aliviadores de última geração, que serão construídos pela primeira vez no Brasil; três são para transporte de bunker (óleo combustível de navio); e cinco são gaseiros, para transporte de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP). Os oito navios restantes estão em processo de licitação. Para atender à demanda de transporte de biocombustíveis (sobretudo etanol) pela bacia hidrográfica do Tietê-Paraná, a Transpetro contratou a construção de 20 comboios fluviais, cada um composto por um empurrador e quatro barcaças. A capacidade de cada comboio é de aproximadamente 7.600 m³. Terminais e Oleodutos No Terminal de Guamaré (RN), a infraestrutura terrestre foi ampliada para permitir a movimentação de derivados da Refinaria Potiguar. A infraestrutura marítima também será ampliada, com investimentos de R$ 419 milhões. Para garantir o escoamento do aumento da produção de GLP em função do Plangás, a Petrobras está ampliando, na Baía de Guanabara, o Terminal da Ilha Redonda e construindo novas instalações na Ilha Comprida. Em Barra do Riacho (ES), também está sendo construído um novo terminal. Os terminais terrestres de Jequié (BA), Itabuna (BA), Itajaí (SC), Biguaçu (SC), Guaramirim (SC), Uberaba (MG), Uberlândia (MG) e Guarulhos (SP) foram capacitados para operar com biodiesel, de forma a atender os percentuais de mistura ao diesel exigido pela legislação.

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Operações com Gás Natural A malha de gasodutos de transporte e de transferência operada e mantida pela Transpetro somou 7.193 km, um aumento de 1.771 km em relação a 2009. Entraram em operação os seguintes gasodutos: o Ramal-UTG-Sul, o segundo trecho do Gasduc III, o Gascac, o duto de transferência Revap-PQU, o Gasbel II, o Pilar-Ipojuca, o Variante do Nordestão e o primeiro trecho do Gastau. A Transpetro opera sete plantas no Terminal de Cabiúnas (Tecab), com capacidade de processamento de 19,7 milhões de m³/dia de gás natural da Bacia de Campos. Em 2010, o volume processado foi de aproximadamente 16 milhões de m³/dia e a produção de GLP, de 14 mil t/dia.

4.5 - Distribuição; suprimento e transporte de gás natural.

A Petrobras Distribuidora, maior distribuidora de combustíveis do Brasil, chega ao fim de 2010 com a marca de 48.690 mil m³ comercializados, volume 8,2% maior que o registrado no ano anterior. A Distribuidora ultrapassou pela primeira vez a barreira dos 4 milhões de m³, estabeleceu o recorde de vendas de 4.058 mil m³/mês e manteve sua liderança no mercado doméstico de combustíveis, com market share anual de 38,8%, equivalente a um crescimento de 0,8 p.p. Com uma rede de 7.306 postos de serviços e cerca de 11 mil consumidores diretos, a Petrobras Distribuidora obteve uma receita operacional líquida de R$ 66 bilhões e lucro líquido de R$ 1,41 bilhão em 2010.

Gráfico V – Evolução do volume de vendas da BR

Evolução do volume de vendas da Petrobras Distribuidora em milhões de m³

30,033,9

37,841,8

48,7

2006 2007 2008 2009 2010

Em linha com a estratégia de liderar o mercado brasileiro de distribuição de derivados de petróleo e biocombustíveis, de aumentar a participação no mercado e de ampliar a capacidade logística para atender, de forma otimizada, ao crescimento dos diversos mercados, foram realizados investimentos diretos de R$ 895 milhões pelo segmento de Distribuição. Desse total, 28,2% destinaram-se à infraestrutura logística, 27,6% ao desenvolvimento e à modernização da rede de postos de serviço, 20,4% à manutenção da infraestrutura de distribuição de GLP e 19% ao suporte aos clientes comerciais e industriais. No ano, 336 postos oriundos da aquisição da Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga foram visualmente adequados ao padrão da Petrobras Distribuidora, restando 141 para a finalização do processo. Foi inaugurada a Rede de Distribuição de Gás Natural Canalizado de Cachoeiro do

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Itapemirim (ES), com extensão de 60 km de dutos e capacidade para transportar 600 mil m³/dia de gás natural para indústrias, estações de serviços e estabelecimentos comerciais capixabas. Também iniciou as atividades o Centro Operativo de GLP de Duque de Caxias (RJ), para aumentar a participação no mercado no estado, com capacidade de estocagem de 480 t de GLP e de envasamento de 4.500 t/mês. Outras iniciativas da Distribuidora foram a revitalização da marca Lubrax, o lançamento do Centro Tecnológico de Lubrificação Automotiva Lubrax + e a segunda edição do Plano Integrado de Marketing, voltado exclusivamente para a rede de postos de serviços. Transporte de Gás Natural A malha nacional de gasodutos de transporte aumentou 1.696 km, totalizando 9.506 km. Entraram em operação, em 2010, os seguintes dutos:

• Pilar-Ipojuca – O gasoduto se estende por 189,1 km, partindo da Estação de Distribuição de Gás (EDG) de Pilar até a Estação de Ipojuca. Em conjunto com a ampliação do Serviço de Compressão de Pilar, permite elevar a capacidade de movimentação do sistema Pilar-Guamaré de 3,5 milhões m³/dia para até 7,5 milhões m³/dia. Dessa forma, é possível aproveitar gás do Gasene para atendimento à usina termelétrica (UTE) Termopernambuco, à Refinaria Abreu e Lima e aos estados de Alagoas, Pernambuco, Paraíba e Rio Grande do Norte.

• Paulínia-Jacutinga – Com 93 km de extensão e capacidade de escoamento de 5 milhões de m³/dia, o Gasoduto Paulínia-Jacutinga permite levar, pela primeira vez, gás natural para atender aos municípios do sul de Minas Gerais.

• Ramal Gascav - UTG Sul Capixaba – Com 10 km de extensão e capacidade de transporte de 2 milhões de m³/dia, interliga o Gasoduto Cabiúnas - Vitória (Gascav) à Unidade de Tratamento de Gás Sul Capixaba (UTG - Sul Capixaba) para o suprimento de gás à região de Anchieta (ES).

• Cabiúnas – Reduc III (Gasduc III) – É o maior gasoduto em diâmetro da América do Sul e com a maior capacidade de transporte (40 milhões de m³/dia) entre os gasodutos brasileiros. Com 181 km de extensão, permite o escoamento do gás natural das bacias de Campos e do Espírito Santo.

• Rio de Janeiro– Belo Horizonte II (Gasbel II) - Com 268,9 km de extensão e capacidade para transportar 5 milhões de m³/dia, permite ampliar a oferta de gás natural para Minas Gerais. As principais áreas atendidas são a região metropolitana de Belo Horizonte e o Vale do Aço, onde estão instaladas importantes indústrias dos setores de mineração, siderurgia e celulose. O Gasbel II amplia o fornecimento de gás natural para atendimento às UTEs Aureliano Chaves e Juiz de Fora.

• Cacimbas – Catu (Gascac) – Com 954 km de extensão e capacidade para transportar 20 milhões de m³/dia, o Gascac é o maior trecho do Gasene (Gasoduto Sudeste–Nordeste, o gasoduto da integração). Interliga a Estação de Tratamento de Gás de Cacimbas, em Linhares (ES), à Estação de Distribuição de Gás (EDG) de Catu, em Pojuca (BA).

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4.6 - Energia elétrica e recursos energéticos renováveis, tais como biodiesel e etanol.

Energia Elétrica

A Petrobras gerou 1.837 MW médios em 2010 para o Sistema Interligado Nacional (SIN), por meio das 15 UTEs próprias e alugadas que compõem o seu parque gerador termelétrico, com capacidade instalada de 5.284 MW.

A maior geração no ano é resultado das condições hidrológicas desfavoráveis no Brasil, reduzindo os níveis nos reservatórios das usinas hidrelétricas e fazendo com que as UTEs da Petrobras aumentassem o fornecimento de energia pela aplicação do Procedimento Operativo de Curto Prazo (POCP).

Energia Eólica

O primeiro projeto de energia eólica da Petrobras é a Usina Eólica Piloto de Macau, com 1,8 MW instalados e sete anos de operação. Nesse período, produziu 32.256 MWh e evitou a emissão de aproximadamente 1,2 mil t/ano de CO2 para a atmosfera.

Em 2010, a companhia iniciou a implementação dos quatro projetos vencedores do primeiro leilão de energia de reserva exclusivo para geração eólica. Foram vendidos 49 MW médios, correspondentes a 104 MW de capacidade instalada. Os empreendimentos – Mangue Seco, Cabugi, Potiguar e Juriti, no Rio Grande do Norte – estão previstos para entrar em operação em setembro de 2011.

Biodiesel A Petrobras Biocombustível opera três usinas de biodiesel, localizadas nos municípios de Candeias (BA), Quixadá (CE) e Montes Claros (MG). Em 2010, com a duplicação da Usina de Candeias para 216 mil m³/ano, a capacidade total de produção das três unidades atingiu 434 mil m³/ano. A empresa detém, ainda, participação acionária de 50% na Usina de Biodiesel de Marialva (PR), que entrou em operação em maio, com capacidade de produção de 127 mil m³/ano de biodiesel. No Pará, está em andamento o projeto para construção de uma nova usina de biodiesel, com início de operação previsto para 2013. A usina aumentará a capacidade instalada de produção de biodiesel em 120 mil m³/ano. Foi consolidada uma parceria entre a Petrobras e a Galp Energia de Portugal, para a constituição de uma empresa conjunta, a Belém Bioenergy BV, com sede na Holanda, para conduzir o projeto de produção de óleo de palma no Pará e a construção de uma usina para produção de 250 mil t/ano de greendiesel (biodiesel de segunda geração) em Portugal. Com esses investimentos, a capacidade total de produção da Petrobras Biocombustíveis deverá atingir 750 mil m³/ano em 2013.

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Suprimento agrícola As usinas da Petrobras Biocombustível possuem o Selo Combustível Social, em conformidade com as diretrizes do Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel (PNPB). A empresa mantém contratos de compra de grãos com 66.554 agricultores familiares, em 148.578 ha de área cultivada, dos quais 122.024 ha com mamona, 16.735 ha com girassol e 9.819 ha com soja. Para a safra 2009/2010, a empresa disponibilizou 1.032 t de sementes, sendo 788 t de mamona e 244 t de girassol. Na mesma safra, adquiriu da agricultura familiar 84,5 mil t de grãos, a um custo de R$ 80,4 milhões. Extração de óleo vegetal Em agosto, a Petrobras Biocombustível adquiriu 50% do capital social da Bioóleo Industrial e Comercial S.A., localizada em Feira de Santana (BA), por R$ 19 milhões. A empresa tem capacidade para processar até 130 mil t/ano de oleaginosas e armazenar 30 mil t de grãos, além de tancagem para 10 milhões de litros de óleo. O acordo de acionistas prevê um aporte de R$ 6 milhões para investimentos em melhorias operacionais. Etanol A Petrobras Biocombustível encerrou 2010 com uma capacidade de moagem de 23 milhões de t de cana, produção de 942 mil m³ de etanol e 1,55 milhão de t de açúcar e a venda de 517 GWh de energia elétrica excedente através de suas participações no setor. Em 2010, a Petrobras Biocombustível aportou R$ 132 milhões no capital social da Total Agroindústria Canavieira S.A., usina de etanol situada em Bambuí (MG), conforme compromisso estabelecido em dezembro de 2009 de integralizar R$ 150 milhões até março de 2011, quando passará a deter participação de 43,58%. A Total investiu no ano mais de R$ 50 milhões na expansão dos canaviais e na compra de caminhões e máquinas colheitadeiras, elevando a mecanização da colheita para 80%. O objetivo é atingir, em 2011, 100% de mecanização. Com os investimentos, ampliou-se a capacidade de tancagem, permitindo maior concentração de vendas na entressafra. Foram ainda iniciados investimentos de R$ 90 milhões, referentes ao período 2010-2012, para a construção da 2ª fase da usina Bambuí (MG), que terá sua capacidade de moagem de cana-de-açúcar ampliada de 1,2 milhão para 2,2 milhões de t em 2012, dobrando a capacidade de produção de etanol para 200 mil m³. Em abril, a Petrobras Biocombustível negociou com a Tereos Internacional S.A. a aquisição de 45,7% da Açúcar Guarani S.A, por meio de um aporte de R$ 1,6 bilhão ao longo de cinco anos, sendo R$ 682 milhões em 2010. Importante fruto desta parceria com a Tereos foi a assinatura do contrato de fornecimento de 2,2 milhões de m³ de etanol pela Guarani à Petrobras Distribuidora, distribuídos ao longo dos quatro anos de vigência do contrato, com valor global estimado em R$ 2,1 bilhões. Em maio, a Guarani adquiriu a usina Mandu, localizada em Guaíra (SP), elevando para oito o número de usinas da empresa (sete em São Paulo e uma em Moçambique, África). Foram ainda aprovados investimentos de R$ 422 milhões para elevar a capacidade de moagem de cana-de-açúcar da Guarani de 21,3 milhões de t/ano para 22,5 milhões de t/ano, ampliando a produção de etanol de 692 mil m³/ano para 787 mil m³/ano e a venda dos atuais 350 GWh/ano de energia elétrica excedente para 951 GWh/ano.

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Em novembro, a Petrobras Biocombustível ingressou no capital social da empresa Nova Fronteira Bioenergia S.A. até então subsidiária integral do Grupo São Martinho. Por meio de aportes de R$ 258 milhões, realizados até 27 de dezembro, a Petrobras Biocombustível passou a deter 37,05% do total das ações da empresa e, conforme o Acordo de Investimento, fará aportes adicionais até o final de 2011 quando passará a deter participação de 49%, consolidando parceria estratégica para ampliar a produção de etanol na região Centro-Oeste, com adequada solução logística para distribuição ao mercado. A Nova Fronteira planeja ampliar sua capacidade anual de moagem de cana-de-açúcar de 2 milhões de t para 7 milhões até 2014, destinação prioritária para os aportes da Petrobras Biocombustível, o que possibilitará elevar a produção anual de etanol dos atuais 176 mil m³ para 620 mil m³. Nesse mesmo período, a venda de energia elétrica excedente deverá passar de 135 GWh/ano para 469 GWh/ano.

4.7 - Estratégia de atuação internacional e projetos de investimentos existentes.

Atuação internacional A Petrobras atua em 25 países, além do Brasil, com projetos em cinco continentes. Mantém acordos de cooperação com outros países para desenvolver conhecimento e negócios capazes de tornar viáveis a tecnologia e os projetos de energia. A companhia também possui escritórios de representação em Nova York, Londres, Tóquio, Pequim, Cingapura, Lisboa e Teerã. Os principais pilares estratégicos para a atuação internacional da companhia são:

• Aproveitamento da capacidade técnica e de conhecimento geocientífico da atuação da Petrobras em E&P na costa brasileira em áreas que apresentem características similares e com grande potencial de reservas, com foco em exploração na Costa Oeste da África e no Golfo do México;

• Conquista de mercados, crescimento em downstream e alinhamento do portfólio aos

segmentos nacionais, de modo a aumentar a rentabilidade dos negócios da companhia e promover a integração da cadeia de produtos. Os investimentos em refino, distribuição e petroquímica visam atender à estratégia de complementaridade, por meio da integração da cadeia produtiva dos diversos projetos de investimentos;

• Ampliação dos negócios de gás natural para complementar o mercado brasileiro,

cumprindo o compromisso de responsabilidade com a segurança energética do País.

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Presença e posicionamento Já posicionada nacionalmente em todos os segmentos da indústria do petróleo, a companhia buscou a expansão integrada de suas atividades no âmbito internacional.

Quadro – VIII – Posicionamento

Exploração & Produção

Gás & Energia

Refino / Petroquímica

Distribuição / Comercialização

Representação

Continente Americano

Argentina √ √ √ √

Bolívia √ √

Brasil √ √ √ √ SedeChile √

Colômbia √ √

Cuba √

Curaçao √

Equador √

EUA √ √ √

México √

Paraguai √

Peru √

Uruguai √ √ √

Venezuela √

Continente Africano

Angola √

Líbia √

Namíbia √

Nigeria √

Tanzânia √

Continente Europeu

Holanda √ √

Inglaterra √

Portugal √

Continente Asiático

China √

Cingapura √

Índia √

Irã √

Japão √ √

Turquia √

Oceania

Austrália √

Nova Zelândia √

Países

Atividades

Fonte:Petrobras/RI No mercado internacional, a Petrobras encerrou 2010 com produção de 151 mil bpd de óleo e 16 milhões de m³/dia de gás natural, totalizando 245 mil boed, além do processamento de 206,8 mil bpd de óleo em quatro refinarias (uma no Japão, uma nos Estados Unidos e duas na Argentina). A capacidade de processamento no exterior será reduzida de 280,5 mil para 230,5 mil bpd de óleo, devido ao acordo de venda da Refinaria de San Lorenzo, na Argentina. A transferência do ativo ocorrerá após o término das pendências. A companhia mantém no país a Refinaria de Bahía Blanca, com capacidade de 30,5 mil bpd de óleo. O fator de utilização da capacidade de processamento das refinarias internacionais foi de 70% no ano. As reservas provadas internacionais somaram 0,703 bilhão de boe, volume 1% superior ao de 2009, resultando no índice de reposição de reservas de 110%. Esse volume corresponde a 4% das reservas

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totais da companhia, segundo o critério SPE. As principais incorporações de reservas ocorreram no bloco 57 no Peru e nos projetos de Saint Malo e Cascade, ambos em águas profundas do Golfo do México. Desenvolvimento de negócios A Petrobras investiu R$ 4,8 bilhões em negócios internacionais, sendo 12% destinados às atividades de refino, petroquímica, distribuição, gás e energia e 88% à exploração e produção, dos quais 60% alocados ao desenvolvimento da produção. Américas A Petrobras está presente em 13 países do continente americano, além do Brasil: Argentina, Bolívia, Chile, Colômbia, Cuba, Curaçao, Equador, Estados Unidos, México, Paraguai, Peru, Uruguai e Venezuela. São 1.171 estações de serviços, além dos ativos de exploração e de produção em dez desses países, cuja produção foi de 91 mil bpd de óleo e 16 milhões de m³/dia de gás natural, totalizando 185,1 mil boed. No Equador, a companhia não aceitou a proposta final do governo local de migração dos contratos de exploração para contratos de serviços, no bloco 18. A produção da companhia no país foi de 2,3 mil bpd. A subsidiária local da Petrobras realizará as gestões necessárias para obter a indenização prevista em contrato e que determinará o impacto da não migração. A presença da Petrobras no país será mantida pela participação que detém na empresa Oleoducto de Crudos Pesados (OCP). Na região do Golfo do México, a companhia desenvolve os projetos de produção em Cascade e Chinook (com início de produção previsto para 2011), St. Malo, Tiber e Stones, além de projetos em fase exploratória. Nos Estados Unidos, a Pasadena Refining Systems, Inc. (PRSI) registrou a sua maior média de processamento de petróleo e também teve seus custos reduzidos, o que permitiu melhor aproveitamento das margens operacionais do negócio. África A Costa Oeste da África é uma das áreas estratégicas de atuação internacional da Petrobras. A produção na Nigéria (campos de Akpo e Agbami) e em Angola (Lote 2) soma 60,3 mil bpd de óleo. A companhia atua também em exploração na Tanzânia, Namíbia e Líbia. Ásia e Oceania A Petrobras possui uma refinaria na Ilha de Okinawa, no Japão, e desenvolve projetos exploratórios na Turquia, Índia, Austrália e Nova Zelândia. Europa Em Portugal, a Petrobras desenvolve projetos de exploração nas bacias do Peniche e do Alentejo, além daqueles relacionados à produção, ao desenvolvimento de tecnologias e ao comércio de biocombustíveis, em parceria com empresas locais.

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Gráfico VI – Produção Internacional de Óleo, LGN, Condensado e Gás Natural

Produção Internacional de Óleo, LGN, Condensado e Gás Natural (mil boed)

168 163 142 127 124 141 151 158 176 203

96101 109 100 97 94 99

128120

94

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Met

a 20

11

Pro

jeçã

o 20

14

Pro

jeçã

o 20

20

Óleo, LGN e Condensado Gás Natural

304262

243259

236 224

323

238 245 257

Gráfico VII - Custo Unitário de Extração Internacional

Custo Unitário de Extração Internacional (US$/bbl)

2,60 2,903,36

4,174,73

5,42 5,86

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

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Gráfico VIII - Informações sobre Reservas Provadas

Reservas Provadas Internacionais de Óleo, LGN, Cond ensado e Gás Natural - Critério SPE (Milhões de boe)

1.007 955657 576 497 493 468

726

613514

495203 235

865

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Óleo, LGN e Condensado Gás Natural

1.872

1.681

1.270

703

9921.090

696

Reservas Provadas de Óleo e Condensado por RegiãoCritério SPE

América do Norte3%

África33%

América do Sul64%

Reservas Provadas de Gás Natural por Região Critério SPE

América do

Norte 5%

África 3%

América do Sul 92%

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Item 5 - Parte D da DN n° 107 de 24 de outubro de 2010. 5.1 – Informações quanto aos projetos patrocinados pela Empresa nas áreas social, ambiental, cultural e esportivo.

Quadro IX Projetos TotalProjetos Sociais

Linha de atuaçãoGeração de Renda e Oportunidade de Trabalho R$ 43.905.143,07Educação para a Qualificação Profissional R$ 56.049.413,05Garantia dos Direitos da Criança e do Adolescente R$ 79.413.057,53Fortalecimento de Redes e Organizações Sociais R$ 8.160.084,12Difusão de Informações para a Cidadania R$ 11.308.330,69Outros R$ 439.266,19Total Sociais R$ 199.275.294,64

Projetos AmbientaisLinha de atuação

Gestão de corpos hídricos superficiais e subterrâneos R$ 20.486.670,85Recuperação ou conservação de espécies e ambientes costeiros, marinhos e de água doce R$ 202.340.075,09Fixação de carbono e emissões evitadas R$ 13.158.693,01Fortalecimento das organizações ambientais e de suas redes R$ 3.563.383,53Disseminação de informações para o desenvolvimento sustentável R$ 9.610.919,29Outros R$ 8.585.976,33Total Ambientais R$ 257.745.718,10

Projetos CulturaisLinha de atuação

Música R$ 39.285.714,56Cinema R$ 40.290.824,75Artes Cênicas R$ 34.397.068,05Artes Visuais R$ 3.937.133,07Patrimônio Imaterial R$ 1.744.224,48Arquitetura e Urbanismo R$ 373.952,59Produção Literária R$ 1.665.502,06Eventos Literários R$ 2.154.188,19Patrimônio Edificado R$ 23.526.852,43Apoio a Museus (Acervos) R$ 985.938,48Cultura e Sociedade R$ 20.724.633,38Espaços Culturais R$ 40.000,00Arqueologia R$ 1.181.700,00Total Culturais R$ 170.307.732,04

Projetos EsportivosLinha de atuação

Esporte de Rendimento R$ 36.689.640,89Esporte Motor R$ 17.520.906,20Programa Petrobras Esporte & Cidadania R$ 21.870.188,94Outros R$ 4.465.751,10Total Esportivos R$ 80.546.487,14

Total Geral R$ 707.875.231,92 Fonte: Petrobras/Comunicação

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6.1 - Informação objetiva quanto aos projetos de pesquisa e desenvolvimento existentes.

Expansão dos negócios

• Descoberta de espécie de microfóssil contribuiu para um conhecimento mais preciso sobre o posicionamento dos reservatórios em diferentes profundidades no Pré-Sal das bacias de Santos, Campos e Espírito Santo;

• Concluídos testes de laboratório para injeção de CO2 como fluido de recuperação de petróleo no campo de Cernambi, no Pré-Sal na Bacia de Santos;

• Instalado o protótipo da boia de sustentação de risers no campo de Congro, na Bacia de Campos. Essa solução tecnológica consiste em fixar os risers em boias situadas a 100 metros abaixo do nível do mar;

• Concluída a primeira fase do teste de perfuração direcional em formações salinas. Essa tecnologia permitirá maximizar a drenagem do reservatório e minimizar a quantidade de poços no Pré-Sal;

• Concluído projeto básico de unidade flutuante de gás natural liquefeito embarcado. O principal objetivo é prover alternativas para o aproveitamento do gás natural do Pré-Sal da Bacia de Santos;

• Aplicada nova forma de ancoragem que atende às especificidades do Pré-Sal; • Desenvolvido equipamento para reparo emergencial durante operação de dutos de

transporte de líquidos, sem interrupção do fluxo. Agregação de valor e diversificação de produtos

• Desenvolvida nova formulação para o diesel Podium, com a redução do teor de enxofre de 200 para 50 partes por milhão (ppm) e incorporação de 5% de biodiesel;

• Desenvolvido catalisador para uso na produção de polietileno de altíssima densidade. Esse material apresenta elevado desempenho mecânico;

• Firmados acordos de cooperação tecnológica para desenvolvimento de biocombustíveis com a dinamarquesa Novozymes, a norte-americana KL Energy e a holandesa BIOeCON.

Sustentabilidade

• Criação do Núcleo Experimental de Tecnologias de Separação de CO2 no campo terrestre de Miranga, em Pojuca (BA). Nesse núcleo estão sendo testadas tecnologias de separação, captura e armazenamento de CO2, que poderão contribuir para futuros projetos no desenvolvimento do Pré-Sal na Bacia de Santos, evitando emissões para a atmosfera.

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Quadro X Siglas e Abreviaturas

7.1 - Lista das principais siglas e abreviaturas, próprias do mercado de petróleo, utilizadas no relatório de gestão.

ANEEL......................... A Agência Nacional de Energia Elétrica ou ANEEL é a agencia federal que regula a indústria de eletricidade no Brasil.

ANP.............................. A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis ou ANP é a agência federal que regula a indústria do petróleo, gás natural e combustíveis renováveis no Brasil.

API°.............................. Medida padrão da densidade de petróleo desenvolvida pela American Petroleum Institute.

Barris ............................ Barris de petróleo.

BSW ............................. Água e sedimentos básicos, uma medida do conteúdo de água e sedimentos do fluxo de petróleo.

Craqueamento catalítico Um processo através do qual as moléculas de hidrocarbonetos são quebradas (craqueadas) em frações mais leves pela ação de um catalisador.

Coqueador .................... Um recipiente no qual o betume é craqueado em suas frações.

Condensado .................. Substâncias de hidrocarboneto leve produzidas com gás natural, que condensam para o estado líquido a temperatura e pressão normais.

CNPE............................ O Conselho Nacional de Política Energética, ou CNPE, é um órgão de assessoramento do Presidente da República responsável por formular políticas e diretrizes de energia.

Águas profundas........... Entre 300 e 1.500 metros (984 e 4.921 pés) de profundidade.

Destilação ..................... Processo através do qual os líquidos são separados ou refinados por vaporização seguida por condensação.

TLD .............................. Teste de longa duração.

Área de Exploração ...... Uma região no Brasil sob contrato regulatório sem um acúmulo conhecido de hidrocarbonetos ou com um acúmulo de hidrocarbonetos que ainda não foi declarado.

FPSO ............................ Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência de Petróleo

Petróleo pesado ........... Petróleo com densidade API igual ou inferior a 22°.

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Petróleo intermediário Petróleo com densidade API superior a 22° e igual ou inferior a 31°.

Petróleo leve ................ Petróleo com densidade API superior a 31°.

GNL.............................. Gás natural liquefeito.

GLP .............................. Gás liquefeito de petróleo, que é uma mistura de hidrocarbonetos saturados e não-saturados, com até cinco átomos de carbono, utilizado como combustível doméstico.

MME ............................ O Ministério Federal das Minas e Energia, ou MME

LGNs ............................ Líquidos de gás natural, que são substâncias de hidrocarboneto leve produzidas com gás natural, que condensam para o estado líquido a temperatura e pressão normais.

Petróleo......................... Petróleo, incluindo LGNs e condensados.

Reserva na camada de pré-sal ...........................

Uma formação geológica contendo depósitos de petróleo ou gás natural localizados abaixo de uma camada evaporítica.

Reserva na camada de pós-sal ..........................

Uma formação geológica contendo depósitos de petróleo ou gás natural localizados acima de uma camada evaporítica.

Reservas provadas ........ De acordo com as definições do Aditivo à Lei 4-10(a) da SEC das Regulamentações S-X, as reservas provadas de petróleo e gás são as quantidades estimadas de petróleo e gás cuja análise dos dados geológicos e de engenharia demonstra, com razoável grau de certeza, serem economicamente possíveis de serem produzidas – a partir de uma determinada data no futuro, a partir das reservas conhecidas, e de acordo com as condições econômicas, métodos operacionais e regulamentações governamentais existentes.

As condições econômicas existentes incluem preços e custos para as quais a capacidade econômica de produção de uma reserva deverá ser determinada. O preço se baseia no preço médio durante o período de 12 meses antes de 31 de dezembro de 2010, a não ser que sejam definidos por acordos contratuais, excluindo os escalonamentos baseados em condições futuras. O projeto de extração de hidrocarbonetos deverá começar ou teremos certeza razoável de que começará dentro de um prazo razoável.

As reservas que puderem ser produzidas economicamente através do uso de técnicas de recuperação aprimoradas (tal como injeção de fluídos) estão incluídas na classificação “provadas” quando o teste bem sucedido de um projeto piloto ou a operação de um programa instalado no reservatório fornecer suporte à análise de engenharia em que o projeto ou o programa estiver baseado.

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Reservas provadas desenvolvidas ..............

As reservas provadas desenvolvidas são aquelas que são passíveis de recuperação: (i) através dos poços existentes, utilizando equipamentos e métodos operacionais existentes ou em que o custo dos equipamentos necessários seja relativamente menor, comparado com o custo de um poço novo; e (ii) através de equipamentos de extração instalados e infraestrutura em operação no momento da estimativa das reservas, caso a extração seja feita por meios que não envolvam um poço.

Reservas provadas não-desenvolvidas ..............

As reservas provadas não-desenvolvidas são aquelas passíveis de serem recuperadas a partir de novos poços em áreas não perfuradas, ou a partir de poços existentes que exijam uma despesa relativamente grande para sua recompletação. As reservas em áreas não-perfuradas são limitadas àquelas que estão compensando diretamente unidades produtivas onde exista certeza razoável de produção quando perfuradas, a menos que existam evidências do uso confiável de tecnologia para demonstrar com razoável certeza que existe produtibilidade econômica em distâncias maiores.

As localidades não perfuradas são classificadas como tendo reservas não-desenvolvidas somente se tiver sido adotado um plano de desenvolvimento que indique um planejamento de perfuração programado em um prazo de cinco anos, a menos que certas circunstâncias justifiquem um prazo maior. As reservas provadas não-desenvolvidas não incluem as reservas atribuídas a qualquer área para a qual está contemplado o uso de injeção de fluidos ou outra técnica de recuperação aprimorada, a menos que tais técnicas tenham sido provadas como eficazes por projetos reais no mesmo reservatório ou em reservatórios similares ou por outra forma de comprovação utilizando-se uma tecnologia confiável que estabeleça uma certeza razoável.

SS ................................. Unidade semi-submersível.

TLWP........................... Tension-Leg Wellhead Platform.

Petróleo sintético e gás sintético ........................

Uma mistura de hidrocarbonetos derivada por aumento de nível (isto é, alterada quimicamente) do betume natural de areias oleosas, querosene oriundo de xisto oleoso ou processamento de outras substâncias, tais como gás natural ou carvão. O petróleo sintético pode conter enxofre ou outros compostos não-hidrocarbonetos e possui muitas semelhanças com o petróleo.

Profundidade total ........ A profundidade total de um poço, incluindo sua distância vertical, através da água e abaixo da mudline.

Águas ultra profundas .. Acima de 1.500 metros (4.921 pés) de profundidade.

Fonte: Petrobras/RI

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8.1 - Análise sobre o ambiente financeiro, contemplando, no mínimo:

a) Desempenho empresarial

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. Em outubro de 2010 foi realizado aumento de capital no valor de R$ 120,2 bilhões, dos quais R$ 74,8 bilhões referentes ao 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”. A disposição do Governo Federal de subscrever novas ações permite a captação de recursos pela Petrobras, fortalecendo-a e preparando-a, ainda mais, para o desenvolvimento do seu Plano de Negócios.

b) Aumento da receita

A elevação das receitas, em relação a 2009, deu-se devido a:

� Forte aumento da demanda de derivados (11%) e gás natural (33%) no mercado interno, em um cenário de preços médios de realização de derivados estáveis (R$ 157,77 em 2009 e R$ 158,43 em 2010);

� Aumento dos preços de exportação de petróleo e derivados com preços atrelados ao mercado internacional;

� Aumento de 2% na produção de óleo e gás.

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c) Resultado econômico-financeiro

Quadro XI Resumo econômico-financeiro

Fonte: Petrobras/RI

¹ Os valores expressos em Reais foram apurados de acordo com os padrões internacionais de contabilidade (International Financial Reporting Standards – IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board – IASB. Para fins de comparabilidade, as informações de 2009, previamente divulgadas, encontram-se ajustadas aos IFRS.

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Quadro XII Composição EBITDA

Fonte: Petrobras/RI

EBITDA não é um indicador calculado de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos no Brasil, e possivelmente pode não servir de base de comparação com indicadores com o mesmo nome, apresentados por outras empresas. O EBITDA não deve ser considerado como um indicador substituto para medir lucro operacional, ou também como uma melhor forma de mensuração da liquidez e do fluxo de caixa das atividades operacionais. O EBITDA é uma informação adicional da capacidade de pagamento das dívidas, da manutenção de investimentos e da capacidade de cobrir necessidades de capital de giro.

d) Investimentos

Quadro XIII Investimentos Consolidados

2010 % 2009 % %

• Investimentos diretos 73.631 96 63.663 90 16Exploração e produção 32.426 42 30.819 44 5 Abastecimento 28.007 38 16.508 23 70 Gás e Energia 4.884 6 6.562 9 (26)

Internacional 4.771 6 6.833 10 (30) Distribuição 895 1 635 1 41 Corporativo 2.648 3 2.306 3 15 • Sociedades de propósito específico (SPEs) 2.780 4 5. 564 8 (50) • Empreendimentos em negociação - - 1.530 2Total de investimentos 76.411 100 70.757 100 8

R$ milhõesExercício

Investimentos Consolidados

Fonte: Petrobras/RI

Em 2010, a Petrobras investiu R$ 76,4 bilhões, principalmente na atividade exploratória e em tecnologia, como base para o seu crescimento e garantia do desenvolvimento de toda a sua cadeia produtiva. Também foram realizados investimentos buscando as sinergias operacionais e a integração dos negócios, em linha com seu Plano Estratégico, que prevê crescimento integrado, rentabilidade e responsabilidade social e ambiental.

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A Área de Exploração e Produção recebeu volume recorde de investimento: R$ 32,4 bilhões, correspondentes a 42% do total. Em linha com o Plano Estratégico, os investimentos visaram ao aumento da produção e das reservas de petróleo e gás natural. No Pré-Sal, destacaram-se o Sistema Piloto de Lula (antiga área de Tupi), que iniciou sua produção no último trimestre, com capacidade nominal de 100 mil bpd de óleo e de 5 milhões de m³/dia de gás natural, e o início dos investimentos em oito FPSOs (unidades que produzem, armazenam e transferem óleo e gás) replicantes a serem utilizados no desenvolvimento da produção do polo Pré-Sal da Bacia de Santos. As unidades são denominadas replicantes porque seus cascos idênticos são produzidos em série, permitindo maior rapidez no processo de construção e consequente otimização dos custos. Prosseguem os investimentos no desenvolvimento de campos de produção do pós-sal do Sudeste brasileiro. A Área de Abastecimento investiu R$ 28,0 bilhões, 38% do total dos investimentos. Prosseguiram as obras de instalação da Refinaria Abreu e Lima e do Comperj e foram iniciados os investimentos nas duas refinarias Premium, com o objetivo de valorizar o óleo produzido, assegurar o abastecimento do mercado brasileiro de derivados e intensificar a exportação de derivados. A Petrobras continuou investindo na melhoria do perfil de produção de derivados e na qualidade desses produtos para atender aos mais rigorosos padrões internacionais e ambientais. Além disso, intensificaram-se os investimentos em dutos e na expansão da frota. A Área de Gás e Energia recebeu R$ 4,9 bilhões, 6% do total dos investimentos. Esses recursos foram aplicados principalmente na integração das malhas Sudeste-Nordeste de gasodutos, que possibilitará a diversificação e flexibilização das fontes de suprimento de gás natural e o melhor aproveitamento do gás associado produzido no Pré-Sal. Foram inaugurados os gasodutos Gasduc III, que aumenta a flexibilidade de oferta e a capacidade para atender ao mercado do Sudeste; Gasbel II, que promoverá a garantia de funcionamento simultâneo das usinas termelétricas (UTEs) Aureliano Chaves e Juiz de Fora e permitirá a instalação de novas unidades na região; e Pilar-Ipojuca, que levará gás natural para importantes empreendimentos, como a Refinaria Abreu e Lima e a PetroquímicaSuape. Outro importante projeto é o gasoduto Gastau, cuja inauguração está prevista para 2011 e que tem função estratégica no desenvolvimento do Pré-Sal da Bacia de Santos. Na Área de Distribuição de derivados e biocombustíveis, a Petrobras continuou expandindo sua participação de mercado e investiu R$ 895 milhões (1% do total dos investimentos), principalmente nos projetos do mercado automotivo e nas áreas de logística e operações, contribuindo para o crescimento do market share. A Área Internacional investiu R$ 4,8 bilhões, o equivalente a 6% do total, com foco nos projetos de exploração e produção em campos na parte americana do Golfo do México, na Nigéria e em Angola. Destacaram-se as aquisições da participação de 100% dos campos de Cascade e de 66,7% do campo de Chinook, ambos no Golfo do México; os investimentos em exploração de petróleo e gás natural nas bacias de Medanito e Malvinas, na Argentina; e a exploração e a produção de petróleo em águas profundas nos campos de Akpo, Agbami e Egina, na Nigéria, onde o petróleo é leve, com reduzido teor de enxofre. Para conquistar uma participação relevante nos negócios de biodiesel e etanol, a companhia investiu R$ 1,2 bilhão em 2010 no negócio de biocombustíveis, o equivalente a 2% do total. A Petrobras ingressou no mercado de etanol por meio das integralizações de R$ 132 milhões no capital social da Total Agroindústria Canavieira S.A. e de R$ 682 milhões do Açúcar Guarani S.A.. Também foram realizados investimentos na duplicação da usina de Candeias (BA); no aumento da capacidade de

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produção das usinas de Quixadá (CE) e Montes Claros (MG); e na adaptação das usinas experimentais de Guamaré (RN), para produção em escala comercial.

e) Desempenho das ações (mercado de capitais)

Após a forte recuperação do mercado acionário brasileiro em 2009, o ano de 2010 foi marcado pela estabilidade. O Ibovespa encerrou o período com alta de 1,04%, aos 69.305 pontos. A Bolsa de Valores de São Paulo (BM&FBovespa) registrou o maior volume de negócios da história, demonstrando a solidez do mercado acionário brasileiro. Nos Estados Unidos, o índice Dow Jones terminou o ano com valorização de 11,02%. Apesar dos bons resultados operacionais e da confirmação do enorme potencial da região do Pré-Sal, com a declaração de comercialidade das áreas de Tupi e Iracema ao final do ano (batizados de Lula e Cernambi, respectivamente), as ações da companhia fecharam o ano em queda. Na BM&FBovespa, as ações ordinárias (PETR3) caíram 26,65%, e as preferenciais (PETR4), 25,62%. Na New York Stock Exchange (NYSE), onde se negociam os recibos ordinários (PBR) e preferenciais (PBR/A), as quedas foram de 20,63% e 19,38%, respectivamente. Mesmo com a queda das cotações, o valor de mercado da companhia encerrou o exercício 18,6% acima do registrado em 2009, alcançando US$ 236,5 bilhões, como consequência do processo de capitalização. Uma grande quantidade de novos investidores participou da capitalização da Petrobras, elevando para 396.975 o número de acionistas na BM&FBovespa em 31 de dezembro de 2010, um aumento de 26,48% em relação ao ano anterior. Considerando os cotistas de fundos de investimentos em ações da Petrobras, os aplicadores de recursos com o FGTS e os detentores de ADRs (180.000, aproximadamente), o total de investidores da companhia ficou em torno de um milhão. A companhia distribuiu dividendos brutos de R$ 1,03 por ação ordinária ou preferencial, referentes ao exercício de 2010, totalizando R$ 11,73 bilhões. Além disso, em 2010, a Petrobras aprovou e efetuou o pagamento de distribuições antecipadas de juros sobre capital próprio (JCP), referentes ao exercício de 2010. O valor dessa antecipação foi de R$ 0,91 por ação ordinária ou preferencial, somando R$ 7,95 bilhões.

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Gráfico IX - Desempenho das ações (mercado de capitais)

Volume Financeiro Negociado na BM&FBovespa média diária em R$ milhões

54106

162 151 166

287

579

885

624651

2006 2007 2008 2009 2010

PETR3

PETR4

Fonte: Bloomberg

Acionistas na BM&FBovespa (sem considerar cotistas do FGTS e dos FIAs Petrob ras)

167.580

190.952

344.179

313.870

396.975

31/12/2006 31/12/2007 31/12/2008 31/12/2009 31/12/2010

Fonte: BM&FBovespa FIAs= Fundo de investimento em ações

A emissão de ações para capitalização da companhia proporcionou um significativo aumento do número de acionistas em

setembro de 2010.

63

Comparativo dos Retornos Anuais: Petrobras PN (PETR 4) e Ibovespa (supondo reinvestimento de dividendos)

33,8%

77,5%

-48,3%

60,6%

-25,6%

7,1%

2,3%

5,4%

2,6%

6,4%

1,0%

82,7%

-41,2%

47,2%37,8%

Retorno das ações (PETR4) Dividendos Retorno do Ibovespa (*)

Fonte: Bloomberg (*) inclui dividendos para fins de comparação

-23,0%

83,9%

40,9%

2006 2007 2008 2009 2010

-46,1%

66,0%

Comparativo dos Retornos Anuais: PBR e Amex Oil(supondo reinvestimento de dividendos)

6,0%

7,6%

1,8% 2,5%

44,5%

123,8%

-57,5%

94,7%

-20,6%

5,8%

22,8%

34,1%

-35,4%

13,0%13,6%

Retorno das ações (PBR) Dividendos Retorno do Amex Oil (*)

Fonte: Bloomberg (*) inclui dividendos para fins de comparação

-55,7%

-18,1%

50,5%

131,4%

100,5%

2006 2007 2008 2009 2010

64

Rendimento das Ações da Petrobras e Ibovespa(*) Variação Real Acumulada

98,6%54,5%

-9,2%

212,2%

9,5%

-33,2%

234,7%

10,4%

-34,1%-100%

-50%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

10 Anos 5 Anos 1 AnoIBOVESPA PETROBRAS PN PETROBRAS ON

*Como deflator foi utilizado o IGP-DI. Fonte: Bloomberg

f) Financiamentos corporativos (mercado de capitais)

A Petrobras manteve elevado grau de liquidez para executar seu plano de investimentos. O reconhecimento da qualidade do crédito da companhia por bancos, agências oficiais de crédito (Export Credit Agencies – ECAs) e investidores refletiu-se em custos e prazos favoráveis para o financiamento de suas atividades. No mercado bancário, foram realizadas operações de US$ 9 bilhões no exterior e R$ 4,2 bilhões no Brasil. Também foram feitas operações de administração de passivos de R$ 7,5 bilhões, com o objetivo de alongar o perfil de endividamento da companhia. Nos financiamentos pelas ECAs, a Petrobras captou US$ 313 milhões por meio da Petrobras Netherlands B.V. (PNBV) e US$ 300 milhões por meio da Petrobras International Braspetro B.V. (PIBBV). Para dar suporte aos seus negócios, foram contratadas garantias bancárias de US$ 8,8 bilhões, nos mercados domésticos e internacionais.

g) Projetos estruturados (mercado de capitais)

A Petrobras desenvolve projetos estruturados, por meio de Sociedades de Propósitos Específicos – SPE, com o objetivo de prover recursos para o desenvolvimento contínuo de seus projetos de infraestrutura de transporte e produção de petróleo e gás, além de melhorias em refinarias, cujas garantias dadas aos agentes financeiros nacionais e internacionais são os próprios ativos dos projetos, bem como penhor de direitos creditórios e ações das SPE.

h) Resumo econômico-financeiro

Informações já reportadas no item c deste capítulo.

i) Resultado consolidado

A Petrobras, suas Subsidiárias e Controladas apresentaram um lucro líquido consolidado de R$ 35.189 milhões no exercício social findo em 31.12.2010, após a eliminação das operações intercompanhias e a dedução da participação dos acionistas não controladores, apresentando um aumento 17% em relação ao exercício anterior (R$ 30.051 milhões).

Esse resultado foi impactado por:

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• Aumento do lucro bruto em R$ 3.095 milhões, devido:

� Maiores volumes vendidos no país (R$ 7.528 milhões), com destaque para o diesel, influenciado pela recuperação da atividade industrial e da gasolina, reflexo da escassez de álcool no mercado, favorecendo a migração para a gasolina nos veículos flexfuel e da redução da participação do álcool anidro na gasolina C. Além da valorização dos preços médios das exportações (R$ 6.069 milhões).

� Custos mais elevados (R$ 10.647 milhões), consequentes dos maiores gastos com importação de petróleo, derivados e gás e com participação governamental no país.

• Aumento nas despesas, destacando:

� Vendas (R$ 1.285 milhões), por conta do maior volume de produtos vendidos e da cotação do frete (R$ 543 milhões), o aumento dos gastos com pessoal e serviços de terceiros (R$ 244 milhões), com provisão para créditos com liquidação duvidosa (R$ 137 milhões) e com depreciação (R$ 117 milhões), em razão da entrada em operação do trecho norte do Gasene;

� Gerais e Administrativas (R$ 605 milhões), destacando os maiores gastos com pessoal (R$ 312 milhões), principalmente de reajuste salarial negociado no Acordo Coletivo de Trabalho 2010/2011;

• Melhor resultado financeiro líquido (R$ 2.725 milhões), por conta da oscilação do câmbio sobre passivos líquidos em Dólar em 2010, enquanto em 2009 ocorreram perdas cambiais apuradas sobre o saldo médio dos ativos líquidos em Dólar, conforme quadro a seguir:

Quadro XIV

Variações

Monetárias

Fonte: Petrobras/Investidores

• Efeito positivo na participação dos acionistas não controladores (R$ 2.581 milhões) decorrente da oscilação de câmbio sobre o endividamento das SPE, pelo exercício da opção de compra das ações de alguns projetos estruturados, e pela revisão dos fluxos de recebimentos futuros relativos às operações de leasing financeiro.

• A provisão dos juros sobre o capital próprio no exercício de 2010 gerou um benefício fiscal de R$ 3.456 milhões (R$ 2.446 milhões no exercício de 2009).

66

j) Resultado por área de negócio

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 companhia. Na apuração dos resultados, por área de negócio, são consideradas as transações realizadas com terceiros e as transferências entre as áreas de negócio, sendo estas valoradas por preços internos de transferência definidos entre as áreas e com metodologias de apuração baseadas em parâmetros de mercado.

Quadro XV Resultado por área de negócio

Fonte: Petrobras/RI

Exploração e Produção O maior lucro líquido decorreu do aumento de preço do petróleo (38% em US$/bbl), e do incremento em 2% na produção diária de óleo e LGN. Contribuiu, também, a redução das perdas e contingências com processos judiciais (R$ 1.582 milhões), dos custos exploratórios (R$ 443 milhões), decorrentes de gastos com geologia, geofísica e baixa de poços secos ou sem viabilidade econômica, e da redução/reversão das perdas estimadas na recuperação de ativos. Parte desses efeitos foi compensada por maiores custos com participações governamentais e pelas despesas com o encerramento do projeto estruturado Barracuda e Caratinga (R$ 486 milhões). O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido/transferido e a cotação média do Brent reduziu de US$ 7,29/bbl em 2009, para US$ 4,81/bbl em 2010. Abastecimento O menor lucro líquido decorreu do aumento dos custos com aquisição/transferência de petróleo e importação de derivados (Brent - aumento de 29% em US$/bbl) e foi compensado, parcialmente, pelo crescimento do volume de derivados vendidos no mercado interno, com destaque para gasolina, diesel e QAV, pelo maior preço das exportações e, no mercado interno, dos derivados diretamente indexados aos preços internacionais, apesar da redução nos preços do diesel (15%) e da gasolina (4,5%), em junho/2009.

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Gás e Energia O maior lucro líquido decorreu dos seguintes fatores:

• Elevação das vendas de gás natural, acompanhando o crescimento industrial e maior demanda por geração de energia; • Maior receita fixa proveniente dos leilões de energia (ambiente de contratação regulada) e aumento da receita com geração termelétrica; • Redução dos custos de aquisição/transferência do gás natural nacional, acompanhando o comportamento das referências internacionais e a apreciação do real frente ao dólar.

Estes fatores foram parcialmente compensados por maiores custos com importação de GNL e com despesas comerciais com navios regaseificadores. Distribuição O maior lucro líquido decorreu do aumento de 1% na margem de comercialização e de 8% no volume vendido, parcialmente compensados por maiores gastos com serviços e pessoal, em decorrência do acordo coletivo de trabalho 2010/2011, e pelos gastos com equacionamento de débitos tributários de ICMS/RJ (R$ 110 milhões). A participação no mercado de distribuição de combustíveis foi de 38,8% em 2010, enquanto em 2009 era de 38,6%. Internacional O aumento no resultado decorreu dos maiores preços das commodities em 2010 e incremento no volume de vendas de petróleo, pelo início da produção de Akpo, na Nigéria, em março/2009.

l) Receita operacional do sistema Petrobras

Figura III – Receita Operacional – Sistema Petrobras

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m) Estoques, investimentos e endividamentos

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 e as importações em andamento demonstradas ao custo identificado.

Endividamento O endividamento, referente a empréstimos e financiamentos no país e no exterior, atingiu R$ 117.915 milhões, conforme demonstrado a seguir:

Quadro XVI Endividamento

Fonte: Petrobras/RI

6 Inclui arrendamentos mercantis financeiros (R$ 372 milhões em 31.12.2010 e R$ 739 milhões em 31.12.2009). 7 Endividamento Total – Disponibilidades. 8 Passivo total líquido de caixa/aplicações financeiras. O endividamento líquido do Sistema Petrobras reduziu 15% em relação a 31.12.2009, em decorrência da capitalização realizada em setembro de 2010 que compensou as captações líquidas do exercício. O nível de endividamento, medido através do índice da dívida líquida/EBITDA reduziu de 1,23 em 31.12.2009 para 1,03 em 31.12.2010. A estrutura de capital está representada por 33% de participação de capitais de terceiros.

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Investimentos

Informações já reportadas no item d deste capítulo.

n) Exposição cambial

O risco cambial é um dos riscos financeiros a que a empresa está exposta, sendo este oriundo de movimentos nos níveis ou na volatilidade de taxas de câmbio que referenciam posições ativas ou passivas da Companhia.

As oscilações nas taxas de câmbio podem ter um impacto negativo na condição financeira e resultados operacionais da Petrobras, já que a maioria das receitas da Companhia está predominantemente em reais enquanto a maior parte dos passivos está em moeda estrangeira.

A tabela a seguir resume os ativos e passivos da Companhia sujeitos à variação cambial.

Quadro XVII Ativos/Passivos – Variação Cambial Ativos e Passivos sujeitos à variação cambial

ATIVOS *

31.12.2010 31.12.2009

Circulante 13.065 5.581 Disponibilidades 10.818 4.035 Outros ativos circulantes 2.247 1.546

Não Circulante 18.755 17.876 Recursos aplicados no exterior, via controladas, no segmento internacional, em equipamentos de E&P para uso no Brasil e nas atividades comerciais 17.351 16.759 Outros realizáveis a longo prazo 1.404 1.117

Total do Ativo 31.820 23.457

PASSIVOS *

31.12.2010 31.12.2009

Circulante (11.562) (11.978) Financiamentos (7.953) (10.303) Fornecedores (3.286) (1.088) Outros passivos circulantes (323) (587)

Não Circulante (26.248) (15.203) Financiamentos (26.208) (15.125) Outros exigíveis a longo prazo (40) (78)

Total do Passivo (37.810) (27.181)

Ativo (Passivo) Líquido em Reais (5.990) (3.724)

( - ) Empréstimos FINAME - em reais indexado ao dólar (103) (179) ( - ) Empréstimos BNDES - em reais indexado ao dólar (23.906) (25.368)

Ativo (Passivo ) Líquido em Reais (29.999) (29.271)

R$ milhões

R$ milhões

Fonte: Petrobras/RI

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* A análise 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.

o) Valor adicionado

A distribuição do valor adicionado da Petrobras alcançou, em 2010, R$ 158.683 milhões, representando um aumento de 14% em relação ao ano anterior, quando distribuiu R$ 139.234 milhões. A distribuição do valor adicionado pode ser observada nos gráficos a seguir:

Gráfico X – Valor Adicionado

p) Patrimônio Líquido

Em 31 de dezembro de 2010, o Patrimônio Líquido da Petrobras (Controladora) atingiu o montante de R$ 307.317 milhões, correspondendo a R$ 23,56 por ação. O valor de mercado da Companhia alcançou R$ 380.247 milhões.

q) Dividendos

Nossos acionistas aprovaram a distribuição de dividendos no total de R$ 11.728 milhões (US$ 6.780 milhões) para os resultados de 2010 na Assembleia Geral Ordinária de Acionistas realizada em 28 de abril de 2011, que inclui os juros sobre o patrimônio líquido já aprovado por nosso Conselho de Administração. Pagamos US$ 5.857 milhões deste valor aos acionistas na forma de juros sobre o patrimônio líquido em maio, agosto, novembro e dezembro de 2010 e março de 2011, em adiantamento ao fechamento de nosso exercício fiscal de 2010. Os US$ 23 milhões restantes em dividendos e juros sobre o patrimônio líquido relativo aos nossos resultados de 2010 serão pagos em 27 de junho de 2011, reajustados pela taxa SELIC de 31 de dezembro de 2010 para a data do pagamento. O valor total de dividendos de 2010 aprovados pelos nossos acionistas foi equivalente a R$ 1,19 (US$ 0,69) por ação ordinária e preferencial (R$ 3,38 (US$ 1,38) por ADS ordinária e preferencial).

Os dividendos que pagamos aos acionistas dependem de nossos resultados e de outros fatores. De acordo com nosso estatuto e a Lei Brasileira das Sociedades Anônimas aplicável a uma companhia com uma classe de ações sem direito a voto, tal como a nossa, nossos acionistas têm o direito de

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receber dividendos mínimos obrigatórios correspondentes a pelo menos 25% de nosso lucro líquido reajustado para o exercício fiscal. Em 2010 e 2009, pagamos o dividendo mínimo obrigatório de 25% para nossos acionistas.


9.1 - Demonstrações contábeis (Balanço Patrimonial, Demonstração do Resultado do Exercício, Demonstração do Fluxo de Caixa, Demonstração do Valor Adicionado e respectivas notas explicativas), com respectivas notas explicativas, consolidadas e da controladora, em mídia eletrônica não regravável. Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido (DMPL) ou Demonstração de Lucros ou Prejuízos Acumulados (DLPA), somente para a controladora. Em caráter optativo, a Demonstração da Segmentação de Negócios e o Balanço Social. Anexo III


10.1 - Parecer dos Auditores Independentes, inclusive o Parecer emitido pelos auditores independentes registrados no PCAOB (Public Company Accounting Oversight Board) sobre as DF’s em US GAAP e o parecer do conselho fiscal sobre as contas. Anexo III


11.1 - Análise sobre o ambiente governamental, contemplando, no mínimo: 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 – Anexo IV. 11.2 - Informações sobre as transferências mediante convênio, acordo, ajuste, termo de parceria ou outros instrumentos congêneres, bem como a título de subvenção, auxílio ou contribuição, cujos valores sejam superiores a R$ 1milhão, conforme item 6 da Parte A deste Anexo II – Anexo IV. 11.3 - Informações sobre os contratos de bens e serviços e patrocínios, conforme a seguinte escala de valores:

a) contratos de patrocínios com valores a partir de R$ 200 mil; Anexo IV. b) contratos precedidos de licitação na modalidade de CONVITE com valores a partir de R$ 7 milhões; Anexo IV. c) contratos firmados com DISPENSA DE LICITAÇÃO com valores a partir de R$ 2,5 milhões; Anexo IV d) contratos firmados mediante INEXIBILIDADE DE LICITAÇÃO com valores a partir de R$ 2 milhões; Anexo IV. e) pedidos e contratos de MATERIAIS com valores a partir de R$ 500 mil; Anexo IV. f) todos os contratos precedidos das modalidades de licitação de CONCORRÊNCIA, TOMADA DE PREÇOS - Anexo IV.

11.4 - Informações sobre providências adotadas para dar cumprimento às determinações do TCU ou as justificativas para o caso de não cumprimento. Anexo IV.

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11.5 - Parecer da unidade de auditoria interna ou do auditor interno, conforme disposto no Decreto Federal nº 3.591/2000, com manifestação sobre a capacidade de os controles internos administrativos da unidade identificar, evitarem e corrigirem falhas e irregularidades, bem como minimizarem riscos, nos termos da IN/TCU nº 57/2008. Anexo V. 11.6 - Certificação 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. D.1. Anexo V.

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NÚCLEO VARIÁVEL

Item 2 - Parte D da DN n° 107 de 24 de outubro de 2010. 2.1 - Demonstrações financeiras, inclusive notas explicativas, auditadas por auditores independentes das subsidiárias: Anexo VI

• 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

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2.2 - Informações detalhadas sobre as vendas líquidas e o volume de vendas, por segmento de negócios e por tipo de produto, para as vendas intercompanhias e excluindo-se tais vendas. 2.2.1 - Preço médio de venda dos produtos por segmento. 2.2.2 - Custo e sua segregação por segmento ou área de negócios, bem como por item que o compõe. 2.2.3 - Demonstrativo evidenciando o quanto do valor do custo das vendas dos segmentos refere-se a produtos transferidos intercompanhia. 2.2.4 - 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 na demonstração do resultado do exercício, para o exercício corrente e o anterior, bem como as eliminações por segmento. 2.3 - Informações complementares às notas explicativas das empresas que compõem o Grupo Petrobrás, além da controladora, como seguem: 2.3.1- Em relação aos Estoques, indicar em quais empresas do grupo encontram-se alocados os estoques constantes do consolidado. 2.3.2 Em relação aos projetos estruturados, explicitar a natureza dos ressarcimentos a receber, como surgem tais ressarcimentos e como

funciona a compensação com adiantamentos. Incluindo, ainda, o valor inicial total previsto dos investimentos, suas atualizações, total dos investimentos efetivamente realizados (ou percentual de realização) e totais dos investimentos despendidos no exercício corrente.

2.3.3 - Em relação aos investimentos, informar quanto e quais empresas compõem o valor constante da conta investimentos, apresentada no balanço consolidado.

2.3.4 - Em relação às mutações dos investimentos, segregar as aquisições e os aportes de capitais. 2.3.5 - Em relação ao imobilizado, discriminar, por área de negócio e tipo de ativos, as principais empresas que detêm os ativos além da

controladora, além de demonstrar as adições e baixas do imobilizado mais relevantes para as principais empresas.

2.3.6 - Em relação ao intangível, informar as empresas que carregam o intangível adicional àquele registrado na controladora, incluindo, descrição sucinta do que compõem o, além de demonstrar as adições e baixas do intangível, mais relevantes para as principais empresas.

2.3.7 - Em relação aos financiamentos, discriminação das empresas que carregam a dívida, adicionalmente à controladora, incluindo a área de

negócio (segmento) para a qual esses recursos foram carreados, explicando detalhadamente quais e do que se tratam os principais projetos.


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2.3.8- Em relação às partes relacionadas, explicar, de forma detalhada, as principais operações de mútuo e demais operações do ativo e passivo. 2.5 - 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.

2.6 - Informações sobre o saldo da conta Fornecedores do balanço consolidado, discriminando as principais empresas do grupo que carregam esse saldo. 2.7 - Informações quanto às atividades das empresas que compõem o Grupo Petrobrás, contemplando: 2.8 - Demonstrações financeiras, inclusive notas explicativas, auditadas por auditores independentes das subsidiárias: Anexo VI Termorio S.A. Sociedade Fluminense de Energia Ltda - SFE Termomacaé Ltda Termoceará Ltda Petrobras Comercializadora de Energia Ltda - PECEL FAFEN Energia S.A.



EXERCÍCIO 2010

ANEXO I NÚCLEO FIXO 2.4 – Da Governança Corporativa Demonstrativo da remuneração paga aos membros do conselho de administração e do conselho fiscal.



EXERCÍCIO 2010

ANEXO II NÚCLEO FIXO 2.5 – 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 e delegações das competências do conselho para a Diretoria Executiva.


PROCESSO DE PRESTAÇÃO DE CONTAS

JUNTO AO TRIBUNAL DE CONTAS DA UNIÃO

EXERCÍCIO 2010

ANEXO III NÚCLEO FIXO 9.1- Demonstrações contábeis (Balanço Patrimonial, Demonstração do Resultado do Exercício, Demonstração do Fluxo de Caixa, Demonstração do Valor Adicionado e respectivas notas explicativas), com respectivas notas explicativas, consolidadas e da controladora, em mídia eletrônica não regravável. Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido (DMPL) ou Demonstração de Lucros ou Prejuízos Acumulados (DLPA), somente para a controladora. Em caráter optativo, a Demonstração da Segmentação de Negócios e o Balanço Social 10.1 - Parecer dos Auditores Independentes, inclusive o Parecer emitido pelos auditores independentes registrados no PCAOB (Public Company Accounting Oversight Board) sobre as DF’s em US GAAP e o parecer do conselho fiscal sobre as contas.

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras

Demonstrações Contábeis em 31 de dezembro de 2010 e 2009

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Demonstrações Contábeis

Em 31 de dezembro de 2010 e 2009

Conteúdo

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis................................. 4 - 5 Balanço Patrimonial......................................................................................................................... 6 Demonstração de Resultados........................................................................................................... 7 Demonstração dos Resultados Abrangentes .................................................................................... 8 Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido ...................................................................... 9 Demonstração dos Fluxos de Caixa........................................................................................ 10 - 11 Demonstração do Valor Adicionado.............................................................................................. 12 Demonstração da Segmentação de Negócios (consolidado) .................................................. 13 - 16 Balanço Social ........................................................................................................................ 17 - 19

Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis 1 A Companhia e suas operações...............................................................................................20 2 Base de apresentação das demonstrações contábeis................................................................20 3 Adoção dos padrões internacionais de contabilidade..............................................................23 4 Base de consolidação ..............................................................................................................31 5 Sumário das principais políticas contábeis..............................................................................34 6 Caixa e equivalentes de caixa..................................................................................................43 7 Títulos e valores mobiliários ...................................................................................................43 8 Contas a receber ......................................................................................................................44 9 Estoques ..................................................................................................................................45 10 Contas petróleo e álcool – STN...............................................................................................45 11 Partes relacionadas ..................................................................................................................46 12 Depósitos judiciais ..................................................................................................................54 13 Aquisições e vendas de ativos.................................................................................................55 14 Investimentos ..........................................................................................................................62 15 Imobilizado .............................................................................................................................66 16 Intangível.................................................................................................................................68 17 Atividades de exploração e avaliação de reserva de petróleo e gás ........................................71 18 Financiamentos .......................................................................................................................74 19 Arrendamentos mercantis........................................................................................................80 20 Provisões para desmantelamento de áreas (não circulante) ....................................................81 21 Impostos, contribuições e participações..................................................................................82 22 Benefícios concedidos a empregados......................................................................................89 23 Participação dos empregados e administradores.....................................................................97 24 Patrimônio líquido...................................................................................................................97 25 Receita de vendas..................................................................................................................103 26 Despesas por natureza ...........................................................................................................103 27 Outras despesas operacionais, líquidas .................................................................................103 28 Resultado financeiro líquido .................................................................................................104 29 Processos judiciais e contingências.......................................................................................105 30 Compromissos assumidos pelo segmento de energia............................................................117 31 Garantias aos contratos de concessão para exploração de petróleo ......................................118

3

32 Instrumentos financeiros derivativos, proteção patrimonial hedge e atividades de gerenciamento de riscos ........................................................................................................118

33 Valor justo dos ativos e passivos financeiros........................................................................133 34 Seguros..................................................................................................................................134 35 Segurança, meio ambiente , eficiência energética e saúde....................................................135 36 Eventos subsequentes............................................................................................................135

4

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Rio de Janeiro - RJ

1. Examinamos as demonstrações contábeis individuais e consolidadas da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (“Companhia”), identificadas como Controladora e Consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2010 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas. Responsabilidade da administração sobre as demonstrações contábeis

2. A administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis individuais de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e das demonstrações contábeis consolidadas de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB, e de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, assim como pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Responsabilidade dos auditores independentes

3. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis estão livres de distorção relevante.

4. Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis da Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Companhia. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

5. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião.

5

Opinião sobre as demonstrações contábeis individuais

6. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Opinião sobre as demonstrações contábeis consolidadas

7. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira consolidada da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras e suas controladas em 31 de dezembro de 2010, o desempenho consolidado de suas operações e os seus fluxos de caixa consolidados para o exercício findo naquela data, de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB e as práticas contábeis adotadas no Brasil. Ênfase

8. Conforme descrito na Nota Explicativa nº 2, as demonstrações contábeis individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras essas práticas diferem do IFRS, aplicável às demonstrações contábeis separadas, somente no que se refere à avaliação dos investimentos em controladas, coligadas e controladas em conjunto pelo método de equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria custo ou valor justo; e pela opção pela manutenção do saldo de ativo diferido, existente em 31 de dezembro de 2008, que vem sendo amortizado. Outros assuntos Demonstrações do valor adicionado, da Segmentação de negócios e do Balanço social

9. Examinamos, também, as demonstrações individuais e consolidadas do valor adicionado (DVA), da segmentação de negócios e as informações contábeis contidas no Balanço social, referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2010. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Rio de Janeiro, 25 de fevereiro de 2011

KPMG Auditores Independentes CRC SP-014428/O-6 F-RJ

Manuel Fernandes Rodrigues de Sousa Contador CRC-RJ-052428/O-2


Balanço Patrimonial

Em 31 de dezembro de 2010 e 2009 e 1º de janeiro de 2009

(Em milhões de reais)

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. 6

Ativo Nota 2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009Passivo Nota 2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009

Circulante CirculanteCaixa e equivalentes de caixa 6 30.323 29.034 16.099 19.995 16.798 11.268 Financiamentos 18 15.492 15.166 13.640 1.506 3.123 2.506Títulos e valores mobiliários 7 26.017 124 289 33.731 1.718 0 Arrendamentos mercantins financeiros 19.1 176 390 585 3.149 3.557 5.053Contas a receber, líquidas 8.1 17.334 14.062 14.969 16.178 12.844 17.370 Fornecedores 17.044 17.082 17.168 9.567 9.670 10.187Dividendos a receber 11.1 251 18 20 1.523 780 988 Impostos, contribuições e participações 21.2 10.250 10.590 8.555 7.837 8.268 6.468Estoques 9 19.816 19.448 18.391 15.199 14.437 12.429 Dividendos propostos 24.5 3.595 2.333 9.915 3.595 2.333 9.915Impostos, contribuições e participações 21.1 8.935 7.023 7.871 5.911 4.049 5.183 Salários, férias e encargos 2.606 2.304 2.027 2.174 1.907 1.561Adiantamento a fornecedores 1.310 1.981 1.594 1.048 1.750 1.419 Participação de empregados e administradores 23 1.691 1.495 1.345 1.428 1.270 1.138Outros ativos circulantes 2.699 2.684 2.815 1.673 1.700 1.510 Planos de pensão e saúde 22 1.303 1.208 1.152 1.209 1.123 1.072

106.685 74.374 62.048 95.258 54.076 50.167 Subsidiárias, controladas e coligadas 149 128 147 30.113 46.167 67.610Outras contas e despesas a pagar 4.528 4.465 3.774 1.863 1.656 2.119

56.834 55.161 58.308 62.441 79.074 107.629

Não circulante Realizável a longo prazo Não Circulante

Contas a receber, líquidas 8.1 4.956 3.288 1.331 29.760 49.742 91.626 Financiamentos 18 102.051 86.545 51.162 36.430 26.004 11.457Conta petróleo e álcool - STN 10 822 817 810 822 817 810 Arrendamentos mercantins financeiros 19.1 196 349 805 14.976 10.904 12.702Títulos e valores mobiliários 7 5.208 4.639 4.066 4.749 4.180 3.598 Impostos e contribuição social diferidos 21.3 26.161 20.458 17.642 21.808 16.855 14.892Depósitos judiciais 12 2.807 1.989 1.853 2.426 1.691 1.542 Planos de pensão e saúde 22 15.278 14.164 13.200 14.162 13.147 12.229Impostos e contribuição social diferidos 21.3 17.211 16.231 13.010 11.790 11.640 8.045 Provisão para processos judiciais 29 1.372 865 890 425 198 203Adiantamento a fornecedores 4.976 5.365 5.444 964 1.900 2.209 Provisão para desmantelamento de áreas 20 6.505 4.791 5.417 6.072 4.419 4.811Outros ativos realizáveis a longo prazo 2.490 2.594 2.659 1.873 3.499 3.057 Subsidiárias, controladas e coligadas 179 52 49 404 905 1.101

38.470 34.923 29.173 52.384 73.469 110.887 Outras contas e despesas a pagar 1.169 1.139 1.960 2.620 2.471 525152.911 128.363 91.125 96.897 74.903 57.920

Investimentos 14 8.879 5.772 5.768 50.955 38.318 24.670Imobilizado 15 282.838 227.079 185.694 189.775 149.447 117.714Intangível 16 83.098 8.271 9.592 78.042 3.216 3.233Patrimônio líquido 24

Diferido 0 0 0 241 472 604 Capital social realizado 205.357 78.967 78.967 205.357 78.967 78.967 413.285 276.045 230.227 371.397 264.922 257.108 Contribuição adicional de capital (6) 1.423 - (6) 1.423 -

Reservas de capital - 515 515 - 515 515 Reservas de lucros 101.325 83.479 61.614 101.876 84.183 62.552 Ajustes de avaliação patrimonial 90 (67) (308) 90 (67) (308)

306.766 164.317 140.788 307.317 165.021 141.726

Participação dos acionistas não controladores 3.459 2.578 2.054 0 0 0310.225 166.895 142.842 307.317 165.021 141.726

519.970 350.419 292.275 466.655 318.998 307.275 519.970 350.419 292.275 466.655 318.998 307.275

ControladoraConsolidado Controladora Consolidado


Demonstração de Resultados


(Em milhões de reais, exceto o lucro por ação)


Nota 2010 2009 2010 2009

Receita de vendas 25 213.274 182.834 156.487 134.034 Custo dos produtos e serviços vendidos 26 (136.052) (108.707) (96.134) (75.977) Lucro bruto 77.222 74.127 60.353 58.057

Receitas (despesas) Vendas 26 (8.660) (7.375) (7.920) (6.464)Gerais e administrativas 26 (7.997) (7.392) (5.443) (5.029) Custos exploratórios para extração de petróleo e gás (3.797) (3.981) (2.601) (3.044)Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (1.739) (1.364) (1.641) (1.352)Tributárias (910) (658) (433) (320)Outras receitas e despesas operacionais, líquidas 27 (7.062) (7.360) (5.761) (7.467)

(30.165) (28.130) (23.799) (23.676)

Lucro antes do resultado financeiro, participação e impostos 47.057 45.997 36.554 34.381

Resultado financeiro líquido 28 2.563 (162) 1.634 (4.710) - - - -

Resultado de participações em investimentos 208 (65) 7.039 7.852

Participação dos empregados e administradores 23 (1.691) (1.495) (1.428) (1.270)

Lucro antes dos impostos 48.137 44.275 43.799 36.253 Imposto de renda e contribuição social 24.5 (12.236) (10.931) (8.763) (6.294)

Lucro líquido 35.901 33.344 35.036 29.959

Lucro líquido atribuível aos não controladores (712) (3.293) - -

Lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 35.189 30.051 35.036 29.959

Lucro básico e diluído por ação 3,57 3,43 3,55 3,42

Consolidado Controladora


Demonstração de Resultados Abrangentes




2010 2009 2010 2009

Lucro líquido antes da participação de acionistas não controladores 35.901 33.344 35.036 29.959

Outros resultados abrangentes:

Ajustes acumulados de conversão (276) (349) (33) (163)

Custo Atribuído de coligada 11 7 11 7

Ganhos / (Perdas) a realizar sobre títulos disponíveis para a venda - - - -

Reconhecido no patrimônio líquido 309 603 309 603 Transferido para o resultado (6) 32 (6) 32

Ganhos / (Perdas) não reconhecidos no hedge de fluxo de caixa - - - -

Reconhecido no patrimônio líquido 13 (86) 13 (86) Transferido para o resultado (12) - (12) -

Imposto de renda e contribuição social diferidos (104) (137) (104) (137)

Resultado abrangente total 35.836 33.414 35.214 30.215

Resultado abrangente atribuível aos:

Acionistas não controladores 469 3.107 - -

Acionistas da Petrobras 35.367 - 30.307 - 35.214 - 30.215

Resultado abrangente total 35.836 - 33.414 - 35.214 - 30.215



Demonstração das Mutações do Patrimônio Líquido




Reservas de capital

Capital subscrito e

integralizado

Gastos com emissão de

ações

Mudança de part icipação

em controladas

Incent ivos fiscais

Ajuste acumulado de

conversão

Outros resultados

abrangentes Legal EstatutáriaIncent ivos

fiscaisRetenção de lucros

Lucros acumulados

Total do patrimônio líquido

atribuível aos acionistas da

controladora (CPC)Ativo

diferido

Part icipação dos acionistas

não controladores

(IFRS)

Total do patrimônio

líquido consolidado

(IFRS)

Saldos ajustados em 1º de jane iro de 2009 78.967 - - 515 - (308) 9.436 899 557 53.550 (1.890) 141.726 (938) 2.054 142.842 - - - - - - - - - - -

Ajuste acumulado de conversão - - - - (163) - - - - - - (163) - (186) (349) Ganhos não realizados em aplicações disponíveis para a venda - - - - - 411 - - - - - 411 - - 411

Realização - - - - - (7) - - - - 7 - - - -

Mudança de participação em controladas - - 1.423 - - - - - - - - 1.423 142 (1.540) 25

Lucro líquido do exercício - - - - - - - - - - 29.959 29.959 92 3.293 33.344

Destinações: - - - - - - - - - - - - -

Apropriações do lucro líquido em reservas - - - - - - 1.466 395 554 18.573 (20.988) - - - -

Dividendos propostos - - - - - - - - - - (8.335) (8.335) - (1.043) (9.378)

Saldos ajustados em 31 de dezembro de 2009 78.967 - 1.423 515 (163) 96 10.902 1.294 1.111 72.123 (1.247) 165.021 (704) 2.578 166.895 - - - - - - - - - - - -

Aumento de capital com reservas 6.141 - - (515) - - - (899) (14) (4.713) - - - - -

Aumento de capital com emissão de ações 120.249 (477) - - - - - - - - - 119.772 - - 119.772

Ajuste acumulado de conversão - - - - (33) - - - - - - (33) - (243) (276)

Ganhos não realizados em aplicações disponíveis para venda - - - - - 201 - - - - - 201 - - 201

Realização - - - - - (11) - - - - 11 - - - -

Mudança de participação em controladas - - (952) - - - - - - - - (952) - 281 (671)

Lucro líquido do exercício - - - - - - - - - - 35.036 35.036 153 712 35.901

Destinações: - - - - - - - - - - - - -

Apropriações do lucro líquido em reservas - - - - - - 1.752 1.027 250 19.043 (22.072) - - - -

Dividendos - - - - - - - - - - (11.728) (11.728) - 131 (11.597)

205.357 (477) 471 - (196) 286 12.654 1.422 1.347 86.453 - 307.317 (551) 3.459 310.225 Saldos em 31 de dezembro de 2010 205.357 0 0 307.317 (551) 3.459 310.225

Ajuste avaliação patrimonialContribuição adicional de

capital

(6) 101.87690

Reservas de lucros


Demonstração dos Fluxos de Caixa



As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.

10

2010 2009 2010 2009

Fluxos de caixa das atividades operacionais Lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 35.189 30.051 35.036 29.959

- - - Ajustes para: - - - Participação dos acionistas não controladores 712 3.293 - -

Resultado de participações em investimentos (208) 65 (7.039) (7.852)

Depreciação, depleção e amortização 14.881 14.457 10.813 10.380

Perda na recuperação de ativos 690 1.144 (33) 675

Baixa de poços secos 2.121 2.315 1.495 1.831

Valor residual de bens baixados de natureza permanente 337 216 40 59

Variações cambiais, monetárias e encargos financeiros sobre - - - -

financiamentos e operações de mútuo e outras operações (176) (2.585) (1.044) 15.351

Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos 5.794 1.759 5.149 436 - - - -

Aumento/Redução de ativos e passivos - - - -

Redução/(aumento) da contas a receber (4.718) (404) (2.178) 251

Redução/(aumento) dos estoques (900) (2.999) (715) (2.327)

Aumento de outros ativos (47) 2.195 (206) (2.507)

Aumento/(redução) de fornecedores 373 1.215 (103) (516)

Aumento/(redução) de impostos, taxas e contribuições (3.857) 594 (3.276) 303

Aumento dos planos de pensão e de saúde 1.381 1.062 1.292 969

Aumento/(redução) de outros passivos 1.008 (1.053) 954 1.340

Aumento/(redução) de operações de curto prazo com empresas - - - -

subsidiárias, controladas e coligadas: - - - -

Redução/(aumento) de contas a receber 707 22 (5.220) 4.151

Redução/(aumento) de contas a pagar 148 3 (12) (284)

Aumento com operação com fornecimento de petróleo e - - - -

derivados - Exterior - - (20.528) (29.669)

Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais 53.435 51.350 14.425 22.550

Atividades de investimentos Cessão onerosa - Direitos Adquiridos (74.808) - (74.808) -

Liquidação feita por LFTs 67.816 - 67.816 -

Liquidação feita por caixa e equivalentes a caixa (6.992) - (6.992) -

Demais investimentos em exploração e produção de petróleo e gás (30.557) (32.096) (23.479) (23.372)

Investimentos em exploração e produção de petróleo e gás (37.549) (32.096) (30.471) (23.372)

Investimentos em refino e transporte (28.127) (19.413) (21.253) (16.876)

Investimentos em gás e energia (7.561) (10.478) (384) (4.634)

Investimento no segmento internacional (4.086) (6.391) (1.073) (16)

Investimentos em distribuição (814) (581) - (3)

Outros investimentos (2.257) (1.776) (2.084) (1.990)

Investimentos em títulos e valores mobiliários (25.406) 387 (32.014) (1.356)

Dividendos recebidos 233 68 1.916 3.132

Fluxo de caixa usado nas atividades de investimentos (105.567) (70.280) (85.363) (45.115)



Demonstração dos Fluxos de Caixa (continuação)




11

2010 2009 2010 2009

Fluxo de caixa das atividades de financiamentosAumento de capital 120.249 - 120.249 - Aporte em LFTs (67.816) - (67.816) - Aporte em caixa e equivalentes a caixa 52.433 - 52.433 Gastos com emissão de ações (710) - (710) - Aquisição de participação de acionistas não controladores (597) - - - Financiamentos e operações de mútuo, líquidos - - - - Captações 37.543 74.961 15.823 18.319 Amortizações de principal (19.100) (23.972) (6.259) (2.033) Amortizações de juros (6.296) (3.384) (2.913) (1.200) Operações de mútuos, líquidos 23.561 19.895 Cessões de direitos creditórios - FIDC-NP - - 1.615 8.554 Dividendos pagos a acionistas (9.415) (15.440) (9.415) (15.440) Recursos líquidos gerados/(utilizados) nas atividades de financiamentos 53.858 32.165 74.135 28.095

- Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa (437) (300) - -

- Variação líquida de caixa e equivalentes de caixa no exercício 1.289 12.935 3.197 5.530

- - Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 29.034 16.099 16.798 11.268

- Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 30.323 29.034 19.995 16.798

Informações adicionais aos fluxos de caixa:Valores pagos e recebidos durante o exercício Juros recebidos sobre empréstimos - - 710 2.708 Imposto de renda e contribuição social 4.693 8.593 2.520 6.496 Imposto de renda retido na fonte de terceiros 2.909 3.875 2.804 3.446 7.602 12.468 6.034 12.650 Transações de investimentos e financiamentos que não envolvem caixa - Aquisição de imobilizado a prazo 54 121 - - Contrato com transferência de benefícios, riscos e controles de bens - 110 8.188 598 Aumento de capital com títulos governamentais, utilizados para aquisição de direitos de exploração (cessão onerosa) 67.816 - 67.816 - Constituição de provisão para desmantelamento de áreas 1.698 (737) 1.600 (778)



Demonstração do Valor Adicionado




2010 2009 2010 2009Receitas

Vendas de produtos e serviços e outras receitas 272.351 234.939 0 207.721 0 178.844

Perdas em créditos de liquidação duvidosa - constituição (226) 0 (70) 0 (160) 0 (15) Receitas relativas à construção de ativos para uso 68.073 0 56.556 0 50.440 0 41.245

340.198 291.425 258.001 220.074 Insumos adquiridos de terceiros

Materiais consumidos (39.487) 0 (34.994) 0 (23.784) 0 (22.363)

Custo das mercadorias para revenda (39.427) 0 (25.005) 0 (29.621) 0 (16.899)

Energia, serviços de terceiros e outros (73.497) 0 (64.289) 0 (53.958) 0 (49.069)

Créditos fiscais sobre insumos adquiridos de terceiros (19.237) 0 (16.959) 0 (15.110) 0 (13.417) Perda na recuperação de ativos (690) 0 (1.144) 0 33 0 (676)

(172.338) (142.391) (122.440) (102.424)

Valor adicionado bruto 167.860 149.034 135.561 117.650

Retenções

Depreciação, depleção e amortização (14.881) 0 (14.457) 0 (10.813) 0 (10.380)

Valor adicionado líquido produzido pela Companhia 152.979 134.577 124.748 107.270

Valor adicionado recebido em transferência

Resultado de participações em investimentos 208 0 (65) 0 7.039 0 7.852

Receitas financeiras - inclui variações monetária e cambial 4.539 0 3.509 0 4.547 0 5.262 Aluguéis, royalties e outros 957 0 1.213 0 783 0 1.047

5.704 4.657 12.369 14.161

Valor adicionado a distribuir 158.683 139.234 137.117 121.431

Distribuição do valor adicionado

Pessoal e administradores

Remuneração direta

Salários 11.994 8% 10.216 7% 8.765 6% 7.392 6%

Participações dos empregados e administradores nos lucros 1.691 1% 1.495 1% 1.428 1% 1.270 1%

13.685 11.711 10.193 0% 8.662 0%

Benefícios 0% 0%

Vantagens 841 1% 683 0% 579 0% 462 0%

Plano de aposentadoria e pensão 1.373 1% 994 1% 1.264 1% 956 1%

Plano de saúde 1.830 1% 1.606 2% 1.660 2% 1.519 2%- - 0%

FGTS 747 0% 673 0% 648 0% 585 0%

18.476 12% 15.667 11% 14.344 10% 12.184 10%

Tributos Federais* 55.976 36% 49.467 36% 49.571 36% 42.092 35%

Estaduais 28.581 18% 25.217 18% 15.281 10% 13.516 11%

Municipais 182 0% 156 0% 86 0% 92 0%

No exterior* 5.290 3% 4.888 4% - 0% - 0%

90.029 57% 79.728 58% 64.938 46% 55.700 46%

0% 0%

Instituições financeiras e fornecedores 0% 0%

Juros, variações cambiais e monetárias 6.612 4% 4.481 3% 7.162 5% 10.253 8%

Despesas de aluguéis e afretamento 7.665 5% 6.014 4% 15.637 11% 13.335 11%

14.277 9% 10.495 7% 22.799 17% 23.588 19%

Acionistas 0% 0%

Juros sobre capital próprio 10.163 6% 7.195 5% 10.163 7% 7.195 6%

Dividendos 1.565 1% 1.141 1% 1.565 1% 1.141 1%

Participação dos acionistas não controladores 712 0% 3.293 2% - - Lucros retidos 23.461 15% 21.715 16% 23.308 17% 21.623 18%

35.901 22% 33.344 24% 35.036 26% 29.959 25%

0% 0%

Valor adicionado distribuído 158.683 100% 139.234 100% 137.117 100% 121.431 100%


* Inclui participações governamentais.


Demonstração da Segmentação de Negócios (consolidado)




Gás

&

E&P Abastecimento Energia Distribuição Internacional Corporativo (*)Eliminação Total

Receita de vendas 95.451 172.468 15.476 65.557 24.887 - (160.565) 213.274

Intersegmentos 95.026 57.175 1.905 1.320 5.139 - (160.565) -

Terceiros 425 115.293 13.571 64.237 19.748 - - 213.274

Custo dos produtos vendidos (44.302) (160.362) (10.942) (59.896) (19.376) - 158.826 (136.052)

Lucro bruto 51.149 12.106 4.534 5.661 5.511 - (1.739) 77.222

Receitas (despesas) (5.825) (6.391) (2.595) (3.616) (3.462) (8.575) 299 (30.165)

Vendas, gerais e administrativas (794) (5.198) (1.941) (3.478) (1.667) (3.754) 175 (16.657)

Custos exploratórios p/ extração de petróleo (2.601) - - - (1.196) - - (3.797)

Pesquisa e desenvolvimento (774) (380) (129) (9) (2) (445) - (1.739)

Tributárias (218) (120) (58) (29) (219) (264) (2) (910)

Outras (1.438) (693) (467) (100) (378) (4.112) 126 (7.062)

Lucro antes do resultado financeiro, das participações e impostos 45.324 5.715 1.939 2.045 2.049 (8.575) (1.440) 47.057

Resultado financeiro líquido - - - - - 2.563 - 2.563

Resultado de participações em investimentos - 280 9 (2) (49) (30) - 208

Participação dos empregados e administradores (538) (379) (66) (120) (48) (540) - (1.691)

Lucro antes dos impostos 44.786 5.616 1.882 1.923 1.952 (6.582) (1.440) 48.137

Imposto de renda/contribuição social (15.228) (1.814) (637) (655) (493) 6.101 490 (12.236)

Lucro líquido 29.558 3.802 1.245 1.268 1.459 (481) (950) 35.901

Resultado atribuível aos não controladores 133 (80) 34 - (139) (660) - (712)

Lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 29.691 3.722 1.279 1.268 1.320 (1.141) (950) 35.189

2010

(*) Contempla os resultados dos negócios com Biocombustíveis.






Gás

&

E&P Abastecimento Energia Distribuição Internacional Corporativo (*)Eliminação Total

Receita de vendas 76.183 146.152 12.244 58.277 21.291 - (131.313) 182.834

Intersegmentos 75.252 49.396 1.851 1.347 3.467 - (131.313) -

Terceiros 931 96.756 10.393 56.930 17.824 - - 182.834

Custo dos produtos vendidos (39.052) (120.149) (8.828) (53.124) (17.095) - 129.541 (108.707)

Lucro bruto 37.131 26.003 3.416 5.153 4.196 - (1.772) 74.127

Receitas (despesas) (7.478) (5.252) (2.076) (3.118) (3.221) (7.243) 258 (28.130)

Vendas, gerais e administrativas (661) (4.634) (1.195) (3.126) (1.716) (3.627) 192 (14.767)

Custos exploratórios p/ extração de petróleo (3.044) - - - (937) - - (3.981)

Pesquisa e desenvolvimento (516) (336) (64) (10) (4) (434) - (1.364)

Tributárias (94) (93) (31) (26) (164) (250) - (658)

Outras (3.163) (189) (786) 44 (400) (2.932) 66 (7.360) Lucro antes do resultado financeiro, das participações e impostos 29.653 20.751 1.340 2.035 975 (7.243) (1.514) 45.997

Resultado financeiro líquido - - - - - (162) - (162)

Resultado de participações em investimentos - 182 68 (29) (287) 1 - (65)

Participação dos empregados e administradores (488) (267) (56) (101) (47) (536) - (1.495)

Lucro antes das participações e impostos29.165 20.666 1.352 1.905 641 (7.940) (1.514) 44.275

Imposto de renda/contribuição social (9.916) (6.965) (437) (658) (570) 7.099 516 (10.931)

Lucro líquido 19.249 13.701 915 1.247 71 (841) (998) 33.344 Resultado atribuível aos não controladores 40 (180) (212) - (186) (2.755) - (3.293)

Lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 19.289 13.521 703 1.247 (115) (3.596) (998) 30.051

2009

(*) Contempla os resultados dos negócios com Biocombustíveis. As informações segmentadas de 2010 e 2009 foram elaboradas considerando a alteração da composição das áreas de negócio, decorrente da transferência da gestão do negócio Fertilizantes, da área de Abastecimento, para de Gás e Energia.






Gás&

Ativo E&P Abastecimento Energia Distribuição Internacional Corporativo (*)Eliminação Total

6.133 28.853 4.523 6.580 5.750 64.841 (9.995) 106.685 221.468 88.772 45.652 5.700 24.119 27.610 (36) 413.285

Realizável a longo prazo 6.268 6.024 2.829 951 4.054 18.380 (36) 38.470 Investimento - 6.276 295 16 1.340 952 - 8.879 Imobilizado 138.519 76.186 41.262 4.050 15.559 7.262 - 282.838 Intangível 76.681 286 1.266 683 3.166 1.016 - 83.098

31.12.2010 227.601 117.625 50.175 12.280 29.869 92.451 (10.031) 519.970

6.515 27.412 5.076 5.668 5.128 33.989 (9.414) 74.374 125.657 60.553 39.863 5.282 23.250 22.566 (1.126) 276.045

Realizável a longo prazo 7.488 4.387 2.815 1.060 2.776 17.523 (1.126) 34.923 Investimento - 3.442 273 25 1.882 150 - 5.772

Imobilizado 116.369 52.456 35.666 3.503 15.252 3.833 - 227.079 Intangível 1.800 268 1.109 694 3.340 1.060 - 8.271

31.12.2009 132.172 87.965 44.939 10.950 28.378 56.555 (10.540) 350.419

5.881 22.985 5.426 5.659 5.813 24.107 (7.823) 62.048 108.900 41.071 30.494 4.646 28.911 17.460 (1.255) 230.227

Realizável a longo prazo 7.289 3.172 3.574 735 1.634 13.982 (1.213) 29.173 Investimento - 3.228 256 30 2.103 151 - 5.768

Imobilizado 99.818 34.480 25.752 3.189 20.293 2.204 (42) 185.694 Intangível 1.793 191 912 692 4.881 1.123 - 9.592

01.01.2009 114.781 64.056 35.920 10.305 34.724 41.567 (9.078) 292.275

Não circulanteCirculante

CirculanteNão circulante

CirculanteNão circulante

(*) Contempla os ativos dos negócios com Biocombustíveis. As informações segmentadas de 2010 e 2009 foram elaboradas considerando a alteração da composição das áreas de negócio, decorrente da transferência da gestão do negócio Fertilizantes, da área de Abastecimento, para de Gás e Energia.


Demonstração da Segmentação de Negócios (consolidado) - Área internacional




E&P Abastecimento Gás & Energia Distribuição Corporativo Eliminação TotalDemonstração do Resultado

Receita de vendas 6.574 13.188 2.074 7.254 - (4.203) 24.887 Intersegmentos 5.259 3.767 301 58 - (4.246) 5.139 Terceiros 1.315 9.421 1.773 7.196 - 43 19.748

Lucro (Prejuízo) antes do resultado financeiro e das participações e impostos 2.148 64 251 10 (409) (15) 2.049

Lucro Líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 1.527 78 186 10 (466) (15) 1.320

E&P Abastecimento Gás & Energia Distribuição Corporativo Eliminação TotalDemonstração do Resultado

Receita de vendas 5.766 11.727 2.151 5.416 29 (3.798) 21.291 Intersegmentos 4.025 2.822 325 89 9 (3.803) 3.467 Terceiros 1.741 8.905 1.826 5.327 20 5 17.824

Lucro (Prejuízo) antes do resultado financeiro e das participações e impostos 1.161 (89) 394 45 (590) 54 975

Lucro Líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 778 (169) 303 44 (1.125) 54 (115)

E&P Abastecimento Gás & Energia Distribuição Corporativo Eliminação TotalAtivo

Em 31.12.2010 20.715 5.433 3.213 1.645 2.801 (3.938) 29.869

Em 31.12.2009 19.950 5.068 3.470 1.163 3.910 (5.183) 28.378

Em 01.01.2009 24.204 6.387 4.730 859 4.106 (5.562) 34.724

2010

2009


Balanço social


(Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário)

17

1 - Base de Cálculo 2010 2009

Receita de vendas Consolidada (RL) 213.274 182.834

Lucro antes das participações e impostos Consolidado (RO) 49.828 45.770

Folha de pagamento bruta 11.462 10.195

2 - Indicadores Sociais Internos (i) Valor % sobre FPB % sobre RL Valor % sobre FPB % sobre RL

Alimentação 741 6,46% 0,35% 665 6,52% 0,36%

Encargos sociais compulsórios 5475 47,77% 2,57% 4.585 44,97% 2,51%

Previdência privada 350 3,06% 0,16% 366 3,59% 0,20%

Saúde 2.064 18,01% 0,97% 1.885 18,49% 1,03%

Segurança e saúde no trabalho 114 1,00% 0,05% 114 1,12% 0,06%

Educação 118 1,03% 0,06% 107 1,05% 0,06%

Cultura 10 0,09% 0,00% 7 0,07% 0,00%

Capacitação e desenvolvimento profissional 366 3,20% 0,17% 264 2,59% 0,14%

Creches ou auxílio-creche 6 0,06% 0,00% 3 0,03% 0,00%

Participação nos lucros ou resultados 1.691 14,75% 0,79% 1.495 14,66% 0,82%

Outros 71 0,62% 0,03% 55 0,54% 0,03%

Total - Indicadores sociais internos 11.006 96,05% 5,15% 9.546 93,63% 5,21%

3 - Indicadores Sociais Externos (i) Valor % sobre RO % sobre RL Valor % sobre RO % sobre RL

Geração de Renda e Oportunidade de Trabalho 44 0,09% 0,02% 34 0,07% 0,02%

Educação para a Qualificação Profissional 56 0,11% 0,03% 54 0,12% 0,03%

Garantia dos Direitos da Criança e do Adolescente (I) 79 0,16% 0,04% 74 0,16% 0,04%

Cultura 170 0,34% 0,08% 155 0,34% 0,08%

Esporte 81 0,16% 0,04% 42 0,09% 0,02%

Outros 20 0,04% 0,00% 11 0,02% 0,01%

Total das contribuições para a sociedade 450 0,90% 0,21% 370 0,80% 0,20%

Tributos (excluídos encargos sociais) 84.235 169,05% 39,50% 77.969 170,35% 42,64%

Total - Indicadores sociais externos 84.685 169,95% 39,71% 78.339 171,15% 42,84%

4 - Indicadores Ambientais (i) Valor % sobre RO % sobre RL Valor % sobre RO % sobre RL

Investimentos relacionados com a produção/operação da

empresa 2.165 4,34% 1,02% 1.872 4,09% 1,02%

Investimentos em programas e/ou projetos externos 258 0,52% 0,12% 94 0,21% 0,05%

Total dos investimentos em meio ambiente 2.423 4,86% 1,14% 1.966 4,30% 1,07%

( ) 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)

Em 31 de Dezembro de 2010 e 2009


18

5 - Indicadores do Corpo Funcional (i) 2010 2009

Nº de empregados(as) ao final do período 80.492 76.919

Nº de admissões durante o período 4.353 2.519

Nº de empregados(as) terceirizados(as) 291.606 295.260

Nº de estagiários(as) 1.402 1.197

Nº de empregados(as) acima de 45 anos 34.504 30.928

Nº de mulheres que trabalham na empresa 13.408 12.586

% de cargos de chefia ocupados por mulheres 13,30% 13,63%

Nº de negros(as) que trabalham na empresa (III) 16.447 10.581

% de cargos de chefia ocupados por negros(as) (IV) 25,30% 29,94%

Nº de portadores(as) de deficiência ou necessidades especiais (V) 1.093 1.077

6 - Informações relevantes quanto ao exercício da cidadania

empresarial (i) 2010 Metas 2011

Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa 22,41 22,41

Número total de acidentes de trabalho 485 482

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresa

foram definidos por: ( ) 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:

(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:

( ) 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:

( ) direção

( ) direção e

gerências

(x) todos(as)


( ) direção e

gerências

( x ) todos(as)

empregados(as)

A participação dos lucros ou resultados contempla:

( ) 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:

( ) não são

considerados ( ) são sugeridos (x) são exigidos

( ) não serão

considerados ( ) serão sugeridos

( x ) serão

exigidos

Quanto à participação de empregados(as) em programas de

trabalho voluntário, a empresa:

( ) 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): (VI)

na empresa

15.533

no Procon

16

na Justiça

49

na empresa

6.684

no Procon

4

na Justiça

7

% de reclamações e críticas atendidas ou solucionadas: (VI) na empresa

99,5%

no Procon

62,5%

na Justiça

0%

na empresa

99,5%

no Procon

100%

na Justiça

100%

Valor adicionado total a distribuir (consolidado) - valor: Em 2010: 158.683 Em 2009: 139.234

Distribuição do Valor Adicionado (DVA):

57% governo 12% colaboradores(as)

7% acionistas 9% terceiros 15% retido

58% governo 11% colaboradores(as)

8% acionistas 7% terceiros 16% retido


Balanço social (continuação)

Exercícios findos em 31 de Dezembro de 2010 e 2009

(Em milhões de reais, exceto quando indicado o contrário)

19

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$ 26,6 milhões de repasse ao Fundo para a Infância e a Adolescência (FIA).

II. Informações do Sistema Petrobras no Brasil relativas às admissões por processo seletivo público.

III. Informações de 2010 relativas aos empregados da Petrobras Controladora, Petrobras Distribuidora e Transpetro que se autodeclaram negros (cor

parda e preta).

IV. Do total dos cargos de chefia da Petrobras Controladora ocupados por empregados que informaram cor/raça, 25,3% são exercidos por pessoas que

se autodeclararam negras.

V. Informações relativas à Petrobras Controladora, Petrobras Distribuidora e Transpetro, que correspondem a 6,04% do efetivo nos cargos em que é

prevista a reserva de vagas para pessoas com deficiência.

VI. As informações na empresa incluem o quantitativo de reclamações e críticas recebidas pela Petrobras Controladora e da Petrobras Distribuidora. As

metas para 2011 (empresa, Procon e Justiça) não contêm as estimativas da Petrobras Distribuidora.

(i) Informação não auditada.


Notas explicativas às demonstrações contábeis (Consolidadas e da Controladora)

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009


20

1 A Companhia e suas operações A Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras é a companhia petrolífera brasileira que, diretamente ou por meio de suas controladas (denominadas, em conjunto, “Petrobras” ou a “Companhia”), dedica-se a pesquisa, lavra, refinação, processamento, comércio e transporte de petróleo proveniente de poço, de xisto ou de outras rochas, de seus derivados, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, além das atividades vinculadas à energia, podendo promover pesquisa, desenvolvimento, produção, transporte, distribuição e comercialização de todas as formas de energia, bem como quaisquer outras atividades correlatas ou afins. A sede social da Companhia está localizada no Rio de Janeiro – RJ.

2 Base de apresentação das demonstrações contábeis As demonstrações contábeis incluem: Demonstrações contábeis consolidadas As demonstrações contábeis consolidadas estão sendo apresentadas de acordo com os padrões internacionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board – IASB e também de acordo com políticas contábeis adotadas no Brasil, sendo estas as primeiras demonstrações contábeis apresentadas de acordo com os IFRS pela Companhia. Demonstrações contábeis individuais As demonstrações contábeis individuais estão sendo apresentadas de acordo com as 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, complementadas pelos novos pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade - CFC e de normas da Comissão de Valores Mobiliários - CVM. Os pronunciamentos, interpretações e orientações do CPC, aprovados por resoluções do CFC e de normas da CVM estão convergentes às normas internacionais de contabilidade emitidas pelo IASB. Algumas adequações foram procedidas nas demonstrações contábeis individuais visando o alinhamento e equiparação às demonstrações contábeis consolidadas em IFRS, conforme requerido na Deliberação CVM 610/09 (CPC 43 – Adoção Inicial dos Pronunciamentos Técnicos). Dessa forma, as demonstrações contábeis individuais não apresentam diferenças em relação às consolidadas em IFRS, exceto pela manutenção do ativo diferido, conforme previsto no CPC 43. As reconciliações do patrimônio líquido e resultado da controladora com o consolidado estão na nota explicativa 4.1.




21

As demonstrações contábeis foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, exceto pela valorização de alguns ativos e passivos não circulantes e instrumentos financeiros. O Conselho de Administração da Companhia, em reunião realizada em 25 de fevereiro de 2011, autorizou a divulgação destas demonstrações contábeis. Demonstrações contábeis de 2009 Até 31 de dezembro de 2009, a Petrobras apresentava suas demonstrações contábeis individuais e consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil que incorporavam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09 (MP 449/08), complementadas pelos pronunciamentos do CPC, aprovados por resoluções do CFC e de normas da CVM até 31 de dezembro de 2008. Conforme estabelecido na Deliberação CVM 609/09 (CPC 37 – Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade), os padrões internacionais foram implementados retroativamente a 1º de janeiro de 2009. Dessa forma, as informações contábeis, originalmente divulgadas, foram ajustadas e estão apresentadas de acordo com as normas contábeis internacionais. A comparação do balanço na data da adoção dos IFRS e das demais informações ajustadas de 2009 com os valores divulgados naquelas datas estão evidenciados na nota 3.2.

2.1 Relatórios por segmento de negócio As informações contábeis por segmento operacional (área de negócio) da Companhia são elaboradas com base em itens atribuíveis diretamente ao segmento, bem como aqueles que podem ser alocados em bases razoáveis. Na apuração dos resultados segmentados são consideradas as transações realizadas com terceiros e as transferências entre as áreas de negócio, sendo estas valoradas por preços internos de transferência definidos entre as áreas e com metodologias de apuração baseadas em parâmetros de mercado. As informações por área de negócio na Companhia estão segmentadas de acordo com o modelo de organização vigente, contendo as seguintes áreas: a) Exploração e Produção: abrange 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.




22

b) Abastecimento: contempla as atividades de refino, logística, transporte e comercialização de derivados e petróleo, exportação de etanol, extração e processamento de xisto, além das participações em empresas do setor petroquímico no Brasil. c) Gás e Energia: engloba as atividades de transporte e comercialização do gás natural produzido no país ou importado, de transporte e comercialização de GNL, de geração e comercialização de energia elétrica, assim como as participações societárias em transportadoras e distribuidoras de gás natural e em termoelétricas no Brasil, além de ser responsável pelos negócios com fertilizantes. d) Distribuição: responsável pela distribuição de derivados, etanol e gás natural veicular no Brasil, representada pelas operações da Petrobras Distribuidora. e) Internacional: 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 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, representados, principalmente, pelas operações da Petrobras Biocombustível.

2.2 Demonstração do valor adicionado

As demonstrações do valor adicionado - DVA apresentam informações relativas à riqueza criada pela entidade e a forma como tais riquezas foram distribuídas. Essas demonstrações foram preparadas de acordo com o CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado e, para fins de IFRS, são apresentadas como informação adicional.

2.3 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. Esse balanço é apresentado como informação adicional.

2.4 Moeda funcional

A moeda funcional da Petrobras, assim como a de suas controladas brasileiras, é o real. A moeda funcional de algumas controladas e sociedades de propósito específico que atuam em ambiente econômico internacional é o dólar norte-americano e, a moeda funcional da Petrobras Argentina S.A. é o peso argentino.




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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. As demonstrações do resultado e do fluxo de caixa das investidas, em ambiente econômico estável, com moeda funcional distinta da Controladora, são convertidas para reais pela taxa de câmbio média mensal, os ativos e passivos são convertidos pela taxa final e os demais itens do patrimônio líquido são convertidos pela taxa histórica.

2.5 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 processos judiciais, valor de mercado de instrumentos financeiros, ajustes a valor presente de contas a receber e a pagar das transações relevantes, 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 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:

3.1 Transição das práticas contábeis

a) Variações cambiais registradas em conta específica 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, visando à equiparação à isenção do CPC 37 (IFRS 1) de não calcular retroativamente as variações cambiais de investimentos em controladas e coligadas, com moeda funcional distinta da Controladora.




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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 CPC 37 (IFRS 1) de não alterar retroativamente o critério de apuração dos custos capitalizáveis.

c) Combinações 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 CPC 37 (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$ 816, foram reconhecidos contra lucros acumulados na data de transição para IFRS, resultando também na reversão de amortizações reconhecidas no resultado da Companhia. Os ágios e deságios apurados nas aquisições de participações de acionistas não controladores durante o exercício de 2009 foram contabilizados como investimento. Para fins de IFRS, essas aquisições são consideradas transações com sócios, na qualidade de proprietário, portanto, o montante de R$ 1.423 foi reconhecido como contribuição adicional de capital, no patrimônio líquido, conforme CPC 36 – Demonstrações Consolidadas (IAS 27).

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.




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A Companhia registrou em lucros acumulados o montante de R$ 1.273 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 O saldo de ganhos e perdas atuariais não reconhecidos de benefícios pós-emprego em 31 de dezembro de 2008, no montante de R$ 566, foi registrado integralmente contra lucros acumulados na data de transição, adotando assim, a isenção prevista no CPC 37 (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$ 1.241.

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). Consequentemente, direitos apresentados como parte do ativo imobilizado dessas empresas, no montante de R$ 575, passaram a ser tratados como ativos intangíveis.

h) Consolidação proporcional da CIESA As demonstrações contábeis da CIESA, controlada em conjunto da Petrobras Energia S.A, não eram consolidadas em função de existência de restrições na capacidade da empresa de transferir recursos para seus investidores, conforme Instrução CVM 247/96. Na adoção do IFRS, essas demonstrações foram consolidadas proporcionalmente independentemente da existência dessa restrição, em atendimento ao CPC 19 - Investimento em Empreendimento Controlado em Conjunto (IAS 31).




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i) Custo atribuído

A Companhia não aplicou o custo atribuído (deemed cost) para valorização dos seus ativos imobilizados, em função dos valores contábeis não serem substancialmente diferentes dos seus respectivos valores justos, exceto para os ativos petroquímicos oriundos de investimentos em coligadas, cujo impacto de R$ 97 foi reconhecido em 1º de janeiro de 2009 no patrimônio líquido como ajuste de avaliação patrimonial.

j) Reclassificações

As seguintes reclassificações foram realizadas objetivando adequar a forma de apresentação da Companhia aos requerimentos dos IFRS: • Adiantamentos a fornecedores que eram apresentados como parte dos estoques ou do

imobilizado foram classificados para linhas especificas de adiantamentos, no ativo circulante e no não circulante;

• Imposto de renda diferido e contribuição social diferida que eram apresentados no ativo e

passivo circulante foram reclassificados para o não circulante e, quando aplicável, estão apresentados por seus valores líquidos;

• Determinados saldos apresentados como parte do ativo diferido que atendiam aos critérios de reconhecimento em IFRS foram reclassificados para a linha de despesas antecipadas.




27

3.2 Efeitos da adoção dos padrões internacionais nas demonstrações contábeis consolidadas 3.2.1 Balanço patrimonial consolidado

Conforme divulgado em

31.12.2008

Combinações de negócios

Provisão para abandono

Benefícios pós-emprego

Despesas e receitas diferidas

Inclusão Consol.

Proporcional da CIESA

Impostos diferidos

Outros ReclassificaçõesAjustado aos

IFRS em 01.01.2009

Ativo circulante 63.575 - - - (48) 289 - - (1.768) 62.048 Ativo RLP 21.255 - - - - 117 989 (1) 6.813 29.173 Investimentos 5.106 756 - (14) (188) - - 108 - 5.768 Imobilizado 190.754 - 109 - - 278 - (62) (5.385) 185.694 Intangível 8.003 - - - - 1.014 - - 575 9.592 Diferido 3.470 - - - (3.235) - - - (235) -

292.163 756 109 (14) (3.471) 1.698 989 45 - 292.275

Passivo circulante 62.557 - - - - 465 - (541) (4.173) 58.308 Passivo não circulante 88.588 (60) (1.164) (572) (1.004) 841 26 297 4.173 91.125 Patrimônio líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 138.365 816 1.273 566 (1.241) 45 611 353

- 140.788

Participação de acionistas não controladores 2.653 - - (8) (1.226) 347 352 (64) - 2.054

292.163 756 109 (14) (3.471) 1.698 989 45 - 292.275




28


31.12.2009

Capitalização de custos de empréstimos


Provisão para

abandono

Benefícios pós-emprego


Inclusão Consol.


Impostos diferidos

Outros Reclassificações Ajustado aos

IFRS em 31.12.2009

Ativo circulante 76.674 - - - - - 327 - - (2.627) 74.374 Ativo realizável a longo prazo 26.381 - - - - - 91 659 7.792 34.923 Investimentos 3.148 - 2.714 - (1) (180) - - 91 - 5.772 Imobilizado 230.231 2.645 (498) 328 - - 173 - (10) (5.790) 227.079 Intangível 6.808 18 - - - - 683 - - 762 8.271 Diferido 2.366 - - - - (2.229) - - - (137) -

345.608 2.663 2.216 328 (1) (2.409) 1.274 659 81 - 350.419

Passivo circulante 58.030 - - - - - 383 - (1.056) (2.196) 55.161 Passivo não circulante 126.503 - (54) (106) (582) (947) 616 805 (68) 2.196 128.363 Patrimônio líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 159.465 2.494 2.270 434 586 (951) 21 (158) 156 - 164.317 Participação de acionistas não controladores 1.610 169 - - (5) (511) 254 12 1.049 - 2.578

345.608 2.663 2.216 328 (1) (2.409) 1.274 659 81 - 350.419




29

3.2.2 Demonstrações do resultado consolidado de 2009


31.12.2009

Capitalização de custos de empréstimos


Provisão para

abandonoBenefícios

pós-emprego


Inclusão Consol.


Impostos diferidos

Reclassificações e Outros

Ajustado aos IFRS em

31.12.2009

Receita de vendas 182.710 - - - - - 367 - (243) 182.834 Custo dos produtos e serviços vendidos (109.037) (32) 16 (23) - 149 (197) - 417 (108.707) Lucro bruto 73.673 (32) 16 (23) - 149 170 - 174 74.127 Despesas (27.544) (53) - (472) (11) 152 (29) - (173) (28.130) Lucro antes do resultado financeiro, participações e impostos 46.129 (85) 16 (495) (11) 301 141 - 1 45.997 Resultado Financeiro (2.838) 2.786 - (345) - 337 (94) - (9) (162) Resultado de participação em investimentos (84) - 16 - 13 8 - - (17) (65) Participação de empregados e administradores (1.495) - - - - - - - - (1.495) Lucro antes dos impostos 41.712 2.701 32 (840) 2 646 47 - (25) 44.275 Imposto renda/contribuição social (9.977) - - - - 183 (31) (1.106) (0) (10.931) Lucro líquido 31.735 2.701 32 (840) 2 829 16 (1.106) (25) 33.344 Lucro líquido atribuível aos não controladores (2.752) (170) - - - (682) (27) 338 - (3.293)

Lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 28.983 2.531 32 (840) 2 147 (11) (768) (25) 30.051 - - - - - - -




30

3.2.3 Fluxo de caixa consolidado

Conforme divulgado

Ajustado aos IFRS

Lucro líquido 28.982 30.051

Ajustes para reconciliar o lucro líquido 22.150 20.662

Variação dos ativos e passivos 706 637

Caixa gerado pelas atividades operacionais 51.838 51.350

Caixa utilizado em atividades de investimento (70.280) (70.280)

Caixa gerado pelas atividades de financiamento 31.627 32.165

Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalente caixa (278) (300)

Variação líquida de caixa do período 12.907 12.935

Caixa e equivalente de caixa no início do exercício 15.889 16.099

Caixa e equivalente de caixa no final do exercício 28.796 29.034

2009

3.2.4 Efeitos da adoção dos padrões internacionais nas demonstrações contábeis individuais

Lucro Líquido

01/01/2009 (*) 31/12/2009 2009Conforme divulgado 144.051 163.879 29.313 Capitalização de custos de empréstimos 2.494 2.532 Combinação de negócios 816 2.270 32 Benefícios pós aposentadoria 566 586 2 Provisão para abandono de poços e desmantelamento de áreas 1.273 434 (840)

Absorção de passivo a descoberto de subsidiária (**) (3.961) (3.584) (527) Impostos diferidos 309 (405) (685)

Lucro na venda de produtos em estoques de subsidiárias e controladas (**) (1.526) (830) 195 Outros 198 177 (63)

Ajustado aos padrões internacionais de contabilidade (CPC) 141.726 165.021 29.959

Patrimônio Líquido

(*) Data da adoção inicial (**) Conforme requerido pelo CPC18 – Investimento em Coligada e em Controlada.




31

4 Base de consolidação As demonstrações contábeis de subsidiárias, controladas, controladas em conjunto e sociedades de propósito específico são incluídas nas demonstrações contábeis consolidadas com as políticas contábeis adotadas pela Petrobras. 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.




32

As demonstrações contábeis consolidadas abrangem as demonstrações contábeis da Petrobras e das seguintes empresas: a) Subsidiárias, controladas e controladas em conjunto

2010 2009 01.01.2009

País

Subscrito, integralizado e

votante

Subscrito, integralizado e

votante

Subscrito, integralizado

e votante

Subsidiárias e controladas

Petrobras Química S.A. - Petroquisa e suas controladas (i) Brasil 100,00 100,00 100,00 Petrobras Distribuidora S.A. - BR e suas controladas (i) Brasil 100,00 100,00 100,00 Braspetro Oil Services Company - Brasoil e suas controladas (ii) Ilhas Cayman 100,00 100,00 100,00 Braspetro Oil Company - BOC e suas controladas (ii) Ilhas Cayman 99,99 99,99 99,99 Petrobras International Braspetro B.V. - PIBBV e suas controladas (i) (ii) (iii) Holanda 100,00 100,00 100,00 Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN (iv) Brasil 100,00 100,00 100,00 Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro e sua controlada (i) (v) Brasil 100,00 100,00 100,00 Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e suas controladas (i) Brasil 99,99 99,99 99,99 Petrobras International Finance Company - PifCo e suas controladas (ii) Ilhas Cayman 100,00 100,00 100,00 Petrobras Transporte S.A. - Transpetro e sua controlada Brasil 100,00 100,00 100,00 Downstream Participações Ltda. e sua controlada Brasil 99,99 99,99 99,99 Petrobras Netherlands B.V. - PNBV e suas controladas (i) (ii) Holanda 100,00 100,00 100,00 FAFEN Energia S.A. e sua controlada Brasil 100,00 100,00 100,00 5283 Participações Ltda. Brasil 100,00 100,00 100,00 Baixada Santista Energia Ltda. Brasil 100,00 100,00 100,00 Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE Brasil 100,00 100,00 100,00 Termorio S.A. Brasil 100,00 100,00 100,00 Termoceará Ltda. Brasil 100,00 100,00 100,00 Termomacaé Ltda. Brasil 100,00 100,00 100,00 Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda. Brasil 100,00 100,00 100,00 Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII Brasil 99,00 99,00 99,00 Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. Brasil 100,00 100,00 100,00 Termobahia S.A. Brasil 98,85 98,85 98,85 Petrobras Biocombustível S.A. (i) Brasil 100,00 100,00 100,00 Refinaria Abreu e Lima S.A. (vi) Brasil 100,00 100,00 100,00 Cordoba Financial Services Gmbh - CFS e sua controlada (ii) Áustria 100,00 100,00 100,00 Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. – CLEP Brasil 100,00 100,00 Comperj Participações S.A. Brasil 100,00 100,00 Comperj Petroquimicos Básicos S.A. Brasil 100,00 100,00 Comperj PET S.A. Brasil 100,00 100,00 Comperj Estirênicos S.A. Brasil 100,00 100,00 Comperj MEG S.A. Brasil 100,00 100,00 Comperj Poliolefinas S.A. Brasil 100,00 100,00 Breitener Energética S.A. Brasil 65,00 30,00 30,00 Cayman Cabiunas Investiment CO. (ii) Ilhas Cayman 100,00 Marlim Participações S.A. e sua controlada (vii) Brasil 100,00 NovaMarlim Participações S.A. e sua controlada (vii) Brasil 43,43 Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda (ix) Brasil 100,00 Ipiranga Asfalto S.A. (ix) Brasil 100,00

Controladas em conjunto (viii)Usina Termelétrica Norte Fluminense S.A. Brasil 10,00 10,00 10,00 GNL do Nordeste Ltda. Brasil 50,00 50,00 50,00 Ibiritermo S.A. Brasil 50,00 50,00 50,00 Termoaçu S.A. Brasil 76,87 76,87 74,80 Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PC BIOS Brasil 50,00 50,00 50,00 PMCC Projetos de Transporte de Álcool S.A. Brasil 49,00 33,33 33,33

Brentech Energia S.A. Brasil 30,00 30,00 30,00 Brasil PCH S.A. Brasil 49,00 42,33 42,33 Brasympe Energia S.A. Brasil 20,00 20,00 20,00 Cia Energética Manauara S.A. Brasil 40,00 40,00 40,00 Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. Brasil 33,20 33,20 Eólica Mangue Seco 1 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Brasil 49,00 Eólica Mangue Seco 2 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Brasil 51,00 Eólica Mangue Seco 3 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Brasil 49,00 Eólica Mangue Seco 4 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Brasil 49,00

Participação no capital - %




33

(i) Empresas com participação em controladas em conjunto. (ii) Empresas sediadas no exterior com demonstrações contábeis elaboradas em moeda estrangeira. (iii) Participação de 11,45% em 2010 ( 20,13% em 2009 ) da 5283 Participações Ltda. (iv) Participação de 0,09% da Petrobras Gás S. A. - Gaspetro. (v) Participação de 0,05% da Downstream . (vi) Participação de 0,01% da Downstream . (vii) Empresas incorporadas em 2010 na Petróleo Brasileiro S.A. (viii) Empresas com administração compartilhada, consolidadas na proporção das participações no capital social, exceto a Ibiritermo cujas

atividades são controladas pela Petrobras, portanto é consolidada integralmente.. (ix) Empresas aportadas em 2009 na Petrobras Distribuidora.

b) Sociedades de propósitos específicos – SPE

Sociedades de Propósitos Específicos - SPE País Atividade principal

Albacora Japão Petróleo Ltda. Brasil Exploração e Produção

Charter Development LLC – CDC (i) E.U.A Exploração e Produção

Companhia de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais – CDMPI Brasil Refino

Companhia de Recuperação Secundária S.A. – CRSEC Brasil Exploração e Produção

Gasene Participações Ltda. Brasil Logística

Nova Transportadora do Nordeste S.A. – NTN Brasil Logística

Nova Transportadora do Sudeste S.A. – NTS Brasil Logística

PDET Offshore S.A. Brasil Exploração e Produção

Companhia Mexilhão do Brasil Brasil Exploração e Produção

Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-padronizados do Sistema Petrobras Brasil Corporativo (i) Empresas sediadas no exterior com demonstrações contábeis elaboradas em moeda estrangeira.

4.1 Reconciliação do patrimônio líquido e lucro líquido do consolidado com o da

controladora

31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 2010 2009

Consolidado - IFRS 310.225 166.895 142.842 35.901 33.344Patrimônio de acionistas não controladores (3.459) (2.578) (2.054) (712) (3.293)

Despesas diferidas líquidas de IR 551 704 938 (153) (92)

Controladora ajustado aos padrões internacionais de contabilidade (CPC) 307.317 165.021 141.726 35.036 29.959

Lucro líquidoPatrimônio líquido




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5 Sumário das principais políticas contábeis

5.1 Reconhecimento de receitas, custos e despesas A receita de vendas compreende o valor da contraprestação recebida ou a receber pela comercialização de produtos e serviços, líquida das devoluções, descontos e encargos sobre vendas. A receita de vendas de petróleo bruto e seus derivados é reconhecida no resultado quando todos os riscos e benefícios inerentes ao produto são transferidos para o comprador. A receita de venda de serviços de fretes e outros é reconhecida em função de sua realização. Os custos e as despesas são contabilizados pelo regime de competência. O resultado financeiro líquido inclui principalmente receitas de juros sobre aplicações financeiras e títulos públicos, despesas com juros sobre financiamentos, ganhos e perdas com avaliação a valor justo de acordo com a classificação do título, além das variações cambiais e monetárias líquidas.

5.2 Ativos e passivos financeiros

5.2.1 Caixa e equivalentes de caixa

Estão representados por aplicações de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em até três meses da data de aquisição.

5.2.2 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.




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5.2.3 Contas a receber São contabilizados inicialmente pelo valor da contraprestação a ser recebida e subsequentemente pelo custo amortizado, sendo deduzidos das perdas em crédito de liquidação duvidosa.

5.2.4 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.

5.2.5 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.

5.2.6 Capital social

As ações ordinárias e preferenciais são classificadas como patrimônio líquido. Os gastos com a emissão de ações são apresentados como dedução do patrimônio líquido, como contribuição adicional de capital, líquido de efeitos tributários. As ações preferenciais têm prioridade no caso de reembolso do capital e no recebimento dos dividendos, no mínimo, de 3% do valor do patrimônio líquido da ação, ou de 5% 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. Os dividendos mínimos obrigatórios atendem aos limites definidos no estatuto da Companhia e são reconhecidos como passivo.




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5.3 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 e as importações em andamento demonstradas ao custo identificado.

5.4 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.

5.5 Combinação de negócios e goodwill Os ativos e passivos adquiridos em uma combinação de negócios são contabilizados em consonância com o método de aquisição, sendo reconhecidos pelos seus respectivos valores justos. Qualquer excesso do custo de aquisição sobre o valor justo dos ativos líquidos adquiridos (ativos identificáveis e passivos adquiridos, líquidos) é reconhecido como goodwill no ativo intangível. Quando o custo de aquisição for menor que o valor justo dos ativos líquidos adquiridos, é reconhecido um ganho na demonstração de resultado.

5.6 Imobilizado Mensuração Estão demonstrados pelo custo de aquisição ou custo de construção, que representam os custos para colocar o ativo em condições de operação, corrigidos monetariamente durante períodos hiperinflacionários, deduzido da depreciação acumulada e perdas por impairment. Os direitos que tenham por objetos bens corpóreos destinados à manutenção das atividades da Companhia, decorrentes de operações que transfiram os benefícios, riscos e controles desses bens, estão demonstrados pelo valor justo ou, se inferior, pelo valor presente dos pagamentos mínimos do contrato.




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Os custos incorridos com exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás são contabilizados 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 sejam contabilizados como despesas no período em que são incorridos e os custos com poços exploratórios secos e os vinculados às reservas não comerciais sejam registrados no resultado quando são identificados como tal. Os gastos relevantes com manutenção das unidades industriais e dos navios, que incluem peças de reposição, serviços de montagem, entre outros, são registrados no imobilizado. Os encargos financeiros de empréstimos obtidos, que sejam diretamente atribuíveis a aquisição ou construção de ativos, são capitalizados como parte dos custos desses ativos. Os custos de empréstimos que não estejam diretamente relacionados aos ativos são capitalizados com base numa taxa média de captação sobre o saldo de obras em andamento. Esses custos são amortizados ao longo das vidas úteis estimadas ou pelo método de unidades produzidas dos respectivos ativos. Depreciação 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. As paradas para manutenção ocorrem em períodos programados em média de 4 anos, e os respectivos gastos são depreciados como custo da produção até o início da parada seguinte. Os terrenos não são depreciados. Os demais bens do imobilizado são depreciados pelo método linear com base nas seguintes vidas úteis estimadas:

Classe de ativos Vida útil média ponderada

Edificações e benfeitorias 25 anos (25-40 anos)Equipamentos e outros bens 20 anos (3-31 anos)




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A Companhia revisou a vida útil econômica dos equipamentos e outros bens, tendo como base laudos de avaliadores externos, conforme a seguir.

Classes de ativos Antigo Novo

Equipamentos de sistemas óticos 7 anos 20 anosEquipamentos e instalações de distribuições 10 anos 14 anosEquipamentos e conjuntos industriais de refino 10 anos 20 anosEquipamentos e conjuntos industriais de fertilizantes 10 anos 22 anosTanques de armazenamento 10 anos 26 anosDutos 10 anos 31 anosPlataformas 16 anos 17 anosPlantas termoelétricas 20 anos 23 anosNavios 20 anos 25 anos

Tempo de vida útil médio

Os efeitos da alteração das estimativas de vida útil desses ativos foram reconhecidos a partir de 1º de janeiro de 2010, portanto, a depreciação no exercício de 2010 foi reduzida em R$ 1.273 (R$ 847 na Controladora).

5.7 Intangíveis Estão demonstrados pelo custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada e perdas por impairment. São compostos por direitos e concessões que incluem, principalmente, bônus de assinatura pagos pela obtenção de concessões para exploração de petróleo ou gás natural, cessão onerosa de direitos de exploração em blocos da área do pré-sal, concessões de serviços públicos, 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. Os bônus de assinatura e a cessão onerosa 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.

5.8 Diferido

A Companhia manteve o saldo do ativo diferido de 31 de dezembro de 2008 no individual, 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.




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5.9 Redução ao valor recuperável – Impairment A Companhia avalia os ativos do imobilizado, do intangível com vida útil definida e do diferido (individual) 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. 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.

5.10 Arrendamentos mercantis As obrigações de contratos de arrendamentos com transferência de benefícios, riscos e controle dos bens são reconhecidas no passivo como arrendamentos mercantis financeiros. Nos casos em que a Companhia é arrendadora, esses contratos são reconhecidos como recebíveis no ativo. Os demais contratos de arrendamentos são classificados como operacionais e os pagamentos são reconhecidos como despesa no resultado durante o prazo do contrato.




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5.11 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. Os juros incorridos pela atualização da provisão estão classificados como despesas financeiras.

5.12 Imposto de renda e contribuição social

Esses tributos são calculados e registrados com base nas alíquotas de 25% para imposto de renda e 9% para contribuição social sobre o lucro tributável. Os impostos e contribuições sociais diferidos são reconhecidos em função das diferenças temporárias, prejuízo fiscal e base negativa da contribuição social, quando aplicável. Para fins de apuração do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro corrente, 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 registrados como impostos e contribuições diferidos ativos e passivos.

5.13 Benefícios concedidos a empregados Os compromissos atuariais 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 de acordo com o método corredor.




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A Companhia também contribui para os planos nacionais de pensão e de seguridade social das subsidiárias internacionais, cujos percentuais são baseados na folha de pagamento, sendo essas contribuições levadas ao resultado quando incorridas.

5.14 Subvenções e assistências governamentais As subvenções governamentais para investimentos 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.

5.15 Novas normas e interpretações ainda não adotadas O processo de convergência das políticas contábeis no Brasil às normas internacionais prevê a adoção de diversas normas, emendas às normas e interpretações do IFRS, emitidas pelo IASB, que ainda não entraram em vigor para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010, conforme a seguir:

Normas DescriçãoVigência a partir de exercícios

iniciados em ou após:

Emenda ao IAS 32

Classificação de Emissão de Direitos” (Classification of Rights Issues). Aplicável quando uma empresa emite de maneira pro rata a todos os seus acionistas de uma determinada classe, um ou mais direitos de compra de um número fixo de ações adicionais.

1º de fevereiro de 2010

Emenda ao IFRIC 14

“Pré pagamentos de Requerimentos de Aportes Mínimos” (Prepayments of a Minimum Funding Requirement), relativos a planos de benefício definido.

1º de janeiro de 2011

Emenda ao IFRS 7

“Divulgações: Transferências de Ativos Financeiros” (Disclosures: Transfers of Financial Assets)

1º de julho de 2011

Emenda ao IAS 12

“Impostos Diferidos: Recuperação de Ativos Subjacentes” (Deferred Tax: Recovery of Underlying Assets), que estabelece critérios para apuração da base fiscal de um ativo.


IFRS 9

“Instrumentos Financeiros” (Financial Instruments). Introduz novos requerimentos para classificação e mensuração de ativos e passivos financeiros e deverá substituir também os requerimentos do IAS 39 para alienação e impairment de instrumentos financeiros e, contabilização de hedges.


A Companhia está avaliando os impactos dessas novas normas em suas demonstrações contábeis.




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6 Caixa e equivalentes de caixa

31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009

Caixa e bancos 3.434 2.8540 2.622 437 646 394Aplicações financeiras 0 0 0 0 0 0 0 - No País 0 0 0 0 0 0 0

Fundos de investimentos DI 12.797 11.9210 3.140 10.119 8.429 8Outros fundos de investimentos 749 7.2020 3.732 325 3.556 6.424

13.546 19.123 6.872 10.444 11.985 6.432 - No Exterior 13.343 7.0570 6.605 9.114 4.167 4.442Total das aplicações financeiras 26.889 26.180 13.477 19.558 16.152 10.874Total de caixa e equivalentes de caixa 30.323 29.034 16.099 19.995 16.798 11.268


As aplicações financeiras no país são representadas por fundos de investimentos cujos recursos estão aplicados em títulos públicos federais e aplicações em quotas do fundo de investimento em direitos creditórios (FIDC) do Sistema Petrobras. As aplicações no exterior são compostas de time deposits com prazos de até 3 meses e outros instrumentos de renda fixa de curto prazo, realizadas com instituições de primeira linha.

7 Títulos e valores mobiliários

31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009

Disponíveis para venda 5.303 4.468 3.773 5.125 4.171 3.589 Para negociação 25.651 - 132 25.588 - - Mantidos até o vencimento 271 295 450 7.767 1.727 9

31.225 4.763 4.355 38.480 5.898 3.598

Circulante 26.017 124 289 33.731 1.718 - Não circulante 5.208 4.639 4.066 4.749 4.180 3.598


Os títulos disponíveis para venda incluem Notas do Tesouro Nacional – Série B no valor de R$ 4.952 (R$ 4.711 na Controladora) em 31 de dezembro de 2010, indexadas ao IPCA, com pagamento de cupons semestrais de 6% a.a. e vencimentos em 2024 e 2035, e estão apresentadas no ativo não circulante. Parte dessas NTN-B foi dada em garantia à Petros em 2008, após assinatura do Termo de Compromisso Financeiro, conforme descrito na Nota 22. Os títulos para negociação referem-se principalmente a investimentos em títulos governamentais com prazos de vencimentos superiores a 90 dias e estão apresentados no ativo circulante considerando a expectativa de realização no curto prazo.




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Os títulos mantidos até o vencimento na Controladora incluem investimentos no FIDC-NP relativo a direitos creditórios não performados de suas atividades operacionais no valor de R$ 7.758 em 31 de dezembro de 2010 e estão apresentados no ativo circulante.

8 Contas a receber

8.1 Contas a receber, líquidas

31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009

Clientes Terceiros 17.555 13.600 13.329 3.199 2.187 3.551 Partes relacionadas (11.1) 2.722 2.646 2.214 40.473 (*) 58.503 (*) 104.148 (*)

Outras 4.729 3.646 3.571 2.732 2.202 1.588 25.006 19.892 19.114 46.404 62.892 109.287

Perdas em créditos de liquidação duvidosa (2.716) (2.542) (2.814) (466) (306) (291) 22.290 17.350 16.300 45.938 62.586 108.996

Menos: contas a receber não circulante, líquidas (4.956) (3.288) (1.331) (29.760) (49.742) (91.626)

Contas a receber a curto prazo, líquidas 17.334 14.062 14.969 16.178 12.844 17.370


(*) Não contempla os saldos de dividendos a receber de R$ 1.523.em 31 de dezembro de 2010 (R$ 780 em 31 de dezembro de 2009), ressarcimentos a receber de R$ 447 em 31 de dezembro de 2010 (R$ 1.511 em 31 de dezembro de 2009) e Fundo de Investimento em Direitos Creditórios de R$ 7.768 em 31 de dezembro de 2010 (R$ 4.678 em 31 de dezembro de 2009).

8.2 Movimentação das perdas em créditos de liquidação duvidosa

31.12.2010 31.12.2009 31.12.2010 31.12.2009

Saldo inicial do exercício 2.542 2.814 306 291 Adições (*) 380 246 169 37 Baixas (*) (206) (518) (9) (22) Saldo em 31 de dezembro 2.716 2.542 466 306

Circulante 1.750 1.546 466 306Não circulante 966 996 0 0


(*) Inclui variação cambial sobre perdas em créditos de liquidação duvidosa constituída em empresas no exterior.




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8.3 Contas a receber vencidos

Consolidado Controladora Até 3 meses 905 500 De 3 a 6 meses 229 56 De 6 a 12 meses 352 41 Acima de 12 meses 3.128 571

Constituição de perdas em crédito de liquidação duvidosa (2.716) (466)

31.12.2010

9 Estoques

31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009

Produtos:

Derivados de petróleo (*) 6.274 5.746 5.551 4.957 4.052 3.993

Álcool (*) 522 472 594 123 237 2816.796 6.218 6.145 5.080 4.289 4.274

Matérias-primas, principalmente petróleo bruto (*) 9.547 9.724 8.309 7.300 7.261 5.298

Materiais e suprimentos para manutenção (*) 3.292 3.295 3.340 2.864 2.880 2.865Outros 272 249 710 14 33 105

19.907 19.486 18.504 15.258 14.463 12.542

Circulante 19.816 19.448 18.391 15.199 14.437 12.429Não circulante 91 38 113 59 26 113


(*) Inclui importações em andamento.

10 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 2010, o saldo da conta é de R$ 822 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.




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11 Partes relacionadas As operações comerciais da Petrobras com suas subsidiárias, controladas e sociedades de propósito específico são efetuadas a preços e condições normais de mercado. As operações de mútuo são realizadas de acordo com as condições de mercado e legislação aplicável. Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, não eram esperadas perdas na realização destas contas a receber.

11.1 Ativo

Contas a Receber, principalmente

por vendasDividendos a

Receber

Adiantamento para aumento de

capital

Valores vinculados à construção de

gasodutoOperações de mútuo

Outras Operações

Ressarcimento a Receber

TOTAL DO ATIVO

CONTROLADAS (*) 0

BR Distribuidora 1.568 334 0 0 141 0 0 2.043

Gaspetro 1.080 289 340 811 0 0 0 2.520

PifCo 3.189 0 0 0 0 4 0 3.193

Downstream 207 0 0 0 183 0 0 390

Transpetro 281 128 0 0 0 0 0 409

PIB-BV Holanda 264 0 0 0 551 58 0 873

Brasoil 0 0 0 0 26.603 7 0 26.610

BOC 0 0 0 0 30 1 0 31

Petrobras Comercializadora Energia Ltda 65 45 0 0 0 0 0 110

Petrobras Biocombustível S.A. 66 0 103 0 0 0 0 169

Breitner Energética 0 0 0 0 353 0 0 353

Termoelétricas 119 11 14 0 224 0 0 368

Refinaria Abreu e Lima 473 0 0 0 0 0 0 473

Cayman Cabiunas Investment 18 0 0 0 0 0 275 293

Cia Locadora de Equipamentos Petrolíferos 0 542 0 0 0 0 0 542

Demais Controladas 160 112 8 0 0 7 0 287

7.490 1.461 465 811 28.085 77 275 38.664

SOCIEDADES DE PROPÓSITO ESPECÍFICO

Nova Transportadora do Nordeste - NTN 481 0 0 0 0 0 72 553

Nova Transportadora do Sudeste - NTS 468 0 0 0 0 0 35 503

PDET Off Shore 0 0 0 0 0 0 65 65

Demais SPE's 45 0 0 0 0 0 0 45

994 0 0 0 0 0 172 1.166

COLIGADAS 232 62 3 0 0 0 0 297

31/12/2010 8.716 1.523 468 811 28.085 77 447 40.127

31/12/2009 7.790 780 295 973 47.837 78 1.511 59.264

CONTROLADORA

ATIVO CIRCULANTE ATIVO NÃO CIRCULANTE

(*) Inclui suas controladas e grupo de controladas em conjunto




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Indexador 31.12.2010 31.12.2009

TJLP + 5% a.a. 26 49LIBOR + 1 a 3% a.a. 24.174 44.7981,70% a.a. 183 224101% do CDI 115 17114,5% a.a. 78 77IGPM + 6% a.a. 146 146Outras Taxas 3.363 2.372

28.085 47.837

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 2010, 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$ 252 (R$ 339 em 31 de dezembro de 2009), sendo R$ 149 classificados no ativo realizável a longo prazo como adiantamento a fornecedores (R$ 231 em 31 de dezembro de 2009), que inclui o valor de R$ 94 (R$ 102 em 31 de dezembro de 2009) 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 2010, 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$ 811 (R$ 973 em 31 de dezembro de 2009), e está classificado no ativo realizável a longo prazo, como contas a receber líquidas.




48

11.2 Passivo

PASSIVO NÃO CIRCULANTE

Fornecedores, princip. por compras de petróleo e derivados

Adiantamento de Clientes

Afretamento de Plataformas

Arrendamentos mercantins financeiros

Outras Operações

Arrendamentos mercantins financeiros

Operações de Mútuo

Outras Operações

TOTAL DO PASSIVO

CONTROLADAS (*)

BR Distribuidora (384) (6) - - - - - (26) (416)

Gaspetro (659) (318) - - - - - - (977)

PifCo (9.514) (102) - - - - - (324) (9.940)

PNBV (88) - (1.562) - - - - - (1.650) Downstream (145) - - - - - - - (145)

Transpetro (561) - - - - - - - (561)

PIB-BV Holanda (337) (1) - - - - - - (338)

Brasoil (158) - (7) - - - - - (165) Termoelétricas (204) - - (29) - (580) - - (813)

Marlim Participações S.A. - - - - - - - - -

Cia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - - - (2.192) - (2.113) - - (4.305)

Demais Controladas (95) (3) - (20) - (143) - - (261) (12.145) (430) (1.569) (2.241) - (2.836) (350) (19.571)


PDET Offshore - - (172) (139) (1.420) - - (1.731)

Nova Transportadora do Nordeste - NTN - - (223) - (1.102) - - (1.325)

Nova Transportadora do Sudeste - NTS - - (225) - (1.059) - - (1.284)

Charter Development LLC - - - - - - - -

Gasene Participações S/A - - (45) - (6.235) - - (6.280)

CDMPI - (245) - (2.272) - - (2.517)

Demais SPE's - - - - - -

(910) (139) (12.088) (13.137)

COLIGADAS (84) (2) - - - - (54) - (140)

31/12/2010 (12.229) (432) (1.569) (3.151) (139) (14.924) (54) (350) (32.848)

31/12/2009 (29.723) (752) (1.394) (3.502) (139) (10.904) (49) (856) (47.319)

CONTROLADORA

PASSIVO CIRCULANTE



Notas explicativas às demonstrações contábeis (Consolidadas e da Controladora) (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário)

49

11.3 Resultado

Receitas Operacionais,

principalmente por vendas

Receitas (Despesas) Financeiras

Líquidas

Variações Monetárias e

Cambiais Líquidas

CONTROLADAS (*)

Petroquisa 256 - 3 259

BR Distribuidora 57.953 (12) 22 57.963

Gaspetro 4.928 (32) (7) 4.889

PifCo 19.772 (674) 220 19.318

PNBV - (1) 59 58

Downstream 3.548 7 18 3.573

Transpetro 555 - 33 588

PIB-BV Holanda 111 25 (66) 70

Brasoil - 1.117 (1.155) (38)

Petrobras Comercializadora Energia Ltda 464 1 10 475

Termoelétricas 52 (84) (17) (49)

Marlim Participações S.A - (102) - (102)

Cia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - (531) - (531)

Refinaria Abreu e Lima 258 - - 258

Demais Controladas 310 (2) (23) 285

88.207 (288) (903) 87.016


Nova Transportadora do Nordeste - NTN - (45) - (45)

Nova Transportadora do Sudeste - NTS - (29) - (29)

PDET Offshore - (92) - (92)

Charter Development LLC - (414) 152 (262)

Gasene Participações S/A - (431) - (431)

Transportadora Gasene 130 - - 130

Demais SPE's - (25) - (25)

130 (1.036) 152 (754)

COLIGADAS 11.304 14 (27) 11.291

31/12/2010 99.641 (1.310) (778) 97.553 31/12/2009 85.900 1.514 (6.603) 80.811

Controladora

Resultado

TOTAL DO RESULTADO




50

11.4 Fundo de investimento em direitos creditórios não padronizados – FIDC-NP

A Controladora mantém recursos investidos no FIDC-NP que é destinado preponderantemente à aquisição de direitos creditórios performados e/ou não performados de operações realizadas por subsidiárias e controladas do Sistema Petrobras Os valores investidos em títulos públicos do FIDC-NP estão registrados em caixa e equivalentes de caixa e títulos e valores mobiliários, em função dos seus respectivos prazos de realização. Os encargos financeiros a apropriar sobre as operações de venda de direitos creditórios performados e/ou não performados estão registrados como outros ativos circulantes. As cessões de direitos creditórios performados estão classificadas como outros ativos circulantes, enquanto não compensados. As cessões de direitos creditórios não performados estão registradas como outras contas e despesas a pagar no passivo circulante.

31.12.2010 31.12.2009

206 3.442 7.758 1.718

426 356 Cessões de direitos performados (622) (838) Total classificado no ativo circulante 7.768 4.678

Cessões de direitos não performados (15.933) (14.318) Total classificado no passivo circulante (15.933) (14.318)

Receita financeira 184 1.397

Aplicações financeirasTítulos e valores mobiliáriosEncargos financeiros a apropriar

11.5 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.



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Em 31 de dezembro de 2010, as operações financeiras realizadas por estas subsidiárias e garantidas pela Petrobras apresentam os seguintes saldos a liquidar: Data de Vencimento

das Operações PNBV PifCo PIB-BV Ref. Abreu e Lima TAG Total2010 0 0 0 0 0 0 4.9272011 4.383 3.725 0 0 0 8.108 1.3032012 449 1.000 83 0 0 1.532 2.7062013 106 624 0 0 0 730 8002014 477 1.140 167 0 0 1.784 2.0442015 3.451 689 0 0 0 4.140 988

2015 em diante 6.736 18.318 1.000 8.681 5.003 39.738 37.68415.602 25.496 1.250 8.681 5.003 56.032 50.452

31/12/201031/12/2009

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. As despesas incorridas pela Petrobras na obtenção da Fiança Idônea foram:

2010 2009BR 20 20Gaspetro 19 10Total 39 30

11.6 Fundo de investimento no exterior de subsidiárias

Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, as 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$ 14.048 (R$ 12.724 em 31 de dezembro de 2009). Esses valores, referente às empresas que são consolidadas, foram compensados no saldo de financiamentos nos passivos circulante e não circulante.



52

11.7 Transações com coligadas, 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 coligadas, entidades governamentais e fundo de pensão resultaram nos seguintes saldos:

Ativo Passivo Ativo Passivo

Coligadas 305 144 950 166 Braskem 84 60 594 76 Quattor 78 43 260 41 Outras Empresas Coligadas 143 41 96 49

Entidades governamentais e fundos de pensão 42.824 56.007 16.650 49.156 Títulos Governamentais 31.098 - 11.561 - Banco do Brasil S.A. 5.067 9.415 1.484 7.294 Depósitos vinculados para processos judiciais (CEF e BB) 2.466 - 1.716 63 Setor Elétrico 3.145 - 2.007 - Conta de petróleo e álcool - créditos junto ao Governo Federal 822 - 817 - BNDES 3 36.320 1 34.929

Caixa Econômica Federal 2 5.662 1 3.953 Governo Federal - Dividendos Propostos e JCP - 1.118 - 563 Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - 2.568 - 1.322 Petros (Fundo de Pensão) - 501 - 523 Outros 221 423 (937) 509

43.129 56.151 17.600 49.322

Circulante 34.481 8.393 10.394 5.982 Não circulante 8.648 47.758 7.206 43.340

Consolidado31.12.2010 31.12.2009



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Os saldos estão classificados no Balanço Patrimonial conforme abaixo:

Ativo Passivo Ativo PassivoAtivo Circulante 34.481 10.394 Caixa e equivalentes de caixa 5.424 8.369 Títulos e valores mobiliários 25.525 - Contas a Receber, líquidas 3.392 1.784 Outros ativos circulantes 140 241

Não Circulante 8.648 7.206 Conta petróleo e álcool - STN 822 817 Títulos e valores mobiliários 5.177 4.583 Depósitos judiciais 2.468 1.716 Outros ativos realizados a longo prazo 181 90

Passivo Circulante 8.393 5.982 Financiamentos 3.667 2.836 Dividendos propostos 1.596 691 Outros passivos circulantes 3.130 2.455

Passivo Não Circulante 47.758 43.340 Financiamentos 47.634 43.210 Outros passivos não circulantes 124 130

43.129 56.151 17.600 49.322

Consolidado31.12.2010 31.12.2009

Recebíveis do setor elétrico A Companhia possui recebíveis do setor elétrico relacionados ao fornecimento de combustíveis a usinas de geração termoelétrica, controladas diretas ou indiretas da Eletrobrás, localizadas na região norte do país. Parte dos custos do fornecimento de combustível para essas térmicas são suportados pelos recursos da Conta de Consumo de Combustível – CCC, gerenciada pela Eletrobrás. A Companhia também fornece combustível para os Produtores Independentes de Energia - PIE, empresas criadas com a finalidade de produzir energia exclusivamente para a Amazônia Distribuidora S. A. – ADESA, controlada direta da Eletrobrás, cujos pagamentos de fornecimento de combustível dependem diretamente do repasse de recursos da ADESA para aqueles PIE. O saldo desses recebíveis em 31 de dezembro de 2010 era R$ 3.145 (R$ 2.007 em 31 de dezembro de 2009), apresentados no ativo não circulante, e classificados como recebíveis de partes relacionadas, dos quais R$ 2.372 estavam vencidos. A Companhia tem feito cobranças sistemáticas aos devedores e a própria Eletrobrás e pagamentos parciais têm sido realizados.



54

11.8 Remuneração de dirigentes e empregados (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 2010, a maior e a menor remunerações atribuídas a empregados ocupantes de cargos permanentes, relativas ao mês de dezembro, foram de R$ 60.965,12 e R$ 1.801,35 (R$ 55.747,18 e R$ 1.647,17 em 31 de dezembro de 2009), respectivamente. A remuneração média no exercício de 2010 foi de R$ 9.522,21 (R$ 8.638,66 em 31 de dezembro de 2009). Com relação a dirigentes da Petrobras, a maior remuneração em 2010, ainda tomando-se por base o mês de dezembro, correspondeu a R$ 69.539,03 (R$ 59.465,04 em 31 de dezembro de 2009). O total da remuneração de benefícios de curto prazo para a administração da Petrobras durante o exercício de 2010 foi de R$ 8.730.865,00 (R$ 7.099.271,81 em 2009) que incluem honorários no valor de R$ 6.442.020,83 (R$ 5.248.780,31 em 2009) referente a sete diretores e nove conselheiros. No consolidado, os honorários da diretoria e do conselho de administração totalizam R$ 44.613.649,20 em 2010 (R$ 34.302.730,30 em 2009).

12 Depósitos judiciais

Os depósitos judiciais são apresentados de acordo com a natureza das correspondentes causas:

31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009

Trabalhistas 940 726 608 888 694 582Fiscais (*) 1.193 888 895 912 662 659Cíveis (*) 596 362 340 558 330 299Outros 78 13 10 68 5 2Total 2.807 1.989 1.853 2.426 1.691 1.542


(*) Líquido de depósito relacionado a processo judicial provisionado, quando aplicável.



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13 Aquisições e vendas de ativos

13.1 Combinações de negócios Aquisição dos negócios de distribuição e logística da ExxonMobil 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$ 463 milhões, líquidos das disponibilidades das empresas adquiridas. Em 2010, a Companhia concluiu a avaliação do valor justo dos ativos líquidos adquiridos, alocando R$ 163 no imobilizado e R$ 27 no intangível, além do reconhecimento de um ágio (goodwill), de R$ 81. Breitener 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.

13.2 Aquisição de participações em controladas em conjunto BSBios Marialva Indústria e Comércio de Biodiesel Sul Brasil S.A. Em 08 de dezembro de 2009, a Petrobras Biocombustível ingressou no capital social da empresa BSBios Marialva Indústria e Comércio de Biodiesel Sul Brasil S.A., por meio de aportes no montante de R$ 54, para aquisição de 50% do total das ações. Na avaliação do valor justo dos ativos líquidos adquiridos foi identificada uma mais valia de R$ 2 no imobilizado. Bioóleo Industrial e Comercial S.A. Em 24 de agosto de 2010, a Petrobras Biocombustível ingressou no capital social da empresa Bioóleo Industrial e Comercial S.A. por meio de aportes no total de R$ 19 para aquisição de 50% do total das ações.



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Nova Fronteira Bioenergia S.A. Em 01 de novembro de 2010, a Petrobras Biocombustível ingressou no capital social da empresa Nova Fronteira Bioenergia S.A., por meio de aportes no montante de R$ 258, realizados até 27 de dezembro, para aquisição de 37,05% do total das ações, iniciando parceria com o Grupo São Martinho S.A. A Companhia passará a deter 49% das ações até o final de 2011, conforme previsto no acordo de investimento. Brasil Carbonos S.A. Em 22 de dezembro de 2010, a Companhia adquiriu do Grupo Unimetal 49% do total das ações da Brasil Carbonos S.A, pelo montante de R$ 45. Na avaliação do valor justo dos ativos líquidos adquiridos foi identificada uma mais valia de R$ 28 no imobilizado.

13.3 Aquisição de participações em coligadas

Total Agroindústria Canavieira S.A. Em 18 de janeiro de 2010, a Petrobras Biocombustível ingressou no capital social da Total Agroindústria Canavieira S.A., por meio de aportes no montante de R$ 132, realizados até 30 de setembro, para aquisição de 40,37% do total das ações. A Companhia passará a deter 43,58% das ações até março de 2011, conforme previsto no acordo de investimento. Acordo de Investimento entre Petrobras, Petroquisa, Braskem, Odebrecht e Unipar A Companhia, a Odebrecht e a Unipar celebraram um Acordo de Investimento, em 22 de janeiro de 2010, para integração das participações petroquímicas na Braskem. O processo de consolidação dos investimentos foi concluído em 27 de dezembro, por meio das seguintes etapas realizadas em 2010: • Em 08 de fevereiro, a BRK Investimentos Petroquímicos S.A. (BRK) passou a ser titular de

ações ordinárias de emissão da Braskem correspondentes a 93,3% do seu capital votante, anteriormente detidas por Petroquisa (31%) e Odebrecht (62,3%).

• Em 14 de abril, a chamada privada de capital da Braskem S.A. foi finalizada com aumento de

capital de R$ 3.743, dos quais R$ 2.500 foram aportados pela Companhia em 05 de abril e R$ 1.000 pela Odebrecht em 30 de março.

• Em 27 de abril, a Braskem adquiriu da Unipar 60% da Quattor Participações e, em 10 de maio,

100% da Unipar Comercial e 33,33% da Polibutenos. • Em 18 de junho, a Companhia incorporou na Braskem 40% das ações da Quattor

Participações S.A. por meio da emissão de 18.000.087 novas ações ordinárias.



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• Em 17 de agosto, foi realizada a transferência de 1.515.433 ações preferenciais da Braskem, detidas pela Odebrecht, para a Companhia, por uma quantia nominal.

• Em 30 de agosto, a Companhia incorporou na Braskem 10% das ações da Rio Polímeros S.A.

(Riopol) por meio da emissão de 1.280.132 novas ações preferenciais. Essa participação na Riopol foi adquirida do BNDESPAR, em 09 de agosto de 2010, por R$ 140, cujo pagamento será em 3 parcelas anuais a partir de 2015, atualizadas pela TJLP mais 2,5% a.a.

• Em 27 de dezembro, foi efetivada a incorporação de ações da Quattor Petroquímica na Braskem.

Como resultado das etapas acima, a Companhia passou a deter 36,1% do capital total da Braskem. Também, em 22 de janeiro de 2010, a Companhia e a Odebrecht celebraram um Acordo de Associação que prevê que a Braskem assumirá gradualmente as empresas que desenvolvem os negócios petroquímicos do Complexo de Suape e do Complexo do Rio de Janeiro. Essas operações estão alinhadas com o plano estratégico da Companhia de atuar no setor petroquímico de forma integrada com os seus demais negócios, agregando valor aos seus produtos, e permitindo uma participação mais efetiva na Braskem. Guarani S.A. Em 14 de maio de 2010, a Petrobras Biocombustível integralizou R$ 683 no capital social da Cruz Alta Participações S.A (controlada da Guarani S.A.), cumprindo a primeira das três etapas prevista para ingresso no capital social da Guarani. Das demais etapas previstas, o fechamento do capital da Guarani, com subsequente troca das ações da Cruz Alta por ações da Guarani foi concluído em 29 de outubro de 2010 e o aporte complementar para alcançar a participação de 45,7% no capital social da Guarani ocorrerá em até cinco anos, perfazendo juntamente com o já efetuado, o montante total de R$ 1.611, negociado no acordo de investimento. O acordo prevê, ainda, a possibilidade de aportes adicionais por parte dos sócios até o limite de 49% de participação pela Petrobras Biocombustível.

13.4 Aquisição de participações de não controladores Aquisição da totalidade da Refinaria de Pasadena Em decisão proferida em abril de 2009, no âmbito de processo arbitral envolvendo a Petrobras America Inc. - PAI e outras e a Astra Oil Trading NV - ASTRA e outras, 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 Refining System Inc. ("PRSI") e na PRSI Trading Company LP, pelo valor de US$ 466 milhões.



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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 de dezembro de 2010, esses valores correspondiam a US$ 513 milhões e US$ 185 milhões, respectivamente, já considerados os juros incidentes até essa data. As partes até o momento discordam quanto à finalização das diversas pendências existentes entre elas, consequentemente, não foi possível a assinatura de termo global de acordo que ponha fim a todas as demandas e permita os pagamentos objeto da decisão arbitral. Em decisão arbitral perante a Corte Estadual do Texas, em dezembro de 2010, foi proferida sentença confirmando o Laudo Arbitral. A PAI e suas subsidiárias interpuseram recurso de apelação contra a sentença da Corte Estadual do Texas. Para tanto, as demandadas apresentaram garantia ao juízo. O julgamento do recurso poderá levar até um ano. A transferência das ações da PRSI e da PRSI Trading da ASTRA para a PAI, por meio do put option, não é objeto de questionamento pelas partes. Continuam também em andamento processos judiciais em que são formulados pelas partes pedidos de indenizações recíprocas. Essa transação com acionistas não controladores resultou numa redução de R$ 520 no patrimônio líquido atribuível aos acionistas da Companhia, como contribuição adicional de capital. Opção de venda da refinaria Nansei Sekiyu Em 1º de abril de 2010 a Sumitomo Corporation informou à PIB B.V., subsidiária integral da Petrobras, o interesse de exercer o direito de venda de 12,5% das ações do capital social da refinaria Nansei Sekiyu K.K. (Nansei), como parte do rearranjo de sua participação no setor de derivados de petróleo. O restante do capital acionário é de propriedade da PIB B.V. desde 2008. Em 29 de setembro de 2010, o acordo de compra e venda das ações foi assinado e, em 20 de outubro de 2010, o pagamento foi realizado no montante equivalente a R$ 49 (JPY 2.365 milhões) mediante a entrega das ações. A Nansei possui uma refinaria localizada na província japonesa de Okinawa, com capacidade de processar 100 mil barris de petróleo leve por dia, e produz derivados de alta qualidade e nos padrões do mercado japonês. Essa transação com acionistas não controladores resultou numa redução de R$ 18 no patrimônio líquido atribuível aos acionistas da Companhia, como contribuição adicional de capital.



59

Aquisição de participação acionária na Refinaria Alberto Pasqualini S.A. - REFAP Em 14 de dezembro de 2010 a Downstream Participações Ltda assinou com a Repsol YPF o Contrato de Compra e Venda de Ações para a aquisição de 30% do capital social da Refinaria Alberto Pasqualini S.A. – Refap por US$ 350 milhões ( equivalente a R$ 594). Essa transação com acionistas não controladores resultou numa redução de R$ 119 no patrimônio líquido atribuível aos acionistas da Companhia, como contribuição adicional de capital. Com esta aquisição, a Downstream detém 100% do controle das ações da Refap. A Repsol havia adquirido a participação de 30% em 2001, como resultado da troca de ativos realizada entre as empresas. Opções de Compra de Sociedades de Propósitos Específicos (SPE) A Companhia exerceu opção de compra das SPE durante os exercícios de 2009 e 2010, conforme previsto nos Contratos de Opção de Compra e Venda de Ações celebrados com os acionistas das SPE. Estas operações resultaram em um aumento de R$ 1.936 em 2009 e uma redução de R$ 826 em 2010, registrados no patrimônio líquido atribuível aos acionistas da Companhia, como contribuição adicional de capital, conforme quadro abaixo:

2009 2010 2009 2010

30/04/2009 Marlim Marlim Participações S.A. 100% 57

11/12/2009 CLEP Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos 100% 90 1.878

30/12/2009 NovaMarlim NovaMarlim Participações S.A. 43,43% 56,57% 1 1

16/03/2010 Cabuínas Cayman Cabiúnnas Investment Co. Ltd. 100% 151

05/08/2010 Amazônia Transportadora Urucu Manaus S.A.- TUM 100% 170

01/09/2010 Barracuda & Caratinga

Barracuda & Caratinga Holding Company B.V. 100% (997)

241 1.936 (826)

Valor da

opção

Contribuição adicional de

capitalData da opção Projeto Razão social da SPE

% das ações

Em 07 de maio de 2010, foi efetivada a transferência das ações remanescentes da NovaMarlim Participações S.A.



60

Em 24 de junho de 2010, a TUM adquiriu a Cia. de Geração Termoelétrica Manauara por R$ 10 mil e posteriormente a incorporou. Em 05 de agosto de 2010, a Companhia exerceu a opção de compra da TUM e a incorporou em 18 de agosto de 2010. Em consequência das incorporações, a Codajás Coari Participações Ltda. e a Manaus Geração Termoelétrica Participações Ltda., antigos controladores da Cia. de Geração Termoelétrica Manauara e da TUM, respectivamente, deixaram de ser consolidadas na Petrobras, em função da desvinculação ao Projeto Amazônia. Em 07 de dezembro de 2010, a NovaMarlim Participações S.A. e a Marlim Participações S.A. foram incorporadas a Petrobras.

13.5 Venda de ativos e outras informações

Venda da Refinaria de San Lorenzo e parte da rede de distribuição na Argentina Em 04 de maio de 2010, a Companhia aprovou os termos e as condições do acordo para a venda à Oil Combustibles S.A. de ativos de refino e distribuição na Argentina. A transação compreende uma refinaria situada em San Lorenzo na província de Santa Fé, uma unidade fluvial e rede de comercialização de combustíveis vinculada a essa refinaria, composta por aproximadamente 360 postos de venda e clientes atacadistas associados.

O valor justo esperado da transação de R$ 60 (US$ 36 milhões), líquido dos custos para vender, é menor que o valor contábil líquido, registrando uma perda de R$ 114. Esse ativo mantido para venda está registrado em outros ativos circulantes. A transação encontra-se em fase de aprovação pelas autoridades administrativas da Argentina e espera-se que esteja concluída no primeiro semestre de 2011. Aquisição da Gas Brasiliano Distribuidora S.A. Em 26 de maio de 2010, a Petrobras Gás S.A. (Gaspetro) assinou com a Ente Nazionale Idrocarburi S.p.A. – ENI, contrato de aquisição de 100% das ações da Gas Brasiliano Distribuidora S.A. (GBD), pelo valor aproximado de US$ 250 milhões, sujeito a ajustes em função do valor do capital de giro da empresa na data da liquidação da operação. A GBD possui a concessão do serviço de distribuição de gás natural na região noroeste do Estado de São Paulo, em uma área que abrange 375 municípios onde atende a demanda industrial, comercial, residencial e veicular da região. O contrato de concessão teve início em dezembro de 1999 com duração de 30 anos, podendo ser prorrogado por mais 20 anos. Em 2009, a rede de distribuição da Companhia alcançou 734,5 km e o volume de vendas foi de aproximadamente 529 mil metros cúbicos de gás natural por dia.



61

A transferência do controle somente se dará após a conclusão da transação, que está condicionada à aprovação da Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo – ARSESP. Constituição da Sete Brasil participações S.A. Em 22 de dezembro de 2010, foi realizada a Ata da Assembleia Geral de Constituição da Sete Brasil participações S.A., cuja participação da Petrobras é de 10% do capital social em sociedade com investidores de capital através de um fundo de investimentos em participação (FIP Sondas). A Sete Brasil é uma sociedade por ações constituída para deter participação em outras sociedades a serem criadas para construir, operar e fretar sondas de perfuração construídas no Brasil, de última geração, alta performance, custo competitivo e com capacidade de operação plena na área do Pré-Sal brasileiro a serem afretadas por empresas que sejam concessionárias de blocos exploratórios ou para clientes que tenham contratos com essas empresas. Operações no Equador A partir do ano de 2006, o governo equatoriano iniciou uma série de reformas tributárias e regulatórias nas atividades de hidrocarbonetos, o que afetou significativamente os contratos de participação em blocos exploratórios. A partir de 24 de novembro de 2010, todos os contratos exploratórios até então vigentes deveriam migrar para contratos de prestação de serviços. A Petrobras Argentina S.A. - PESA, por intermédio da Sociedade Ecuador TLC S.A., possuía participação de 30% nos contratos de exploração do bloco 18 e do campo unificado de Palo Azul, localizados na bacia Oriente do Equador. A PESA decidiu não aceitar a proposta final em migrar seus contratos para a nova modalidade contratual, cabendo ao governo equatoriano indenização dos investimentos realizados naqueles blocos exploratórios. Ainda no Equador, a PESA possui contrato do tipo Ship or Pay firmado com a Oleoducto de Crudos Pesados Ltd – OCP para transporte de óleo que está em vigor desde 10 de novembro de 2003, com vigência de 15 anos. Por conta dos compromissos assumidos pela capacidade de transporte contratada e não utilizada devido à redução do volume comercializado de óleo, registrou passivo de US$85 milhões em 31 de dezembro de 2010.



62

Ações Ordinárias /

quotas

Ações preferenciais

Patrimônio líquido (passivo a descoberto)

Lucro líquido

(prejuízo) do exercício

Subsidiárias e Controladas:Petrobras Distribuidora S.A. - BR 5.153 42.853.453 0 9.250 1.407 Petrobras Netherlands B.V. - PNBV 4.643 15.127 0 9.093 2.478 Petrobras Gás S.A. - Gaspetro 4.890 2.536 633 7.554 1.215 Petrobras Química S.A. - Petroquisa 2.379 13.508.637 12.978.886 3.987 171 Petrobras Transporte S.A. - Transpetro 2.072 2.072.466 0 2.659 548 Comperj Petroquimicos Básicos S.A. 2.433 243.253 0 2.425 (8) Termorio S.A. 2.185 2.185.000 0 2.370 327 Refinaria Abreu e Lima S.A. 1.168 1.168.241 0 2.015 283 Downstream Participações Ltda. 1.227 1.226.500(*) 0 1.628 194 Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. - CLEP 827 180.000 0 1.473 24 Petrobras Biocombustível S.A. 1.396 139.590 0 1.194 (110) Termomacaé Ltda. 634 634.015(*) 0 734 165 Petrobras International Braspetro - PIB BV 6 2.935 0 (705) 595 Petrobras International Finance Company - PifCo 531 300.050 0 (571) (466) Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN 217 216.852(*) 0 371 189 FAFEN Energia S.A. 381 380.574 0 343 59 Comperj Poliolefinas S.A. 309 30.868 0 309 - Termoceará Ltda. 275 275.226(*) 0 278 42 Comperj PET S.A. 272 27.174 0 272 - Baixada Santista Energia Ltda. 283 283.136(*) 0 249 1 Braspetro Oil Services Company - Brasoil 351 106.210 0 211 (256) Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE 56 55.556(*) 0 187 191 Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. 109 97.863 0 132 25 Breitener Energética S.A. 160 160.000 0 0 124 (32) 5283 Participações Ltda. 1.422 1.421.604(*) 0 (81) 156 Comperj MEG S.A. 77 7.696 0 77 - Comperj Estirênicos S.A. 76 7.642 0 76 - Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda 78 77.599(*) 0 57 21 Braspetro Oil Company - BOC 0 50 0 56 172 Cordoba Financial Services GmbH 5 1 (**) 0 37 - Termobahia S.A. 312 52 0 0 34 (2) Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro 21 21.000 0 0 26 2 Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII 1 117.127(*) 0 3 3 Cayman Cabiunas Investment Co. 0 100 (**) 25.500 - (3) Comperj Participações S.A. 0 1 0 0 - -

0 0 0 - - Controladas em conjunto 0 0 0 - - Termoaçu S.A. 700 1.254.233 0 711 2 UTE Norte Fluminense S.A. 481 481.432 0 653 200 Cia Energética Manauara S.A. 45 45.000 0 139 50 Brasil PCH S.A. 109 94.188 14.844 132 (3) Ibiritermo S.A. 8 7.652 0 96 38 Brasympe Energia S.A. 26 26.000 0 71 5 Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS 61 61.400 0 63 (1) Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. 15 5.158 10.138 48 58 Brentech Energia S.A. 39 25.901 0 35 4 Projetos de Transporte de Álcool S.A. - PMCC 25 33.000 0 15 (9) Eólica Mangue Seco 1 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. 9 8.715 0 7 (2) Eólica Mangue Seco 3 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. 9 12.861 0 7 (2) Eólica Mangue Seco 2 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. 9 8.526 0 7 (2) Eólica Mangue Seco 4 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. 7 8.838 0 5 (2) GNL do Nordeste Ltda. 1 7.507 (*) 0 - -

0Coligadas 0Braskem 8.043 451.669 349.997 9.239 (***) 476 (***)BRK Investimentos Petroquímicos S.A. 2.432 269.193 0 5.489 905 UEG Araucária Ltda. 707 707.440(*) 0 654 3 Arembepe Energia S.A. 90 90.218 0 43 (29) Energética Camaçari Muriçy I Ltda. 67 67.260 0 36 (8) Termoelétrica Potiguar S.A. - TEP 37 5.100 0 31 (16) Energética SUAPE II 37 36.977 0 15 (19) Companhia Energética Potiguar S.A. 8 1 0 12 5 Bioenergética Britarumã S.A. 0 110 0 - 0

Capital subscrito em 31 de

dezembro de 2010

Milhares de ações/quotas

14 Investimentos

14.1 Informações sobre as subsidiárias, controladas, controladas em conjunto e coligadas

(*) Quotas (**) Quantidade de ações em unidades ( *** ) Dados relativos a 30.09.2010 – Últimos disponibilizados no mercado.



63

Empresa 31.12.2010 31.12.2009 Tipo 31.12.2010 31.12.200931.12.2010 31.12.2009

ControladasPetrobras Argentina 678.396 678.396 ON 4,46 2,77 3.026 1.879

3.026 1.879

ColigadasBraskem 212.427 59.014 ON 17,80 12,44 3.781 734Braskem 75.793 72.997 PNA 20,37 14,08 1.544 1.028

Quattor Petroquímica 46.049 51.111 PN 6,99 7,40 322 3785.647 2.140

Lote de mil ações (R$ por ação) Valor de mercado

Cotação em bolsa de valores

14.2 Investimentos (Consolidado)

31.12.2010 31.12.2009

ColigadasBRK Investimentos Petroquímicos S.A. 3.271 0Outros Investimentos Petroquímicos 2.995 3.476Guarani S.A. 680 0Petroritupano - Orielo 413 531Petrowayu - La Concepción 327 390Petrokariña - Mata 212 275UEG Araucária Ltda. 128 95Copergás - Cia Pernambucana de Gás 83 83Refinor 57 71Demais empresas coligadas 483 364

8.649 5.285

Outros Investimentos 230 4878.879 5.772

14.3 Investimentos em empresas com ações negociadas em bolsas

O valor de mercado para essas ações não reflete, necessariamente, o valor de realização de um lote representativo de ações.



64

14.4 Mutação dos investimentos

Saldo em 31/12/2009

Aquisição e aporte de capital

Contribuição Adicional de

Capital

Baixa por incorporação /

Redução de capitalEquivalência patrimonial

Outros resultados abrangentes Dividendos Saldo em 31/12/2010

Subsidiárias e controladas

Petrobras Distribuidora 8.036 - - - 1.405 9 (334) 9.116

Petroquisa 3.113 198 608 - 186 1 (109) 3.997

Gaspetro 6.444 15 170 - 1.215 - (289) 7.555

Transpetro 1.849 356 - - 508 (11) (134) 2.568

Brasoil 895 - (997) - (83) 185 - -

Downstream 946 597 (119) - 199 - - 1.623

PBEN 226 - - - 189 - (45) 370

Termorio 2.802 - - (600) 327 - (158) 2.371

FAFEN 281 - - - 62 - - 343

PNBV 3.929 2.805 37 - 2.231 (403) - 8.599

Baixada Santista 227 21 - - 1 - - 249

Termoceará 236 - - - 42 - - 278

Termomacaé Ltda 934 - - (300) 165 - (65) 734

SFE 260 - - (200) 201 - (74) 187

UTE Juiz de Fora 113 - - - 25 - (6) 132

Refinaria Abreu e Lima 1.732 - - - 283 - - 2.015

PBIO 100 1.204 - - (110) - - 1.194

COMPERJ Petroquímicos 1.011 1.422 - - (8) - - 2.425

COMPERJ PET 130 142 - - - - - 272

COMPERJ Estirênicos 32 44 - - - - - 76

COMPERJ MEG 40 37 - - - - - 77

COMPERJ Poliolefinas 137 172 - - - - - 309

CLEP 2.005 - - - 10 - (542) 1.473 Outras Controladas 248 37 1 1 42 (38) - 291 - - - - - - - -

Controladas em Conjunto 793 33 - - 92 7 (45) 880 - - - - - - - -

Coligadas 0 - - - - - - -

BRK - 2.510 (588) - 232 7 (53) 2.108

Outras Coligadas 575 161 4 - (254) (3) (10) 473 37.094 9.754 (884) (1.099) 6.960 (246) (1.864) 49.715

2010 2009

Subsidiárias, controladas em conjunto e coligadas 49.715 37.094 - - Ágio 2.242 2.242

Lucros não realizados da Controladora (1.150) (1.168) - - Outros investimentos 148 150

Total dos investimentos 50.955 38.318

Resultado

Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS


65

2009

Participação no capital

subscrito %Patrimônio

líquido

Lucro (Prejuízo) líquido do exercício

Ativo não circulante

Ativo não circulante

Vinculadas à PetroquisaDeten Química S.A. 27,88 289.415 62.549 148.658 149.689NITROCLOR Produtos Químicos Ltda. 38,80 696 (92) 1.275 1.029

Vinculadas à BRBrasil Supply S.A. 10,00 12.442 (3.390) 15.084 3.380

Vinculadas à GaspetroTransportadora Sulbrasileira de Gás S.A. - TSB 25,00 26.670 180 23.147 24.482Companhia Pernambucana de Gás - COPERGAS 41,50 210.645 31.548 173.149 177.541

Vinculadas à Petrobras BiocombustívelGuarani S.A. 26,49 1.920 5 2.728

Total Agroindústria Canavieira S.A. 40,37 177 (1) 251

2010

14.5 Informações em 31 de dezembro de 2010 das controladas em conjunto incluídas na consolidação

Termelétricas

Refinaria de Petróleo

Riograndense OutrasDistribuidoras de

Gás Outras

Ativo Circulante 868 150 169 1.963 1.012Ativo Realizável a Longo Prazo 942 3 63 241 270Imobilizado 2.875 52 138 2.035 3.271Outros ativos não circulantes 8 0 13 55 41

Passivo Circulante 717 80 154 1.582 629Passivo não circulante 2.207 77 77 506 516Patrimônio Líquido 1.758 48 152 2.206 3.449Participação dos Acionistas não Controladores 11 0 0 0 0

Receita Operacional Líquida 1.244 962 962 4.517 1.419Lucro Líquido do Exercício 313 58 41 583 541Percentual de Participação - % 10% a 76,87% 33,20% 33,20% a 51,0% 23,50% a 83,0% 20,00% a 72,00%

Controladas em conjunto indiretamenteControladas em conjunto diretamente

14.6 Informações sobre coligadas

Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS


66

15 Imobilizado

15.1 Por tipo de ativos

Controladora

Terrenos, edificações e benfeitorias

Equipamentos e outros bens

Ativos em construção (*)

Gastos c/exploração e desenv. Produção de

petróleo e gás (campos produtores) Total Total

Saldo em 01 de janeiro de 2009 5.949 63.919 94.011 21.815 185.694 117.714 Adições 499 5.414 61.262 1.259 68.434 41.779 Juros capitalizados - - 3.231 - 3.231 2.564 Baixas (89) (192) (3.094) 322 (3.053) (1.834) Transferências 2.479 16.114 (27.495) 8.036 (866) (483) Depreciação, amortização e depleção (465) (8.249) - (5.195) (13.909) (9.746) “Impairment” - constituição - (161) - (356) (517) (575) “Impairment” - reversão - 16 36 (16) 36 28 Ajuste acumulado de conversão (386) (6.051) (5.113) (421) (11.971) - Saldo em 31 de dezembro de 2009 7.987 70.810 122.838 25.444 227.079 149.447

Adições 282 3.355 57.515 3.157 64.309 49.506 Juros capitalizados - - 5.409 99 5.508 4.223 Combinação de negócios 61 70 18 - 149 0Baixas (143) (109) (1.524) (606) (2.382) (1.493) Transferências 2.000 33.935 (44.992) 13.137 4.080 (1.863) Depreciação, amortização e depleção (843) (7.650) - (5.730) (14.223) (10.149) “Impairment” - constituição - (181) - (265) (446) (434) “Impairment” - reversão - 131 - 408 539 538 Ajuste acumulado de conversão 26 (1.435) (308) (58) (1.775) - Saldo em 31 de dezembro de 2010 9.370 98.926 138.956 35.586 282.838 189.775

Custo 11.146 128.060 122.838 62.644 324.688 224.729

Depreciação, amortização e depleção acumulada (3.159) (57.250) - (37.200) (97.609) (75.282) Saldo em 31 de dezembro de 2009 7.987 70.810 122.838 25.444 227.079 149.447

Custo 13.308 163.566 138.956 77.555 393.385 271.824

Depreciação, amortização e depleção acumulada (3.938) (64.640) - (41.969) (110.547) (82.049)Saldo em 31 de dezembro de 2010 9.370 98.926 138.956 35.586 282.838 189.775

Consolidado

(*) Inclui ativos de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás.

Em 31 de dezembro de 2010, o imobilizado do Consolidado e da Controladora inclui bens decorrentes de contratos de arrendamento que transfiram os benefícios, riscos e controles no montante de R$ 789 e de R$ 17.506, respectivamente (R$ 1.267 e R$ 16.798 em 31 de dezembro de 2009).



67

15.1.1 Abertura por tempo de vida útil estimada - Consolidado

Vida útil estimada CustoDepreciação Acumulada

Saldo em 31 de dezembro de 2010

até 5 anos 6.712 (4.332) 2.380 6 - 10 anos 29.687 (13.839) 15.848

11 - 15 anos 3.158 (1.494) 1.664 16 - 20 anos 31.696 (14.130) 17.566 21 - 25 anos 22.496 (8.248) 14.248 25 - 30 anos 49.273 (7.453) 41.820

30 anos em diante 4.072 (2.760) 1.312 Método da Unidade Produzida 28.353 (16.324) 12.029

175.447 (68.580) 106.867

Edificações e benfeitorias 11.881 (3.940) 7.941 Equipamentos e outros bens 163.566 (64.640) 98.926

Edificações e benfeitorias, equipamentos e outros bens

15.2 Depreciação

A depreciação do exercício findo em 31 de dezembro de 2010 e 2009 está assim apresentada:

2010 2009 2010 2009Parcela absorvida no custeio: De bens 7.344 7.626 4.752 5.225

De gastos de exploração e produção 5.344 4.662 4.326 3.527Custo para abandono de poços capitalizado / provisionado 386 827 327 530

13.074 13.115 9.405 9.282

Parcela registrada diretamente no resultado 1.149 794 744 464

14.223 13.909 10.149 9.746


15.3 Redução ao valor recuperável de ativo

Exploração e Produção A avaliação de recuperabilidade dos ativos resultou em uma perda de R$ 434 que está relacionada, principalmente, aos ativos em produção no Brasil. 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 e as suas estruturas de custos indicaram a necessidade de redução ao seu valor recuperável.



68

Esta avaliação também apontou que a perda por desvalorização, reconhecida em períodos anteriores para alguns Campos de Petróleo e Gás Natural, diminuiu ou deixou de existir, considerando, principalmente, o gerenciamento de reservatório que resultou em incremento da recuperação dos reservatórios, além do aumento no cenário de preços projetados do Brent, o que resultou em uma reversão no montante de R$ 538.

16 Intangível

16.1 Por tipo de ativos

Adquiridos

Saldo em 01 de janeiro de 2009 6.876 441 1.344 931 9.592 3.233

Adição 315 83 311 16 725 363

Juros capitalizados - - 19 - 19 19

Baixa (58) (8) (17) - (83) (29)

Transferências (108) 40 (3) 18 (53) 1

Amortização (223) (149) (291) - (663) (371)

Ajuste acumulado de conversão (1.195) (32) 1 (40) (1.266) -

Saldo em 31 de dezembro de 2009 5.607 375 1.364 925 8.271 3.216

Adição 312 90 328 3 733 455

Direito de exploração de petróleo - Cessão onerosa 74.808 - - - 74.808 74.808

Aquisição por combinação de negócios 1 - 0 20 21 -

Juros capitalizados - 0 25 - 25 25

Baixa (318) (4) (2) (2) (326) (42)

Transferências 376 (11) 33 83 481 14

Amortização (160) (121) (375) - (656) (434)

"Impairment" - constituição (54) - - - (54) -

Ajuste acumulado de conversão (195) (3) - (7) (205) -

Saldo em 31 de dezembro de 2010 80.377 326 1.373 1.022 83.098 78.042

Tempo de vida útil estimado - anos 25 5 5 Indefinida

Direitos eConcessões

ConsolidadoSoftwares

Desenvolvidos Internamente

Controladora

Total

Ágio com expectativa de rentabilidade

futura (“goodwill”) Total

16.2 Direito de exploração de petróleo – Cessão onerosa Em 03 de setembro de 2010, a Petrobras – cessionária, a União Federal – cedente e a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP – reguladora e fiscalizadora, assinaram um contrato de cessão onerosa do direito de exercer atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos localizados em blocos na área do Pré-Sal, limitado à produção de cinco bilhões de barris equivalentes de petróleo, em até 40 anos. Todos os termos do Contrato de Cessão Onerosa foram aprovados pelo Conselho de Administração da Companhia em 01 de setembro de 2010, pelo Conselho Nacional de Política Energética - CNPE e pelo comitê de acionistas minoritários.



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Como contraprestação ao direito de exercer atividades de exploração e produção de petróleo, a Companhia pagou, com recursos oriundos da oferta pública de ações, cuja liquidação ocorreu em 29 de setembro de 2010, o montante de R$ 67.816 com Letras Financeiras do Tesouro (LFTs) e R$ 6.992 em moeda corrente, perfazendo o total do direito de exploração de R$ 74.808, que será amortizado de acordo com as futuras unidades produzidas e estarão sujeitos a teste de impairment. O valor inicial do Contrato de Cessão Onerosa foi determinado através de negociação entre a Petrobras e a União Federal, baseado em laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras independentes, que foram contratadas pela Petrobras e pela ANP, nos termos da Lei nº 12.276/10, resultando em um preço médio ponderado de R$ 14,96 (US$ 8,51) por barril pelas áreas apresentadas a seguir:

Volumes

Milhões de boeFranco 3.058 48.621Florim 467 7.400Nordeste de Tupi 428 6.425Em torno de Iara 600 6.137Sul Guará 319 4.456Sul de Tupi 128 1.769

5.000 74.808

Blocos Valor

O contrato de concessão dos direitos estabelece que na época da declaração da comercialidade das reservas haverá revisão de volumes e preços, baseada em laudos técnicos independentes. Caso a revisão venha determinar que os direitos adquiridos alcancem um valor maior do que o inicialmente pago, a Companhia poderá pagar a diferença à União Federal, reconhecendo essa diferença como um ativo intangível ou reduzir o volume total adquirido nos termos do contrato. Se a revisão determinar que os direitos adquiridos resultem em um valor menor do que o inicialmente pago, a União Federal irá nos reembolsar a diferença, em moeda corrente ou Títulos, sujeitos às leis orçamentárias. O conhecimento dos reservatórios e as incertezas geológicas permanecem inalteradas desde a assinatura do contrato de Cessão Onerosa. O valor final do custo da cessão dependerá substancialmente do pleno conhecimento: das reservas, dos cenários de produção e das tecnologias a serem desenvolvidas, que deverá ocorrer até 2014, data limite estipulada para a declaração de comercialidade. Os planos de perfuração para os blocos que envolvem a área da cessão estão sendo cumpridos, de acordo com o cronograma estabelecido.



70

16.3 Devolução à ANP de áreas na fase de exploração

Durante o exercício de 2010, os direitos sobre os seguintes blocos exploratórios foram devolvidos para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP:

• Blocos - Concessão exclusiva da Petrobras:

Bacia de São Francisco Terra: SF-T-103 e SF-T-113 Bacia de Santos: S-M-729, S-M-790, S-M-1226 e S-M-1354 Bacia do Recôncavo Terra: REC-T-168 Bacia Pará-Maranhão: PAMA-M-135

• Blocos em parceria devolvidos por seus respectivos operadores: Bacia Potiguar Terra: POT-T-354, POT-T-605, POT-T-606 Bacia de Santos: S-M-616, S-M-617, S-M-670 e S-M-728 Bacia do Espírito Santo: ES-T-227 e BT-ES-14

16.4 Devolução à ANP de campos de petróleo e gás natural, operados pela Petrobras Durante o exercício de 2010, a Petrobras devolveu à ANP o campo de Carapó, localizado na plataforma continental do estado do ES.

16.5 Concessão de serviços de distribuição de gás natural canalizado A companhia possui participação acionária em distribuidoras de gás natural, no Brasil e no exterior, além de um contrato de concessão para exploração desses serviços no Brasil. No Brasil, as concessionárias possuem contratos de concessão por um período de 30 ou 50 anos e iniciaram suas atividades em diferentes períodos fazendo uso de gasodutos construídos ou adquiridos de terceiros, com gás natural proveniente do Brasil e da Bolívia. Estes contratos possuem cláusulas que permitem a sua prorrogação e prevêem reajustes trimestrais das tarifas praticadas de modo a refletir as mudanças do preço internacional do petróleo, do dólar norte-americano (no caso das sociedades que utilizam gás natural importado) ou de indicadores de preços ao consumidor.



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No exterior, os contratos de concessão para transporte e distribuição de gás natural são por um período de 30 a 35 anos. Os contratos prevêem reajustes trimestrais e semestrais, de modo a refletir as mudanças nos indicadores de produção e outros fatores determinados pelos órgãos reguladores. A remuneração pela prestação de serviços no Brasil e no exterior consiste na combinação de, basicamente, dois componentes: custos e despesas operacionais; e remuneração do capital investido. No caso das concessões no Brasil, ao final do período de concessão, não havendo renovação as infraestruturas de gasodutos se tornam propriedade do Poder Concedente, não havendo mais envolvimento das distribuidoras em exigências de operação ou manutenção e o valor a ser reembolsado será apurado com base nos investimentos realizados nos últimos 5 ou 10 anos da concessão ou o valor residual dos bens vinculados à prestação de serviço. No caso da concessão na Argentina, o valor a ser reembolsado ao final da concessão, encontra-se registrado como contas a receber de longo prazo, no montante de R$ 80. O valor das concessões registrado no intangível totaliza R$ 972 em 31 de dezembro 2010.

16.6 Redução ao valor recuperável de ativos A Petrobras registrou uma provisão para perda estimada por redução ao valor recuperável da Concessão de distribuição de gás na área internacional, no valor de R$ 54.

17 Atividades de exploração e avaliação de reserva de petróleo e gás 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 a Lei 9.478 de 06 de agosto de 1997, as reservas de petróleo e gás natural no Brasil pertencem a União. As atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e de gás natural podem ser exercidas por terceiros mediante contratos de concessão. Portanto nos ativos da Petrobras são apresentados os gastos incorridos para explorar e desenvolver a produção e não o volume de reservas monetizadas. 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.



72

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. Nas reservas provadas internacionais de 2009 e 2010, 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. As reservas de petróleo e gás provadas líquidas estimadas pela Companhia estão apresentadas na tabela a seguir:

Brasil Internacional Total Brasil Internacional Total Brasil Internacional Total

Saldo em 31/12/2009 9.919 0.343 10.262 261.243 31.808 293.051 11.563 0.530 12.093

Variação das reservas 1.155 0.050 1.205 34.710 9.044 43.754 1.373 0.103 1.476

Produção (0.695) (0.048) (0.743) (16.302) (3.252) (19.554) (0.797) (0.067) (0.864)

Saldo em 31/12/2010 10.379 0.345 10.724 279.651 37.600 317.251 12.139 0.566 12.705

Saldo em 31/12/2009 0.040 0.040 1.787 1.787 0.051 0.051

Saldo em 31/12/2010 0.033 0.033 1.691 1.691 0.043 0.043

Reservas provadas e desenvolvidas

Em 31/12/2009 6.121 0.202 6.323 142.627 15.709 158.336 7.019 0.295 7.314

Em 31/12/2010 6.931 0.183 7.114 184.822 15.855 200.677 8.094 0.276 8.370

Petróleo (bilhões de bbl) (*) Gás (bilhões de m³) (*) Petróleo + Gás (bilhões de boe) (*)

Reserva de empresas não consolidadas

(*) Não auditado.



73

a) Custos exploratórios

2010 2009 2010 2009

Despesas com geologia e geofísica 1.299 1.847 1.113 1.363

Poços sem viabilidade econômica (poços secos) 2.081 2.154 1.455 1.815

Outras despesas exploratórias 424 130 40 16

Total das despesas 3.804 4.131 2.608 3.194


b) Caixa utilizado

2010 2009 2010 2009

Atividades operacionais 1.395 1.698 1.113 1.363

Atividades de investimento 15.600 6.751 14.297 5.446

Total do caixa utilizado 16.995 8.449 15.410 6.809


c) Saldos capitalizados

31.12.2010 31.12.2009 30.12.2010 31.12.2009

Ativo intangível 78.400 2.278 76.221 1.361

Ativo imobilizado 15.729 10.633 9.309 6.602

Total do ativo 94.129 12.911 85.530 7.963





74

18 Financiamentos

31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009No exterior

Instituições financeiras 10.798 9.314 8.216 29.460 18.820 17.144 201 2550 423 11.973 5.856 1.187

Obrigações ao portador - "Notes", “Global Notes” e "Bonds" 1.242 1.275 740 19.617 21.009 12.990 747 0 0 0 0 0 0

Trust Certificates - “Senior/Junior” 116 120 160 318 451 762 0 0 0 0 0 0 0

Outros 26 3 619 167 174 623 0 0 0 0 0 0 0

Subtotal 12.182 10.712 9.735 49.562 40.454 31.519 948 255 423 11.973 5.856 1.187

No PaísNotas de Crédito à Exportação 110 1.100 579 10.489 6.177 3.367 110 1.1000 579 10.495 6.177 3.367

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES 2.103 1.520 1.138 32.753 32.065 7.642 182 1910 0 8.254 8.632 0

Debêntures 319 1.654 329 2.448 2.359 3.741 141 1.4930 176 1.715 1.632 3.056

FINAME - vinculados à construção do Gasoduto Bolívia-Brasil 72 81 99 532 104 245 71 770 96 387 101 241

Cédula de Crédito Bancário 53 7 12 3.606 3.771 3.606 54 70 12 3.606 3.606 3.606

Adiantamento sobre Contrato de Câmbio (ACC) 4 1.615 0 0 0 0 0 0 1.179 0 0 0

Outros 653 88 133 2.661 1.615 1.042 0 0 0 41 0 0 0

Subtotal 3.310 4.454 3.905 52.489 46.091 19.643 558 2.868 2.083 24.457 20.148 10.270

15.492 15.166 13.640 102.051 86.545 51.162 1.506 3.123 2.506 36.430 26.004 11.457

Juros sobre financiamentos 1.558 1.419 823 592 6710 229

Parcela circulante dos financiamentos nopassivo não circulante (Principal) 5.109 6.163 8.907 1.108

Financiamentos de curto prazo 8.825 7.584 3.910 914 2.4520 1.169

Total dos financiamentos 15.492 15.166 13.640 1.506 3.123 2.506

Circulante Não Circulante

Consolidado

Não CirculanteCirculante

Controladora



75

18.1 Vencimentos do principal e juros dos financiamentos no passivo não circulante


2012 6.922 1.9122013 4.715 4082014 6.304 1.7082015 8.962 2.4012016 em diante 75.148 30.001Total 102.051 36.430

31.12.2010

18.2 Taxas de juros dos financiamentos no passivo não circulante

31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009No exteriorAté 6% 36.321 24.949 21.976 0 11.9120 5.758 924De 6 a 8% 11.173 12.965 5.728 0 61 0 98 263De 8 a 10% 1.365 2.208 3.207 0 0 0 0De 10 a 12% 61 79 246 0 0 0 0Acima de 12% 642 253 362 0 0 0 0

49.562 40.454 31.519 11.973 5.856 1.187

No PaísAté 6% 4.4800 2.8460 2.758 0 387 0 102 240De 6 a 8% 30.0970 25.9210 872 0 8.2540 8.632De 8 a 10% 990 0 8.5700 5.789 0 234 0 2.899 368De 10 a 12% 16.9220 8.7540 10.224 0 15.5820 8.515 9.662

52.489 46.091 19.643 24.457 20.148 10.270102.051 86.545 51.162 36.430 26.004 11.457


18.3 Saldos por moedas no passivo não circulante

31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009Dólar norte-americano 46.870 39.417 30.906 11.852 5.671 1.044Iene 2.734 2.189 3.211 122 185 382Euro 214 81 109 0 0 1Real (*) 51.911 44.374 16.551 24.456 20.148 10.030Outras 322 484 385 0 0 0

102.051 86.545 51.162 36.430 26.004 11.457


* Em 31 de dezembro de 2010, inclui R$ 23.906 de financiamentos em moeda nacional parametrizado à variação do dólar; e também um financiamento no exterior em reais parametrizado à variação do IGPM.



76

As operações de hedge, contratadas para cobertura de Notes emitidos no exterior em moedas estrangeiras, e o valor justo dos empréstimos de longo prazo estão divulgados nas Notas 32 e 33 respectivamente.

18.4 Taxa média ponderada da capitalização de juros A taxa média ponderada dos encargos financeiros da dívida utilizada para capitalização de juros sobre o saldo de obras em andamento foi 4,0% a.a. em 2010 (2,8% a.a. em 2009).

18.5 Captações

As principais captações de longo prazo realizadas em 2010 estão demonstradas a seguir: a) No exterior

Valor

Empresa Data (US$ milhões) Vencimento Descrição

Petrobras fev/10 2.000 2019

Petrobras mar/10 2.000 2019

PNBV abr/10 1.000 2015Linha de crédito com Credit Agricole and Investment Bank - Libor+ 1,625% a.a.

PNBV jul/10 1.000 2017Empréstimo com Standard Chartered Bank - Libor mais 1,79% a.a.

PNBV ago/10 1.000 2015 Empréstimo com Citibank - Libor mais 1,61% a.a.

PNBV nov/10 500 2016 Empréstimo com Société Générale - Libor mais 1,62% a.a.

PNBV nov/10 314 2021Empréstimo com Citibank e Eksportfinans - Libor mais 0,725% a.a.

7.814

Financiamento obtido com o China Development Bank (CDB) – Libor mais spread de 2,8%a.a.



77

b) No país Empresa Data Valor Vencimento Descrição

REFAPfev/10 e mar/10

600 2015Financiamento obtido com a Banco do Brasil S/A, através da emissão de Notas de Créditos à Exportação, com taxa de 109,4% e 109,5% da média do CDI.

Petrobras jun/10 2.200 2016Financiamento obtido com o Banco do Brasil S/A, através da emissão de Notas de Créditos à Exportação, com taxa de 110,5% da média do CDI + flat fee de 0,85%

Petrobras jun/10 2.000 2017Financiamento obtido com a Caixa Econômica Federal, através da emissão de Notas de Créditos à Exportação, com taxa de 112,9% da média do CDI

Petrobras nov/10 3.950 2016Financiamento obtido com o Banco do Brasil S/A, através da emissão de Notas de Créditos à Exportação, com taxa de 109% da média do CDI + flat fee de 1,25%

8.750

18.6 Outras informações

Os empréstimos e financiamentos se destinam, principalmente, ao desenvolvimento de projetos de produção de óleo e gás, à construção de navios e de dutos, bem como à ampliação de unidades industriais. 18.6.1 Financiamentos com agências oficiais de crédito

a) No exterior

Empresa Agência Contratado Utilizado Saldo Descrição

Petrobras China Development Bank 10.000 7.000 3.000 Libor + 2,8%a.a

Valor em US$ milhõe s



78

b) No país

Empresa Agência Contratado Utilizado Saldo Descrição

Transpetro (*) BNDES 9.005 543 8.462

Programa de Modernização e Expansãoda Frota (PROMEF) - TJLP + 2,5% a.a p/nac.e3% a.a p/imp.

Petrobras Banco do Brasil 500 353 147Cédula de Crédito Comercial (FINAME) - 4,5%a.a

Petrobras Caixa Econômica Federal 300 0 300Cédula de Crédito Bancário – Crédito Rotativo – 110% da Média do CDI

Transportadora Urucu

Manaus TUM (**)BNDES 3.183 3.159 24

Gasoduto Coari-Manaus - TJLP + 1,76% / 1,96% a.a.

Transportadora GASENE

BNDES 2.215 2.215 0Gasoduto Cacimbas-Catu (GASCAC) - TJLP + 1,96% a.a.

Transportadora GASENE

BNDES 949 949 0Gasoduto Cabiúnas-Vitória (GASCAV) - TJLP + 1,96% a.a.

(*) Foram assinados contratos de compra e venda de 41 navios e 20 comboios com 6 estaleiros nacionais no montante de R$ 10.005, sendo 90%

financiados pelo BNDES. (**) Em 18/08/2010, a SPE Transportadora Urucu Manaus - TUM foi incorporada pela Transportadora Associada de Gás – TAG..

18.6.2 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 (43.000 títulos) com vencimento em 15 de fevereiro de 2015. Essas debêntures são garantidas por ações ordinárias da TBG.



79

Em 2006, a Refap emitiu 852.600 debêntures simples, nominativas e escriturais no montante de R$ 853, 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$ 508.

18.6.3 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. A Refap possui uma conta de aplicações financeiras atrelada à variação do CDI em garantia às debêntures, cujo saldo deve ser de três vezes o valor da soma da última parcela de amortização do principal e acessórios. A Petrobras desenvolve projetos estruturados, por meio de Sociedades de Propósitos Específicos – SPE, com o objetivo de prover recursos para o desenvolvimento contínuo de seus projetos de infraestrutura de transporte e produção de petróleo e gás, além de melhorias em refinarias, cujas garantias dadas aos agentes financeiros nacionais e internacionais são os próprios ativos dos projetos, bem como penhor de direitos creditórios e ações das SPE. 18.6.4 Endividamento da CIESA 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.



80

Em uma segunda etapa do processo, o acordo de reestruturação da dívida financeira firmado em setembro de 2005 entre a CIESA, PESA, Petrobras Hispano Argentina S.A. (controlada da PESA), ENRON, ABN AMRO Bank N.V. (sucursal argentina), e os credores financeiros contemplava a capitalização da dívida por um valor nominal de aproximadamente US$ 201 milhões, além dos juros incorridos a serem acrescidos. O acordo de reestruturação da dívida está sujeito às aprovações governamentais do Ente Nacional Regulador Del Gas - ENARGAS e da Comisión Nacional de Defensa de la Competencia. Enquanto se encontra pendente as aprovações governamentais, em janeiro de 2009, a Ashmore Energy International Limited - AEI declarou ser a única proprietária das obrigações negociáveis da CIESA, e pleiteou também o término do acordo de reestruturação da dívida, sendo contestada, imediatamente pela CIESA através de uma ação judicial nos Tribunais do Estado de Nova York, nos Estados Unidos da América. Sendo assim, desde 2009 e ao longo de 2010, foram apresentados recursos de ambas as partes, no entanto até a presente data, a corte de Nova York ainda não emitiu sua decisão final sobre o assunto.

19 Arrendamentos mercantis

19.1 Recebimentos / pagamentos mínimos de arrendamento mercantil financeiro com transferência de benefícios, riscos e controles

ControladoraRecebimentos

Mínimos Pagamentos

Mínimos Pagamentos

Mínimos

327 186 2.892 1.258 166 13.757 4.203 107 8.641

5.788 459 25.290

(2.830) (87) (7.165)

2.958 372 18.125

131 176 3.149 Não circulante 2.827 196 14.976

2016 em diante

Consolidado31.12.2010

2012 - 2015

Menos montante dos juros anuais

2011

Valor presente dos recebimentos/pagamentos mínimosCirculante

Recebimentos/pagamentos de compromissos estimados



81

19.2 Pagamentos mínimos de arrendamento mercantil operacional sem transferência de benefícios, riscos e controles


2011 17.736 18.948

2012 - 2015 44.732 63.311

2016 em diante 17.640 55.420

Total 80.108 137.679

31.12.2010

A Companhia pagou em 2010 o montante de R$ 9.903 (R$ 14.727 na Controladora) reconhecidos como despesa no exercício.

20 Provisões para desmantelamento de áreas (não circulante)


Saldo em 01 de janeiro de 2009 5.417 # 4.811 Adição 1.085 1.085 Reversão (1.698) (1.823)Utilização (188) - - Atualização de juros 356 - 346 Ajuste acumulado de conversão (181) - - Saldo em 31 de dezembro de 2009 4.791 4.419 Adição 2.288 2.087 Reversão (493) (493) Utilização (485) (158) Transferências 194 - Atualização de juros 229 217 Ajuste acumulado de conversão (19) - Saldo em 31 de dezembro de 2010 6.505 6.072



82

21 Impostos, contribuições e participações

21.1 Impostos a recuperar

Ativo Circulante31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009

No país:ICMS 2.650 2.3860 2.527 0 1.662 0 1.671 1.917PASEP/COFINS 3.458 0 1.5630 1.323 0 3.021 0 1.153 883CIDE 75 0 52 0 223 0 66 0 32 34Imposto de renda 1.479 0 1.7020 2.006 0 748 0 781 1.460Contribuição social 359 0 445 0 801 0 189 0 181 664Outros impostos 390 0 476 0 409 0 225 0 231 225

8.411 6.624 7.289 5.911 4.049 5.183No exterior:Imposto sobre valor agregado - IVA 95 0 101 0 313 0 0 0 0 0Outros impostos 429 0 298 0 269 0 0 0 0 0

524 399 582 0 0 08.935 7.023 7.871 5.911 4.049 5.183

ControladoraConsolidado

21.2 Impostos, contribuições e participações a recolher

Passivo Circulante31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009

ICMS 1.968 1.6760 1.741 0 1.622 0 1.352 1.403PASEP/COFINS 1.125 0 1.0830 1.064 0 848 0 846 902CIDE 751 0 651 0 447 0 684 0 583 411Participação especial/Royalties 3.618 0 4.6560 2.528 0 3.583 0 4.596 2.492Imposto de renda e contribuição social retidos na fonte 685 0 549 0 1.222 0 640 0 513 872Imposto de renda e contribuição social correntes 1.001 0 1.0550 794 0 0 0 0 0Outras taxas 1.102 0 920 0 759 0 460 0 378 388

10.250 10.590 8.555 7.837 8.268 6.468


21.3 Impostos e contribuição social diferidos - não circulante

31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009Não circulanteAtivoImposto de renda e contribuição social diferidos 6.471 6.676 5.7420 2.951 0 3.310 1.908ICMS diferido 2.421 0 2.527 1.9980 2.005 0 1.899 1.538PASEP e COFINS diferidos 8.0630 6.917 4.8420 6.834 0 6.431 4.599Outros 256 0 111 4280 0 0 0 0

17.211 16.231 13.010 11.790 11.640 8.045PassivoImposto de renda e contribuição social diferidos 26.118 0 20.406 17.5770 21.808 0 16.855 14.892Outros 43 0 52 65 0 0 0 0 0

26.161 20.458 17.642 21.808 16.855 14.892




83

21.4 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

Lucros não realizados entre companhias do sistema1.230 0 Mediante a realização efetiva dos lucros

Prejuízos fiscais 1.144 0 Com lucros tributários futuros

Remuneração aos acionistas - Juros sobre Capital Próprio 781 754 Pelo Crédito individualizado aos acionistas

Provisões para processos judiciais e perdas em créditos de liquidação duvidosa 679 477

Pela efetivação fiscal da perda, e ajuizamento das ações e créditos vencidos

Provisão para Participação nos Lucros 562 486 Pelo pagamento

Provisão para desmantelamento de área 502 502 Mediante a realização dos gastos.

Provisão para perda de redução ao valor recuperável de ativos 327 327 Alienação de bens

Plano de Pensão257 225

Pelo pagamento das contribuições da Patrocinadora

Absorção de financiamentos condicionais 96 0 Término dos contratos de financiamento

Diferença temporária entre os critérios de depreciação contábil e fiscal 87 110

Realização no prazo da depreciação linear dos bens.

Diferença temporária entre pagamentos de compromissos contratuais com transferência de benefícios, riscos e controles de bens e depreciação 83 0 Realização dos ativos

Variação cambial 15 0 Mediante liquidação dos contratos

Provisão para investimento de pesquisa e desenvolvimento (4) (4) Mediante a realização dos gastos

Outros 712 74

Total 6.471 2.951

2010



84

b) Imposto de renda e contribuição social diferidos passivos

Natureza Consolidado Controladora Fundamento para realização

Custos com prospecção e perfuração para extração de petróleo

17.984 17.984

Conforme depreciação pelo método de unidades produzidas em relação às reservas provadas/desenvolvidas dos campos de petróleo

Juros capitalizados1.937 1.937

Mediante depreciação pela vida útil do bem ou alienação

Variação cambial 1.882 453 Mediante liquidação dos contratos

Diferença temporária entre os critérios de depreciação contábil e fiscal 1.475 48

Mediante depreciação pela vida útil do bem ou alienação

Diferença temporária dos compromissos contratuais com transferência de benefícios, riscos e controles de bens e depreciação 1.027 910 Liquidação dos passivos

IR e CS sobre lucros no exterior 114 47 Mediante a ocorrência de fatos geradores para disponibilização dos lucros

Investimentos em controladas e coligadas127 -

Mediante a ocorrência de fatos geradores para disponibilização dos lucros

Outros 1.572 429

Total 26.118 21.808

2010



85

c) Realização do imposto de renda e da contribuição social diferidos

Na Controladora, a realização dos créditos fiscais diferidos ativos no montante de R$ 2.951 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 têm expectativa de compensar estes créditos com base em projeções efetuadas.

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

2011 2.197 2.969 1.787 2.698

2012 566 3.395 22 2.254

2013 297 2.658 3 2.244

2014 332 2.759 5 2.324

2015 947 2.783 664 2.413

2016 403 2.838 15 2.422

2017 em diante 1.729 8.716 455 7.453

Parcela registrada contabilmente 6.471 26.118 2.951 21.808

Parcela não registrada contabilmente 1.804 0Total 8.275 26.118 2.951 21.808

Expectativa de realizaçãoConsolidado Controladora

A controlada Petrobras America Inc. - PAI possui créditos tributários não registrados, no montante de R$ 1.158 (US$ 695 milhões), 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.



86

d) Movimentação do imposto de renda e da contribuição social diferidos

Saldo em 01 de janeiro de

2009

Reconhecido no Resultado do

Exercício

Reconhecido no Patrimônio

Líquido (Resultados

Abrangentes)

Ajuste Acumulado de

Conversão Outros

Saldo em 31 de dezembro

de 2009

Impostos Diferidos Imobilizado (11.388) (3.242) - 189 566 (13.875) Contas a Receber / Pagar, Empréstimos e Financiamentos (3.020) 2.252 - 2 (50) (816) Arrendamentos mercantins financeiros (289) (1.245) - - 122 (1.412) Provisão para processos judiciais (1.088) (228) - 338 88 (890) Prejuízos Fiscais 1.736 343 - (457) (3) 1.619 Estoques 500 115 - (2) - 613 Juros Sobre Capital Próprio - 358 - - - 358 Outros 1.714 (112) (137) 4 (796) 673 Total dos impostos diferidos líquidos (11.835) (1.759) (137) 74 (73) (13.730)

Impostos diferidos ativos 5.742 6.676 Impostos diferidos passivos (17.577) (20.406)

Saldo em 31 de dezembro de

2009

Reconhecido no Resultado do

Exercício

Reconhecido no Patrimônio

Líquido (Resultados

Abrangentes)

Ajuste Acumulado de

Conversão Outros

Saldo em 31 de dezembro

de 2010

Impostos Diferidos Imobilizado (14.011) (5.071) - 52 33 (18.997) Contas a Receber / Pagar, Empréstimos e Financiamentos (450) (1.480) -

1 72 (1.857)

Arrendamentos mercantins financeiros (1.369) 246 - - (17) (1.140) Provisão para processos judiciais (970) (32) - 55 88 (859) Prejuízos Fiscais 1.234 304 - (55) (5) 1.478 Estoques 995 (154) - - - 841 Juros Sobre Capital Próprio 358 396 - - - 754 Outros 483 (3) (103) (14) (230) 133 Total dos impostos diferidos líquidos (13.730) (5.794) (103) 39 (59) (19.647)

Impostos diferidos ativos 6.676 6.471 Impostos diferidos passivos (20.406) (26.118)

Consolidado

Consolidado



87

21.5 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 no terceiro trimestre de 2010 e de 2009 estão apresentados a seguir: a) Consolidado

2010 2009

Lucro do exercício antes dos impostos e após a participação dos empregados 48.137 44.275

Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (16.367) (15.054) - -

Ajustes para apuração da alíquota efetiva: - - - -

• Crédito em razão da inclusão de JCP como despesas operacionais 3.455 2.446

• Resultado de empresas no exterior com alíquotas diferenciadas 601 1.241

- - • Incentivos fiscais 162 160

- - • Prejuízos Fiscais 33 (146)

- - • Adições permanentes, líquidas (385) (201)

- - • Créditos fiscais de empresas no exterior em fase exploratória (31) (152)

- - • Outros 296 775

Despesa com formação de provisão para imposto de renda e contribuição social (12.236) (10.931)

Imposto de renda/contribuição social diferidos (5.794) (1.759)Imposto de renda/contribuição social correntes (6.442) (9.172)

(12.236) (10.931)

Alíquota efetiva de imposto de renda e contribuição social 25,4% 24,7%



88

b) Controladora

2010 2009

Lucro do exercício antes dos impostos e após a participação dos empregados 43.799 36.253

Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (14.892) (12.326)

Ajustes para apuração da alíquota efetiva: - -

• Crédito em razão da inclusão de JCP como despesas operacionais 3.455 2.446

• Adições permanentes, líquidas (*) 2.153 2.829

• Incentivos fiscais 131 144

• Outros itens 390 613

Despesa com formação de provisão para imposto de renda e contribuição social (8.763) (6.294)

Imposto de renda/contribuição social diferidos (5.149) (424)Imposto de renda/contribuição social correntes (3.614) (5.870)

(8.763) (6.294)

Alíquota efetiva de imposto e renda e contribuição social 20,0% 17,4%

(*) Inclui equivalência patrimonial.



89

22 Benefícios concedidos a empregados Os saldos relativos a benefícios concedidos a empregados estão representados a seguir:

Passivo Planos de pensão 4.795 4.598 4.519 4.377 4.204 4.106

Planos de saúde 11.786 10.774 9.833 10.994 10.066 9.195

16.581 15.372 14.352 15.371 14.270 13.301

Circulante 1.303 1.208 1.152 1.209 1.123 1.072

Não circulante 15.278 14.164 13.200 14.162 13.147 12.229

31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009


01.01.2009

22.1 Planos de pensão no país – Benefício definido e contribuição variável

a) Plano Petros - Fundação Petrobras de Seguridade Social 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 BR Distribuidora, Petroquisa e 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 este deverá ser equacionado por participantes, assistidos e patrocinadores, conforme Emenda Constitucional nº 20/1998 e Lei Complementar nº 109/2001, observada a proporção quanto às contribuições normais vertidas no exercício em que for apurado aquele resultado. Em 23 de outubro de 2008, as Petrobras e as subsidiárias patrocinadoras do Plano Petros e a Petros assinaram Termos de Compromisso Financeiro – TCF em consequência 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 2010, os saldos dos TCF totalizavam R$ 4.789 (R$ 4.519 na Controladora), dos quais R$ 291 (R$ 274 na Controladora) de juros vencem em 2011.



90

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. A Fundação Petros propiciou aos participantes ativos que repactuaram as alterações do regulamento do Plano Petros a adesão ao Benefício Proporcional Opcional - BPO que consiste numa aposentadoria em valor equivalente ao direito acumulado e, ainda, se inscrever no Plano Petros 2. Esse processo foi encerrado em 30 de novembro de 2010 com a adesão de aproximadamente 4.600 participantes ao BPO e ao Plano Petros 2, gerando uma redução nas perdas atuariais de R$ 214 (R$ 191 na Controladora), provenientes da retirada da premissa de crescimento salarial destes participantes. Em 31 de dezembro de 2010, a Petrobras e subsidiárias possuíam Notas do Tesouro Nacional - de longo prazo, no montante de R$ 4.897 (R$ 4.655 na Controladora), que serão mantidas na carteira da Companhia como garantia dos TCF. As contribuições esperadas das patrocinadoras para 2011 são de R$ 556 (R$ 521 na Controladora).

b) Plano Petros 2 – Fundação Petrobras de Seguridade Social O Plano Petros 2, na modalidade de contribuição variável, foi implementado a partir de 1º de julho de 2007 pelas patrocinadoras Petrobras, BR Distribuidora, Petroquisa e Refap. Posteriormente, as empresas Ipiranga Asfaltos S.A. - IASA, FAFEN Energia S.A., Termorio, UTE Juiz de Fora, Termobahia, Termomacaé e Termoceará aderiram ao plano. As patrocinadoras que implementaram o plano 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. Os desembolsos do serviço passado são 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. O plano continuará aberto para inscrições após essa data, mas não há mais o pagamento do serviço passado. 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. Em 31 de dezembro de 2010, a contribuição das patrocinadoras para a parcela de contribuição definida deste plano foi de R$ 407 (R$ 371 na Controladora).



91

A avaliação atuarial de 2009 da Fundação Petros, para fins de atendimento às normas da Previdência Complementar, evidenciou a ocorrência de uma baixa sinistralidade de eventos de risco no exercício, assim como observou que o saldo do fundo coletivo de risco apresentava-se suficiente para cobertura dos benefícios estimados para 2010. Dessa forma, a Fundação acatou a sugestão do atuário de que as contribuições de risco fossem redirecionadas para a conta do participante no plano durante o exercício de 2010. As contribuições esperadas das patrocinadoras para 2011 são de R$ 66 (R$ 63 na Controladora).

22.2 Planos de pensão no exterior – Benefício definido

Os principais planos de benefício definido, oferecidos pelas controladas da Petrobras Internacional Braspetro B.V. (PIB BV), são os seguintes:

22.2.1 Petrobras Argentina S.A. (PESA)

a) Plano “Termination Indemnity”

Plano de benefícios para empregados que cumprem determinadas condições estão aptos para receber um mês de salário por ano de serviço, de acordo com uma escala decrescente, conforme os anos de vigência do plano, no momento de sua aposentadoria.

b) Plano “Fondo Compensador”

Plano de benefícios complementar ao sistema de aposentadoria para empregados que ingressaram na empresa antes de 31 de maio de 1995, e acumulem o tempo de serviço requerido.

22.2.2 Refinaria Nansei Sekiyu K.K.

Plano de benefícios de aposentadoria complementar programada, no qual o empregado precisa ter, no mínimo, 50 anos de idade e 20 anos de serviço para se tornar elegível. As contribuições são efetuadas somente pela patrocinadora.

22.3 Ativos dos planos de pensão

A estratégia de investimentos da Companhia para ativos dos planos de benefícios é reflexo de uma visão de longo prazo, de uma avaliação cuidadosa dos riscos inerentes às diversas classes de ativos, bem como da utilização da diversificação como mecanismo de redução de risco da carteira. A carteira de ativos do plano deverá obedecer às políticas definidas pelo Banco Central do Brasil. Os fundos de renda fixa detém a maior concentração de investimentos, distribuídos principalmente em títulos públicos e privados. A meta da distribuição de ativos para o período entre 2011 e 2015 de acordo com essa Política é: 25% a 70% em renda fixa, 15% a 50% em renda variável, de 1,5% a 8% em imóveis, 0% a 15% em financiamentos a participantes dos planos e de 2,5% a 15% em outros investimentos.



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Os ativos dos planos de pensão, segregados por nível de mensuração, são os seguintes:

Categoria do Ativo

Preços cotados em mercado

ativo (Nível 1)

Valoração suportada por

preços observáveis (Nível 2)

Valoração sem o uso de preços observáveis

(Nível 3)

Valor justo total (Níveis 1, 2 e 3)

%Valor justo total (Níveis 1, 2 e 3)

%

Renda fixa 15.800 8.877 - 24.677 54% 23.755 60%

Títulos privados 8.755 8.755 7.658

Títulos públicos 15.800 0 15.800 16.091

Outros investimentos 122 122 6

Renda variável 10.456 2.195 5.623 18.274 40% 13.935 35%

Ações à vista 10.456 10.456 8.343

Fundos de Private Equity 0 2.158 5.622 7.780 5.520

Outros investimentos 0 37 1 38 72

Imóveis 1.462 1.462 4% 880 2%

26.256 11.072 7.085 44.413 98% 38.570 97%

Empréstimos concedidos 1.131 2% 1.113 3%

45.544 100% 39.683 100%

20092010

Em 31 de dezembro de 2010, os investimentos incluem ações ordinárias e preferenciais da Petrobras no valor de R$ 1.736 e de R$ 1.317, respectivamente, e imóveis alugados pela Companhia no valor de R$ 253. Os ativos de empréstimos concedidos a participantes são avaliados ao custo amortizado, o que se aproxima do valor de mercado. A movimentação do valor justo de ativos avaliados com o emprego de fluxo de caixa descontado, classificados como Nível 3, é a seguinte:

Fundos de Private Equity Imóveis

Outros investimentos Total

Em 31 de dezembro de 2009 4.184 880 17 5.080Rentabilidade dos ativos 1.425 240 0 1.665Compras e vendas, líquidas 13 342 (16) 339Em 31 de dezembro de 2010 5.622 1.462 1 7.085

Movimentação do Nível 3

A rentabilidade esperada dos investimentos, baseada nas expectativas de mercado, é de 6,2% a.a. para ativos de renda fixa, 8%a.a para ativos de renda variável e para outros investimentos, resultando numa taxa de juros média de 6,78% a.a.



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22.4 Plano de Saúde - Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS)

A Petrobras e suas subsidiárias, Petrobras Distribuidora, Petroquisa e Refap, 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.



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22.5 Obrigações e despesas líquidas atuariais, calculados por atuários independentes, e valor justo dos ativos dos planos

As informações de todos os planos de benefícios definidos no país e no exterior foram agregadas, uma vez que contém premissas similares e o total de ativos e obrigações de planos de pensão no exterior não é significativo. Todos os planos de pensão têm acumulado obrigações de benefícios em excesso aos ativos dos planos. a) Movimentação das obrigações atuariais, do valor justo dos ativos e dos valores reconhecidos no balanço patrimonial

Controladora Controladora

Benefício Definido

Contribuição Variável Plano de Saúde Total Total Benefício Definido

Contribuição Variável

Plano de Saúde Total Total

Movimentação do valor presente das obrigaçõesatuariais

Obrigação atuarial no início do exercício 47.495 525 - 11.961 59.981 55.997 37.524 - 300 9.875 47.699 44.404 Custo dos juros: - - - - - - - - - - · Com termo de compromisso financeiro 509 - - - 509 479 370 - - - 370 346 · Atuarial 4.737 59 - 1.328 6.124 5.719 4.367 - 39 1.258 5.664 5.294 Custo do serviço corrente 405 104 - 198 707 631 330 - 106 150 586 530 Benefícios pagos (1.783) (3) - (523) (2.309) (2.163) (1.815) - (3) (471) (2.289) (2.166) (Ganho)/Perda atuarial sobre a obrigação atuarial 3.885 48 - 813 4.746 4.488 6.797 - 83 1.149 8.029 7.589 Outros (6) - - - (6) - (78) - - - (78) - Obrigação atuarial no fim do exercício 55.242 733 13.777 69.752 65.151 47.495 525 11.961 59.981 55.997

Movimentação no valor justo dos ativos do plano

Ativo do plano no início do exercício 39.482 - 201 - - 39.683 37.220 32.900 - 86 - 32.986 30.811 Rendimento esperado dos ativos do plano 4.469 - 28 - - 4.497 4.223 3.984 - 16 - 4.000 3.748 Contribuições recebidas pelo fundo 896 - - - 523 1.419 1.301 780 - 91 471 1.342 1.255 Recebimentos vinculados ao termo de compromisso financeiro 258 - - - - 258 239 230 - - - 230 215 Benefícios pagos (1.783) - (3) - (523) (2.309) (2.163) (1.815) - (3) (471) (2.289) (2.166) Ganho/(Perda) atuarial sobre os ativos do plano 1.993 - 3 - - 1.996 1.928 3.412 - 11 - 3.423 3.357 Outros - - - - - - - (9) - - - (9) - Ativos do plano no fim do exercício 45.315 229 - 45.544 42.748 39.482 201 - 39.683 37.220

Valores reconhecidos no balanço patrimonial

Valor presente das obrigações com fundo constituído 55.242 - 733 - - 55.975 52.356 47.495 - 525 - 48.020 44.855 (-) Valor justo dos ativos do plano (45.315) - (229) - - (45.544) (42.748) (39.482) - (201) - (39.683) (37.220) Valor presente das obrigações em excesso ao valor justo dos ativos do plano 9.927 - 504 - - 10.431 9.608 8.013 - 324 - 8.337 7.635 Valor presente das obrigações sem fundo constituído - - - - 13.777 13.777 12.795 - - - 11.961 11.961 11.142 Ganhos/(Perdas) atuariais não reconhecidas (5.301) - (116) - (1.959) (7.376) (6.807) (3.413) - (73) (1.151) (4.637) (4.248) Custo do serviço passado não reconhecido (116) - (103) - (32) (251) (225) (145) - (108) (36) (289) (259)

Passivo atuarial líquido em 31 de dezembro 4.510 285 11.786 16.581 15.371 4.455 143 10.774 15.372 14.270

Movimentação do passivo atuarial líquido

Saldo em 1º de janeiro 4.455 - 143 - 10.774 15.372 14.270 4.420 - 99 9.833 14.352 13.301 (+) Custos incorridos no exercício 837 - 143 - 1.533 2.513 2.298 721 - 98 1.412 2.231 2.055 (-) Pagamento de contribuições (525) - - - (523) (1.048) (958) (416) - (60) (471) (947) (871) (-) Pagamento do termo de compromisso financeiro (254) - - - - (254) (239) (228) - - - (228) (215) Outros (3) - (1) - 2 (2) - (42) - 6 - (36) - Saldo em 31 de dezembro 4.510 285 11.786 16.581 15.371 4.455 143 10.774 15.372 14.270

2010 2009Consolidado Consolidado

Plano de Pensão Plano de Pensão



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b) Componentes das despesas líquidas

Controladora Controladora

Benefício Definido

Contribuição Variável Plano de Saúde Total Total

Benefício Definido

Contribuição Variável

Plano de Saúde

Total Total

405 104 198 707 631 329 106 150 585 530

- - - - - - - -

· Com termo de compromisso financeiro 509 - - 509 479 370 - - 370 346

· Atuarial 4.737 59 1.328 6.124 5.719 4.367 39 1.258 5.664 5.294

(4.469) (28) - (4.497) (4.223) (3.984) (16) - (4.000) (3.748)

Amortização de (ganhos)/perdas atuariais não reconhecidas 3 1 1 5 1 2 - - 2 -

(371) - - (371) (343) (372) (43) - (415) (389)

23 7 4 34 34 23 7 4 34 33

- - 2 2 - (14) 5 - (9) (11)

837 143 1.533 2.513 2.298 721 98 1.412 2.231 2.055

Absorvida no custeio das atividades operacionais 185 72 296 553 530 200 45 223 468 452

Diretamente no resultado 141 69 198 408 314 153 52 178 383 308 511 2 1.039 1.552 1.454 368 1 1.011 1.380 1.295

837 143 1.533 2.513 2.298 721 98 1.412 2.231 2.055

Custo do serviço corrente

Contribuições de participantes

Custo do serviço passado não reconhecido

2010

Custo dos juros:

Rendimento estimado dos ativos do plano

2009

Consolidado Consolidado

Plano de Pensão Plano de Pensão

Custo líquido no exercício

Outros

Custo líquido no exercício

Relativa a empregados ativos:

Relativa aos inativos



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c) Variações entre valores estimados e incorridos

As variações entre os valores estimados e os efetivamente incorridos foram os seguintes:

2010 2009 2010 2009

Ganhos/(perdas) dos planos de pensão

Obrigação atuarial 118 (381) 28 (417)

Ativos de planos de pensão 1.996 3.423 1.928 3.357

Ganhos/(perdas) dos planos de saúde

Obrigação atuarial 414 663 406 637


d) Variação nos custos com assistência médica

A variação de 1% nas premissas de custos médicos teria os seguintes impactos:

1% de 1% de 1% de 1% de

acréscimo redução acréscimo redução

Obrigação atuarial 2.016 (1.652) 1.864 (1.528)

Custo do serviço e juros 245 (198) 226 (183)


e) Premissas atuariais adotadas no cálculo

2010 2009

Taxa de desconto Inflação: 5,3% a 4,3% a.a (1) + Juros: 5,91% a.a (2) Inflação: 4,5% a 4% a.a (1) + Juros: 6,57% a.a (2)

Taxa de crescimento salarial Inflação: 5,3% a 4,3% a.a(1) + 2,220% a.a Inflação: 4,5% a 4% a.a (1) + 2,295% a.a

Taxa de retorno esperada dos ativos de planos de pensão Inflação: 5,3% a.a (1) + Juros: 6,78% a.a Inflação: 4,5% a.a* + Juros:6,74% a.a

Taxa de rotatividade dos planos de saúde 0,660% a.a (3) 0,768% a.a(3)

Taxa de rotatividade dos planos de pensão Nula NulaTaxa de variação de custos médicos e hospitalares 7,89% a 4,3%a.a (4) 7,5% a 4% a.a (4)

Tábua de mortalidade AT 2000, específica por sexo AT 2000, específica por sexo

Tábua de invalidez TASA 1927 TASA 1927Tábua de mortalidade de inválidos AT 49, específica por sexo AT 49, específica por sexo

(1) Inflação linearmente decrescente nos próximos 5 anos quando se torna constante. (2) 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. (3) Rotatividade média que varia de acordo com a idade e tempo de serviço. (4) Taxa decrescente atingindo nos próximos 30 anos a expectativa de inflação projetada de longo prazo.



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22.6 Outros planos de contribuição definida

A subsidiária Transpetro e as controladas Petrobras Argentina, Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil - TBG e outras patrocinam planos de aposentadoria aos seus empregados, de natureza de contribuição definida. As contribuições pagas no exercício de 2010, reconhecidas no resultado, totalizaram R$ 20.880.

23 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 2010, a Petrobras provisionou R$ 1.691 no Consolidado (R$ 1.495 em 2009) e R$ 1.428 na Controladora (R$ 1.270 em 2009), 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 Assembléia Geral Ordinária, de 2011, na forma disposta pelos artigos 41 e 56 do Estatuto Social da Companhia e pelas normas federais específicas.

24 Patrimônio líquido

24.1 Capital social realizado Em 31 de dezembro de 2010, o capital subscrito e integralizado no valor de R$ 205.357 está representado por 7.442.454.142 ações ordinárias e 5.602.042.788 ações preferenciais, todas nominativas, escriturais e sem valor nominal. Aumento de capital com reservas A Assembleia Geral Extraordinária, realizada em conjunto com a Assembleia Geral Ordinária de Acionistas, em 22 de abril de 2010, aprovou o aumento do capital social da Companhia de R$ 78.967 para R$ 85.109, mediante a capitalização de parte de reservas de lucros no montante de R$ 5.627, sendo R$ 899 de reserva estatutária, R$ 4.713 de reserva de retenção de lucros, em conformidade com o artigo 199, da Lei 6.404/76, e R$ 15 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$ 515. Essa capitalização será efetivada sem a emissão de novas ações, de acordo com o artigo 169, parágrafo 1º, da Lei nº 6.404/76.



98

Aumento de capital com emissão de ações Em 23 de setembro de 2010, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou o aumento do capital social no montante de R$ 115.052 passando o capital social da Companhia de R$ 85.109 para R$ 200.161, mediante a emissão de 2.293.907.960 Ações Ordinárias e 1.788.515.136 Ações Preferenciais, mantendo aos seus titulares os mesmos direitos atribuídos aos titulares das ações previamente existentes, passando o capital a ser representado por 7.367.255.304 Ações Ordinárias e por 5.489.244.532 Ações Preferenciais. Em 29 de setembro de 2010 ocorreu a liquidação da oferta das ações mencionadas acima, que resultou na captação de R$ 115.052. Em 01 de outubro de 2010, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a emissão e verificou a subscrição de 75.198.838 Ações Ordinárias e 112.798.256 Ações Preferenciais, resultando na captação de recursos adicionais e aumento de capital social no montante de R$ 5.196, passando o capital social de R$ 200.161 para R$ 205.357, representado por 7.442.454.142 Ações Ordinárias e 5.602.042.788 Ações Preferenciais. Reforma do Estatuto Social A Assembleia Geral Extraordinária realizada em 31 de janeiro de 2011 aprovou a reforma do Estatuto Social da seguinte forma: a) alterar o artigo 4º, caput, de forma a estabelecer que o capital social da Companhia passe a constar como sendo de R$ 205.357, dividido em 13.044.496.930 ações, todas nominativas, escriturais, sem valor nominal, sendo 7.442.454.142 ações ordinárias e 5.602.042.788 ações preferenciais; b) excluir os §§ 1º, 2º e 3º do artigo 4º, de forma a retirar o limite de capital autorizado para ações ordinárias e preferenciais de emissão da Companhia que, nos termos da Lei nº 6.404/76, permitiria em determinadas circunstâncias o aumento do capital social da Companhia, independentemente de reforma estatutária, por deliberação do Conselho de Administração; c) inserir novo § 1º no artigo 4º, de forma a estabelecer que os aumentos de capital mediante a emissão de ações serão submetidos previamente à deliberação da Assembleia Geral; d) renumerar como § 2º o atual § 4º do artigo 4º; e) renumerar como § 3º o atual § 5º do artigo 4º; f) excluir o inciso IX do artigo, que prevê a competência para o Conselho de Administração deliberar sobre aumento de capital dentro do limite autorizado, já que a Companhia não terá mais capital autorizado;



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g) alterar o inciso III do artigo 40, que define como competência da Assembleia Geral o aumento do capital social, suprimindo a ressalva às hipóteses de capital autorizado, que não mais existirão; e h) excluir o artigo 62, que define as disposições transitórias aprovadas na AGE de 22 de junho de 2010. Aumento com reservas em 2011 A Administração da Petrobras está propondo à Assembleia Geral Extraordinária, a ser realizada em conjunto com a Assembleia Geral Ordinária de Acionistas de 2011, o aumento do capital social da Companhia de R$ 205.357 para R$ 205.380, mediante a capitalização de parte da reserva de lucros de incentivos fiscais constituída em 2010, no montante de R$ 23, em atendimento ao artigo 35, parágrafo 1º, da Portaria nº 2.091/07 do Ministro do Estado da Integração Nacional. Essa capitalização será efetiva sem a emissão de novas ações, de acordo com o artigo 169, parágrafo 1º, da Lei nº 6.404/76.

24.2 Contribuição adicional de capital a) Gastos com emissão de ações

A oferta global gerou custo de captação no montante de R$ 477, líquido de impostos. b) Mudança de participação em controladas

Inclui o valor das diferenças entre o valor pago e o montante contábil decorrentes das variações de participações em controladas que não resultem em perda de controle, considerando que se tratam de transações de capital, ou seja, transações com os acionistas, na qualidade de proprietários.

24.3 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.



100

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 2010, foram destinados do resultado R$ 250, referentes ao incentivo para subvenção de investimentos no âmbito das Superintendências de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) e da Amazônia (SUDAM), dos quais R$ 23 referem-se 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. O Conselho de Administração está propondo a manutenção no patrimônio líquido, em reserva de retenção de lucros, do montante de R$ 19.043, remanescente do lucro do exercício de 2010, que se destina a atender parcialmente o programa anual de investimentos estabelecidos no orçamento de capital do exercício de 2011, a ser deliberado em Assembléia Geral de Acionista de 2011.

24.4 Ajuste de avaliação patrimonial

a) Ajuste acumulado de conversão Incluem as diferenças de conversão para real das demonstrações contábeis das empresas com moeda funcional diferente da Controladora.

b) Outros resultados abrangentes Incluem as variações de valor justo envolvendo ativos financeiros disponíveis para venda, hedge de fluxo de caixa e os ajustes por adoção do custo atribuído do setor petroquímico na data de transição.

24.5 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.



101

A proposta do dividendo relativo ao exercício de 2010, que está sendo encaminhada pela Administração da Petrobras à aprovação dos acionistas na Assembléia Geral Ordinária de 2011, no montante de R$ 11.728, atende aos direitos garantidos, estatutariamente, às ações preferenciais (artigo 5º), distribuindo indistintamente às ações ordinárias e preferenciais, podendo ser assim demonstrado:

2010 2009

Lucro líquido do exercício (Controladora) 35.036 29.313 (*)

Apropriação: - Reserva legal (1.752) (1.466)Reserva de incentivos fiscais (250) (554)

33.034 27.293 Reversões/adições:Reserva de reavaliação - 10

Lucro básico para determinação do dividendo 33.034 27.303

Dividendos propostos, equivalente a 35,50 % do lucro básico - R$ 1,03 por ação, (30,53% em 2009, R$ 0,95 por ação) composto de: Juros sobre o capital próprio 10.163 7.195 Dividendos 1.565 1.140

Total de dividendos propostos 11.728 8.335

Menos: Juros sobre o capital próprio pagos antecipadamente (7.945) (6.142)

Atualização dos juros sobre o capital próprio (188) (24) antecipados

(8.133) (6.166)Saldo de dividendos propostos 3.595 2.169

(*) Lucro líquido divulgado em 2009, base para determinação do dividendo.



102

Os dividendos propostos em 31 de dezembro de 2010, no montante de R$ 11.728 incluem juros sobre capital próprio no total de R$ 10.163, aprovados pelo Conselho de Administração da seguinte forma:

O dividendo por ação relacionado às duas primeiras parcelas dos juros sobre o capital próprio foi calculado considerando a posição acionária antes do aumento do capital social em 29 de setembro e 1º de outubro de 2010, equivalente a R$ 0,40 para 8.774.076.740 de ações. Em relação às parcelas subseqüentes, o dividendo por ação foi calculado sobre a posição acionária após a emissão das novas ações, equivalente a R$ 0,63 por ação para 13.044.496.930 de ações. As parcelas dos juros sobre o capital próprio distribuídas antecipadamente em 2010 serão descontadas dos dividendos propostos para este exercício, corrigidas pela taxa SELIC desde a data de seu pagamento até 31 de dezembro de 2010. A parcela final de juros sobre o capital próprio será disponibilizada até 30 de abril de 2011 e os dividendos 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 2010 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$ 3.455 (R$ 2.446 em 2009).

24.6 Lucro por Ação

2010 2009 2010 2009

Lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 35.189 30.051 35.036 29.959

Média ponderada da quantidade de ações ordinárias e preferenciais em circulação (nº. Ações) 9.872.826.065 8.774.076.740 9.872.826.065 8.774.076.740

Lucro líquido básico e diluído por ação ordinária e preferencial (R$ por ação) 3,57 3,43 3,55 3,42


Parcela

Data aprovação Conselho

Administração

Data posição acionária

Data de pagamento

Valor da parcela

Valor bruto por ação (ON e PN)

(R$) 1ª. parcela JCP 14.05.2010 21.05.2010 31.05.2010 1.755 0,20 2ª. parcela JCP 16.07.2010 30.07.2010 31.08.2010 1.755 0,20 3ª. parcela JCP 22.10.2010 01.11.2010 30.11.2010 1.826 0,14 4ª. parcela JCP 10.12.2010 21.12.2010 30.12.2010 2.609 0,20 5ª. parcela JCP 25.02.2011 2.218 0,17

Dividendos 25.02.2011 1.565 0,12 11.728 1,03

21.03.2011



103

25 Receita de vendas

2010 2009 2010 2009

Receita bruta de vendas 268.107 230.721 204.595 175.571

Encargos de vendas (54.833) (47.887) (48.108) (41.537)

Receita de vendas 213.274 182.834 156.487 134.034


26 Despesas por natureza

2009 2010 2009

Depreciação, depleção e amortização (14.881) (14.457) (10.813) (10.380)

Despesas com pessoal e benefícios (16.153) (13.835) (12.185) (10.386)

Matéria-prima / produtos adquiridos (78.915) (59.999) (53.405) (39.262)

Participação governamental (20.314) (19.076) (19.810) (18.624)

Serviços contratados, fretes, aluguéis e encargos gerais (*) (22.446) (16.107) (13.284) (8.818)

(152.709) (123.474) (109.497) (87.470)

Custo do produto vendido (136.052) (108.707) (96.134) (75.977) Despesas com vendas (8.660) (7.375) (7.920) (6.464) Despesas gerais e administrativas (7.997) (7.392) (5.443) (5.029)

(152.709) (123.474) (109.497) (87.470)

* Líquido de gastos capitalizados com a construção de ativos próprios


2010

27 Outras despesas operacionais, líquidas

2010 2009 2010 2009

Perdas e contingências com processos judiciais (1.834) (2.499) (1.352) (2.339)Planos de pensão e saúde (1.552) (1.380) (1.454) (1.295)Relações institucionais e projetos culturais (1.234) (1.070) (1.132) (959)Acordos coletivos de trabalho (647) (487) (577) (487)Parada não programadas e gastos pré-operacionais (623) (748) (613) (725)Ajuste ao valor de mercado dos estoques (603) (609) (61) (124)Gastos corporativos de segurança, meio ambiente e saúde (369) (355) (368) (353)Despesas operacionais c/ termoelétricas (299) (610) (602) (1.015)Perda no valor de recuperação de ativos - Impairment (76) (543) 104 (550)Incentivo para aquisição de ações da Petrobras (91) - (85) - Outros 266 941 379 380

(7.062) (7.360) (5.761) (7.467)




104

28 Resultado financeiro líquido

2010 2009 2010 2009

Resultado cambial sobre caixa e equivalentes de caixa (680) (666) (784) (801) Resultado cambial sobre financiamentos 722 2.070 878 475

Resultado cambial sobre arrendamentos mercantis financeiros com terceiros (35) 25 - 22 Efeito cambial sobre endividamento líquido 7 1.429 94 (304)

Variação monetária sobre financiamentos (*) 695 2.406 140 1.079 Despesa com financiamentos (7.145) (4.769) (4.467) (2.560) Encargos financeiros capitalizados 5.533 3.250 4.249 2.583 Despesas com financiamentos, líquidas (1.612) (1.519) (218) 23

Receita com aplicações financeiras 1.680 1.388 971 623 Receita com títulos públicos federais para negociação 529 529 Resultado líquido com FIDC-NP - - (1.257) (519)

Despesas financeiras líquidas 597 (131) 25 127 -

Resultado financeiro sobre endividamento líquido 1.299 3.704 259 902

Variação cambial sobre ativos no exterior (365) (5.637) (949) (8.829) Variação cambial sobre arrendamentos mercantis com subsidiárias 137 1.432 137 1.432

“Hedge” sobre operações comerciais e financeiras 3 (373) 24 172 Receita com títulos disponíveis para venda 524 422 510 422 Receita com títulos mantidos até o vencimento 119 342 451 53

Outras despesas e receitas financeiras líquidas (15) (335) 340 535 Outras variações cambiais e monetárias líquidas 861 283 862 603

- - Resultado financeiro líquido 2.563 (162) 1.634 (4.710)

Resultado financeiroReceitas 4.539 3.509 4.312 6.311 Despesas (3.311) (3.471) (2.960) (5.002) Variações cambiais e monetárias, líquidas 1.335 (200) 282 (6.019)

2.563 (162) 1.634 (4.710)


(*) Inclui variação monetária sobre financiamentos em moeda nacional parametrizada à variação ao dólar.



105

29 Processos judiciais e contingências

29.1 Processos judiciais provisionados

31.12.2010 31.12.2009 31.12.2010 31.12.2009Reclamações trabalhistas 196 102 88 15Processos fiscais 617 176 68 56Processos cíveis (*) 358 462 269 181Outros processos 201 179 0 0

1.372 919 425 252Circulante 0 0 54 0 0 0 54Não circulante 1.372 865 425 198


(*) Líquido de Depósito Judicial, quando aplicável.

Consolidado ControladoraSaldo em 01 de janeiro de 2009 966 257 Adição 2.444 2.325 Reversão (6) - Utilização (1.133) (1.021) Transferências (1.357) (1.321) Atualização de juros 13 12 Ajuste acumulado de conversão (8) - Saldo em 31 de dezembro de 2009 919 252 Adição 1.394 845 Utilização (859) (598) Transferências (88) (83) Atualização de juros 9 9 Combinações de negócios 13 - Ajuste acumulado de conversão (16) - Saldo em 31 de dezembro de 2010 1.372 425

Contingências

Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - CLEP Em 16 de julho de 2009, a CLEP recebeu um auto de infração, referente ao questionamento em relação à alíquota de Imposto de Renda retido na fonte, aplicável na emissão de títulos no exterior. Tendo a possibilidade de aplicação do tratado entre Brasil e Japão. Em 14 de agosto de 2009, a CLEP protocolou, na Delegacia da Receita Federal do Rio de Janeiro, impugnação ao auto de infração recebido em 16 de julho de 2009. Em 3 de setembro de 2009 o processo foi remetido ao serviço de controle e julgamento - DRJ.



106

O pedido de liminar para renovação da intimação acerca do acórdão proferido no processo administrativo e suspensão da exigibilidade do débito de IRRF foi indeferido, o que ensejou a interposição de agravo de Instrumento no último dia 19/11/2010. No dia 02/12/2010, o pedido de antecipação da tutela foi deferido parcialmente, suspendendo-se os atos de cobrança do débito até que se efetive a nova intimação do aludido acórdão na esfera administrativa A exposição máxima estimada, em 31 de dezembro de 2010, é de R$ 417, que está contabilizado no passivo não circulante do balanço consolidado. Participação Especial dos campos de Barracuda e Caratinga Em 1º de julho de 2010, a Petrobras recebeu auto de infração lavrado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP, no valor de R$ 222, a título de Participação Especial dos campos de Barracuda e Caratinga por conta de valores que teriam sido recolhidos a menor pela Companhia, durante o período compreendido entre o 2º trimestre de 2005 e o 4º trimestre de 2009, em função do abatimento de custos em suposto desacordo com a Portaria ANP nº 10/99. Em 15 de julho de 2010, a Petrobras protocolou sua defesa junto à ANP. Em 30 de setembro de 2010, a ANP encaminhou ofício 609/2010/SPG com a revisão de valor para a autuação, por entender que parte do contrato de arrendamento não consistiria em operação de financiamento. A Petrobras protocolou junto a ANP, em 28 de outubro de 2010, pedido de parcelamento, em 30 meses, num total de R$ 86, com base no valor determinado no ofício nº 646/2010/SPG, de 15 de outubro de 2010. Até 31 de dezembro de 2010, a Companhia realizou o pagamento de três parcelas. ICMS – Naufrágio da Plataforma P-36 Em março de 2001 ocorreu o naufrágio da Plataforma P-36, que tinha sido importada na modalidade de admissão temporária, sob o amparo de regime aduaneiro suspensivo da tributação (REPETRO) e, portanto, nesta ocasião não eram devidos os impostos estaduais, que passaram a ser cobrados, por que não haveria mais retorno da plataforma. Com a decisão desfavorável no último nível de recurso no Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro, a Petrobras avaliou os aspectos jurídicos da ação e econômicos de utilização dos benefícios de anistia fiscal previstos na Lei Estadual nº 5.647, de 18 de janeiro de 2010, que permite eliminação de multa e redução expressiva de outros encargos, além da possibilidade de pagamento com precatórios. Em 2010, a Petrobras aderiu às condições da Lei e pagou o montante de R$ 449, sendo R$ 109 em precatórios.



107

Triunfo Agro Industrial S.A e outras No decorrer do ano de 2000, a Triunfo Agro Industrial e outras empresas propuseram ação contra a Petrobras, reclamando perdas e danos em decorrência do desfazimento de operação de cessão de crédito – prêmio de IPI. O julgamento pelo Tribunal de Justiça do Rio de janeiro, em segunda instância, foi desfavorável à Petrobras, sendo negado provimento ao recurso interposto pela Companhia. Contra essa decisão, a Petrobras interpôs recursos especial e extraordinário, que foram inadmitidos, o que gerou a interposição de Agravos de Instrumento para o STJ e STF, respectivamente, que se encontram pendentes de julgamento. Paralelamente à interposição dos referidos recursos, a Petrobras ingressou, no dia 28 de setembro de 2010, com ação rescisória junto ao Pleno do Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro, na qual obteve, por 20 votos a um, liminar que veda qualquer levantamento de valores por parte das autoras da ação. A exposição máxima estimada é da ordem de R$ 497. A Companhia possui saldo de depósitos judiciais para esse processo no valor de R$ 341, perfazendo o montante líquido de R$ 157. 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 serem 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 . 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 Superior Tribunal de Justiça, foram providos para anular o acórdão da 1ª Câmara Cível do Tribunal de Justiça/RJ. A FEPERJ opôs Embargos de Declaração, pendente de julgamento. Com base nos cálculos elaborados pelos assistentes periciais da Companhia, foi mantido o valor de R$ 50, atualizado para 31 de dezembro de 2010, por representar o montante que a Companhia entende que será fixado ao final do processo pelas instâncias superiores.



108

29.2 Processos judiciais não provisionados

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. Foram então, opostos Embargos de Declaração pela Porto Seguro, que restaram improvidos em julgamento havido em dezembro de 2010.

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$ 19.032. em 31 de dezembro de 2010. Como a Petrobras detém 100% do capital social da Petroquisa, parte da indenização à Petroquisa, estimada em R$ 12.561 , não representará um desembolso efetivo do sistema Petrobras. Adicionalmente, a Petrobras teria que indenizar a Porto Seguro, autora da ação, R$ 952 a título de prêmio e a Lobo & Ibeas Advogados R$ 3.806 a título de honorários advocatícios.

Autor: Kalium Mineração S.A.

Natureza: Cível

Ação indenizatória, por perdas e danos e lucros cessantes, devido à rescisão contratual.

Julgado procedente, em parte, em primeira instância. As duas partes interpuseram recursos que foram improvidos. A Petrobras aguarda julgamento do recurso extraordinário interposto junto ao STF e Recurso Especial no STJ em 18 de setembro de 2003, ambos admitidos. Há também recurso especial da Kalium guardando julgamento. A exposição máxima para a Petrobras, estimada em 31 de dezembro de 2010, é de R$ 196.



109


Autor: Destilaria J.B. Ltda. e Outras..

Natureza: Cível

Cobrança de encargos sobre faturas relativas à aquisição de álcool pagas com atraso.

Há decisão condenatória transitada em julgado, em montante a ser calculado e ainda pendente de confirmação.

Exposição máxima indeterminada.

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 de poço 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.

Exposição máxima estimada: R$ 182.

Agência Nacional de Petróleo – ANP

Natureza: Cível

Multa por descumprimento dos programas Exploratórios mínimos – “Rodada Zero”.

A execução das multas está suspensa por força de decisão judicial liminar, conforme autos da ação cautelar impetrada pela Petrobras. Por ação ordinária, a Companhia pleiteia o reconhecimento de seu crédito decorrente do art.22, § 2º da Lei do Petróleo, requerendo a compensação do eventual débito que a Petrobras tenha com a ANP. Ambos os processos judiciais, que têm tramitação conjunta, encontram-se em fase de provas.


Autor: Delegacia da Receita Federal do Rio de janeiro

Natureza: Tributária

Auto de infração referente ao imposto de renda retido na fonte sobre remessas para 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 estimada: R$ 4.526.

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$ 115 estão registrados em depósitos judiciais e poderão ser recuperados no âmbito das próprias ações em curso, relativos a 332 notificações, no montante de R$ 363 em 31 de dezembro de 2010. A posição da área jurídica da Petrobras para essas notificações é de risco mínimo de desembolso futuro.



110


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 11 de outubro de 2007, a 1ª Turma de Julgamento julgou improcedente o lançamento, 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, que se encontra pendente de julgamento.

Exposição máxima atualizada: R$ 780.

Autor: Secretaria da Receita Federal


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.




IRRF - Remessas ao exterior 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 se encontra pendente de julgamento.


Autor: Delegacia da Receita Federal/Rio de janeiro


IRPJ 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




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. Diligência atendida. Aguardando julgamento do recurso voluntário.


Autor: Secretaria da Fazenda do Estado do Rio de janeiro


ICMS – Autos de infração em operações de saída de LGN sem emissão de documento fiscal, no âmbito do estabelecimento centralizador.

Decisão desfavorável à Petrobras. Interposto recurso voluntário ao Conselho de Contribuintes, que negou provimento ao recurso.

A Companhia está avaliando acerca de possível judicialização do caso.




111


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.

Na segunda instância, negado provimento ao recurso ordinário.

A Companhia interpôs recurso especial que foi indeferido.

Aguardando inscrição em dívida ativa para ajuizamento de reclamação junto ao STF, pelo estado do Mato Grosso do Sul, que se julgou prejudicado pela decisão da SF/SP.


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 interpôs recurso.

Exposição máxima estimada: R$ 1.447

Autor: Secretarias da Fazenda dos Estados do Rio de janeiro e de Sergipe


Aproveitamento indevido de créditos de ICMS de brocas de perfuração e de produtos químicos utilizados na formulação de fluido de perfuração.

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 cancelado as autuações, encontrando-se a sua maioria ainda em fase de julgamento.


Autor: Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo


Dois autos de infração relativos a afastamento de cobrança de ICMS e multa por descumprimento de obrigação acessória sobre importação. Admissão temporária de sonda de perfuração em São Paulo e desembaraço no Rio de janeiro (Convênio ICMS nº 58/99).

Na primeira instância, julgado procedente o lançamento. A decisão foi mantida pela segunda instância.

Encerrada a instância administrativa, a Petrobras ajuizou ação anulatória, obtendo antecipação de tutela.




112


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.


Autor: Secretaria da Fazenda do Estado da Bahia


Apropriação indevida de crédito, diferença de alíquota de ICMS de material de uso e consumo

Na 1ª instância, julgado procedente o lançamento. A Petrobras interpôs recurso voluntário, que se encontra pendente de julgamento.




CSLL e IRPJ - Cobrança de multa por indeferimento de denúncia espontânea.

Na 1ª instância, julgado procedente o lançamento. A Receita Federal retirou o processo da sua posição de pendências.

A Companhia aguarda novo posicionamento da Receita.




Recolhimento a menor do IRPJ E CSLL nos lucros auferidos no exterior no período de 2005 e 2006, através de empresas coligadas e controladas.

Na primeira instância julgado procedente o lançamento. A Companhia interpôs recurso voluntário que se encontre pendente de julgamento.


Autor: Delegacia da Receita Federal


Auto de infração por não recolhimento de IRPJ e CSLL sobre o incentivo financeiro aos empregados pela repactuação do plano Petros, em 2007.

Na primeira instância, julgado improcedente o lançamento. Houve recurso de ofício, por parte da Fazenda Nacional, que se encontra pendente de julgamento..


Autor: Secretaria da Receita Federal do Brasil


Auto de infração por indedutibilidade de IRPJ – CSLL e multa sobre a repactuação do plano Petros. Obrigações financeiras assumidas no termo de compromisso financeiro, decorrentes da celebração do Acordo de Obrigações Recíprocas – AOR.

Na primeira instância julgado procedente, em parte, o lançamento. A Companhia interpôs recurso voluntário, que se encontra pendente de julgamento.


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.



113

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 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

Reclamação de indenização por danos moral e patrimonial ambiental.

Sem decisão em primeira instância. Aguarda-se o início da perícia para quantificação 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

Reclamação de indenização por danos morais, financeiros e restauração ambiental.

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. Por entender que a multa administrativa está prescrita, foi ajuizada ação anulatória, em razão de ter sido recebido “Aviso de Débito em Dívida Ativa”, datado de 22.10.2009.

Exposição máxima atualizada: R$ 157.

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.


Processos de pequenos valores A Companhia detém diversos processos judiciais e administrativos, com expectativas de perdas possíveis, cujo total por natureza jurídica, alcança R$ 105 de causas cíveis, R$ 935 de causas trabalhistas, R$ 1.123 de causas tributárias e R$ 171 de causas ambientais.

29.3 Contingências ativas

29.3.1 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 2010, os valores de R$ 2.302 da Petrobras, R$ 75 da Gaspetro, R$ 29 da Transpetro e R$ 14 da Refap, relativo às citadas ações, não estão refletidos nestas demonstrações contábeis em virtude da ausência de decisão favorável definitiva.



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29.3.2 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, em que tentavam obter, desde 1997, em face da primeira (Brasoil), declaração judicial que as isentassem da obrigação de pagar o valor do seguro de construção performance bond das plataformas P-19 e P-31, e, em face da segunda (Petrobras), buscavam ressarcimento de quaisquer quantias que viessem a ser condenadas no processo de execução da performance Bond. 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. Contra essa decisão as seguradoras ofereceram recurso de apelação perante a Corte de Apelação do Segundo Circuito. No dia 20 de maio de 2004, foi proferida decisão do Tribunal que confirmou, em parte, a sentença quanto à responsabilidade das seguradoras ao pagamento dos performance bonds. Contudo, afastou a obrigação das seguradoras quanto ao pagamento de multa, honorários advocatícios e custas, reduzindo, assim, o valor da indenização para US$ 245 milhões. Dessas decisões as seguradoras recorreram ao Tribunal Pleno, que não foi provido, restando definitiva a condenação supra.

As partes (seguradoras e Brasoil), em abril de 2005, iniciaram tratativas visando à efetiva quitação do crédito da Brasoil, ensejando a assinatura de um memorando de entendimento, cuja operacionalização, todavia, acarretou novas dúvidas e questões a serem sanadas em juízo. Em 21 de julho de 2006, a justiça americana proferiu decisão executiva, definindo os pontos de divergência, como os juros incidentes, tendo, contudo, condicionado 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.



116

b) Em Londres - P-36 Através de decisão proferida em 02 de fevereiro de 2004, a Petromec Inc (“Petromec”) e a Marítima Petróleo e Engenharia Ltda. (“Marítima”) foram condenadas a reembolsar à Brasoil o montante de US$ 58 milhões mais juros, pelo empréstimo feito por esta à Petromec por força do Deed of Payment and Indemnity, datado de 21 de maio de 1999 e garantido pela Marítima de acordo com o Keepwell Agreement datado de 21 de maio de 1999. O pagamento de tais quantias se encontra sobrestado até que as questões pendentes sejam decididas. Na fase atual do litígio, a Petromec está reivindicando o seu pedido de custos adicionais pelo upgrade com base no Supervision Agreement, datado de 20 de junho de 1997. Um julgamento preliminar relativo ao método pelo qual o eventual direito da Petromec ocorreu nos dias 26 e 27 de junho de 2007. Em 6 de junho de 2007, a Corte proferiu decisão, julgando em favor da metodologia defendida pela Petrobras e Brasoil. A Petromec apelou de tal decisão e a Corte de Apelação apreciou tal recurso em 27 de novembro de 2007. Em 21 de dezembro de 2007, a Corte de Apelação rejeitou substancialmente a apelação da Petromec. A Petromec protocolou seu Particulars of Claim em 29 de setembro de 2008 onde pleiteia o montante de US$ 154 milhões, mais juros. A Brasoil e a Petrobras apresentaram a defesa em 29 de janeiro de 2010. O julgamento preliminar do pleito da Petromec está previsto para começar no dia 9 de maio de 2011. O resultado final da ação permanece incerto. P-38 e P-40 Após o julgamento das ações judiciais relativas à P-38 e P-40, o qual ocorreu em Londres, durante os meses de abril e maio de 2007, a Corte inglesa proferiu decisão no dia 12 de junho de 2007 em favor da Brasoil nos seguintes termos: 1) No que diz respeito à ação da P-38, condenação ao pagamento da importância de US$ 83 milhões relativa ao principal, mais juros no importe de US$ 31 milhões e custas a serem apuradas; e 2) No que diz respeito à ação da P-40, condenação ao pagamento da importância de US$ 171 milhões relativa ao principal, mais juros no montante de US$ 66 milhões e custas a serem apuradas.

Total concedido, excluindo custas, em favor da Brasoil monta em aproximadamente 98,5% (no caso de P-38) e 96,4% (no caso da P-40) da integralidade das importâncias pleiteadas pela Brasoil no julgamento.



117

Adicionalmente à concessão das custas em favor da Brasoil, prevista na decisão de 12 de junho de 2007, conforme mencionado acima, uma nova decisão pleiteada com relação a tais custas. Tal decisão foi concedida no montante de £ 5 milhões. Em audiência subsequente, foi concedida uma decisão adicional no montante de £ 1 milhão.

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$ 642 milhões, equivalentes a R$ 1.069, em 31 de dezembro de 2010 (R$ 1.103 em 31 de dezembro de 2009) diretamente aos seus fornecedores e subcontratados, com o intuito de evitar atrasos nas construções/conversões e consequentemente, prejuízos à Brasoil. 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$ 570 milhões, equivalentes a R$ 949, em 31 de dezembro de 2010 (R$ 977 em 31 de dezembro de 2009).

30 Compromissos assumidos pelo segmento de energia 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 milhões (equivalentes a R$ 136 em 31 de dezembro de 2010) 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 de 24 milhões de metros cúbicos por dia.



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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 em 2009 e 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.

31 Garantias aos contratos de concessão para exploração de petróleo A Petrobras concedeu garantias à Agência Nacional de Petróleo - ANP no total de R$ 5.347 para os Programas Exploratórios Mínimos previstos nos contratos de concessão das áreas de exploração, permanecendo em vigor R$ 4.747 líquidos dos compromissos já cumpridos. Desse montante, R$ 2.920 correspondem ao penhor do petróleo de campos previamente identificados e já em fase de produção e R$ 1.827 referem-se a garantias bancárias.

32 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.

32.1 Objetivos e estratégias de gerenciamento de riscos

A gestão de riscos da Petrobras é realizada por seus diretores, segundo uma política corporativa de gerenciamento de riscos. Em março de 2010, em atendimento ao novo modelo de governança corporativa desenvolvido pela Companhia, foi instituído pela Diretoria Executiva, o Comitê de Integração Financeira, em substituição ao Comitê de Gestão de Riscos. O Comitê é patrocinado pela Diretoria Financeira e composto por todos os gerentes executivos da área financeira, sendo convocados para discussões de temas específicos os gerentes executivos das áreas de negócios. Dentre as responsabilidades do Comitê de Integração Financeira está a de avaliar as exposições a riscos e estabelecer diretrizes para medir, monitorar e gerenciar o risco relacionado às atividades da Petrobras, cabendo à Diretoria Executiva decidir sobre os temas.



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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. A Companhia adota uma filosofia de gestão integrada de riscos, segundo a qual o foco da gestão não está nos riscos individuais – das operações ou das unidades de negócio – mas na perspectiva mais ampla e consolidada da corporação, capturando possíveis proteções naturais. Para a gestão de riscos de mercado/ financeiro são adotadas ações preferencialmente estruturais, criadas em decorrência de uma gestão adequada do capital e do endividamento da empresa, em detrimento da utilização de instrumentos derivativos. 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.

32.2 Risco de variação dos preços de petróleo e derivados a) Gerenciamento de risco de preços de petróleo e derivados

A Petrobras mantém, preferencialmente, a exposição ao ciclo de preços, não utilizando derivativos para a proteção de operações sistêmicas (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 Integração Financeira. 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.



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b) Principais transações e compromissos futuros protegidos por operações com derivativos As principais operações com instrumentos financeiros derivativos, realizadas pelas empresas do Sistema Petrobras, destinam-se à proteção dos resultados esperados das transações realizadas no exterior. Com esse objetivo, as operações com instrumentos derivativos 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. As operações de proteção patrimonial hedge liquidadas, durante o período de janeiro a dezembro de 2010 correspondiam a aproximadamente 97,88% do volume comercializado de importação e exportação a partir do Brasil mais o volume total das cargas comercializadas no exterior. As principais contrapartes de operações de derivativos de petróleo e derivados são a Bolsa Mercantil de Nova York (NYMEX), Intercontinental Exchange, Morgan Stanley, BNP Paribas, BP North America Chicago e Shell (Stasco).

c) Parâmetros utilizados para o gerenciamento de riscos 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. 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 2010, uma perda máxima estimada para um dia (VAR – Value at Risk), calculada a um nível de confiança de 95%, de aproximadamente US$ 18 milhões.



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d) Valor de referência (nocional) e valor justo dos instrumentos derivativos

A tabela a seguir resume as informações sobre os contratos de derivativos de petróleo e derivados vigentes.

Derivativos de petróleo e derivados

Vencimento

31.12.2010 31.12.2009 31.12.2010 31.12.2009

Contratos Futuros (8.570) (8.510) (42) (38) 2010 / 2011Compromissos de compra 19.921 25.882 - Compromissos de venda (28.491) (34.392) -

- Contratos de Opções (1.679) (1.150) (3) (2) 2010 / 2011Compra 1.446 (550) 1 (2)Posição Titular 1.646 - Posição Lançadora (200) (550) -

- Venda (3.125) (600) (4) - Posição Titular 2.070 250 - - Posição Lançadora (5.195) (850) - -

- - Contratos a termo 354 (1.075) (1) (7) 2010 / 2011Posição Comprada 979 987 - - Posição Vendida (625) (2.062) - -

0 0Total registrado em outros ativos e passivos circulantes (46) (47)

Consolidado

Valor de Referência (Nocional) em mil bbl*

Valor justo contabilizado

Vencimento

31.12.2010 31.12.2009 31.12.2010 31.12.2009

Contratos Futuros 84 162 - (2) 2010 / 2011Compromissos de compra 1.464 10.683 - - Compromissos de venda (1.380) (10.521) - -

Contratos de Opções (1.150) (2) 2010 / 2011

Compra (550) (2)Posição Titular 200 - - - Posição Lançadora (200) (550) - -

Venda - (600) - - Posição Titular 1.940 250 - - Posição Lançadora (1.940) (850) - -

Contratos a termo - 101 - - 2010Posição Comprada - 276 - - Posição Vendida - (175) - -

Total registrado em outros ativos e passivos circulantes - (4)

Controladora

Valor de Referência (Nocional) em mil bbl*


* Valor de Referência (Nocional) negativo representa posição vendida. ** As posições indicadas por hífen representam valores inferiores a R$ 500 mil.



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e) Ganhos e perdas no exercício

Derivativos de petróleo e derivados 2010 2009 2010 2009

Ganho (perda) registrado no resultado (4) (299) 24 172


f) Valor e tipo de margens dadas em garantia

As garantias dadas como colaterais se constituem, em geral, em depósitos. A tabela a seguir representa o saldo das margens dadas para a cobertura das operações de commodities transacionadas nas bolsas de valores e no mercado de balcão da Controladora e do Consolidado.

31.12.2010 31.12.2009 31.12.2010 31.12.2009

367 243 170 120


g) 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 2010, os cenários possível e remoto consideram a deterioração dos preços na variável de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data.

Brent Alta do Petróleo Brent (5) (64) (128)

Gasolina Alta da Gasolina (5) (53) (107) Óleo Combustível Alta do Óleo Combustível 11 (59) (118)

WTI Baixa do WTI (17) (424) (879)

Diesel Alta do Diesel (2) (195) (390)

Butano Baixa do Butano 1 (22) (44)

Cenário Possível ( de 25%)

Cenário Remoto( de 50%)

Derivativos de Mercado de petróleo e derivados

RiscoCenário Provável em

31.12.2010

h) Derivativos embutidos Os procedimentos para identificação de instrumentos derivativos em contratos visam o reconhecimento tempestivo, controle e adequado tratamento contábil a ser empregado, sendo aplicáveis às unidades da Petrobras e às suas subsidiárias e controladas. Os contratos com possíveis cláusulas de instrumentos derivativos ou títulos e valores mobiliários a serem realizados são comunicados, antes das assinaturas, para que haja orientação a respeito da realização eventual dos testes de efetividade, estabelecimento da política contábil a ser adotada e da metodologia para cálculo do valor justo.



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Os derivativos embutidos identificados no exercício foram: Venda de petróleo importado Contratos de venda de petróleo importado celebrados entre a Petrobras Singapore Private Limited (PSPL), controlada da Petrobras International Finance Company (PIFCo), e a Refinaria de Petróleo Riograndense S.A., controlada em conjunto pela Petrobras, consolidada na proporção da participação do capital social (33,20%). A operação consiste em venda de petróleo, cujas principais características residem no fato de que os preços a serem pagos em data futura são definidos (fixados) no momento das assinaturas dos contratos, em contraste com outras operações de mesma natureza em que os preços de liquidação são observados nas datas de entrega dos produtos, o que caracteriza de forma inconteste a existência de posição vendida de um contrato a termo de petróleo.

Valor de Referência (Nocional)em mil bbl*

Valor Justo VAR Vencimento

Contrato a TermoPosição vendida 400 3 1 2011 O derivativo embutido identificado foi mensurado a valor justo por meio do resultado e classificado no nível 1 na hierarquia da mensuração do valor justo. Venda de etanol Contrato de venda de etanol hidratado realizado entre a Petrobras International Finance (PIFCo), controlada pela Petróleo Brasileiro S.A (Petrobras), e a Toyota Tsusho Corporation. O contrato consiste em venda de etanol hidratado por uma fórmula de preço definida no momento da assinatura do contrato. A definição de preço de cada carregamento de etanol hidratado entregue neste contrato envolve duas cotações de referência distintas: etanol e nafta. O contrato estabelece início de entrega de carregamentos de álcool em 2012, pelo prazo de 10 anos. Entretanto, como existe cláusula contratual que permite renegociação de preços e distrato por qualquer uma das partes depois de cinco anos, se novo acordo não for alcançado, consideramos o prazo de apenas cinco anos como compromisso contratual firme para efeito de cálculo de valor de instrumento financeiro derivativo embutido. A quantidade contratual básica definida é de 143.000 m³ por ano.



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A fórmula de preço em questão utiliza como uma de suas referências a cotação de uma commodity que não mantém estrita relação de custo ou valor de mercado com o bem transacionado no contrato, segundo os critérios do pronunciamento técnico CPC 38 – Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração. Assim sendo, conforme orientações dessa norma, a parcela referente ao derivativo embutido deve ser isolada do contrato original e registrada nas demonstrações financeiras seguindo as mesmas regras aplicáveis aos demais instrumentos financeiros derivativos. O quadro abaixo representa o valor justo e o value at risk (VAR) do derivativo embutido para 31 de dezembro de 2010:

Valor de Referência (Nocional)

em mil m3 Valor Justo VAR Vencimento

Contrato a TermoPosição comprada 715 53 1 2016 O derivativo foi mensurado a valor justo por meio do resultado e classificado no nível 3 na hierarquia da mensuração do valor justo. A Companhia determinou o valor justo deste contrato baseado em práticas utilizadas no mercado, em que se apura a diferença entre os spreads de nafta e etanol. O preço de venda do etanol no contrato é referente ao mercado brasileiro (ESALQ). Os parâmetros utilizados no cálculo tiveram seus valores obtidos das cotações de mercado do preço do etanol e da nafta no mercado futuro da CBOT (Chicago Board of Trade) no último dia útil do período das demonstrações financeiras. Os ganhos apurados estão apresentados na demonstração do resultado como receita financeira.

32.3 Risco cambial

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. As oscilações nas taxas de câmbio podem ter um impacto negativo na condição financeira e resultados operacionais da Petrobras, já que a maioria das receitas da Companhia está em reais enquanto grande parte dos passivos está em moeda estrangeira.

a) Gerenciamento de riscos cambiais

No que se refere ao gerenciamento de riscos cambiais, a Petrobras busca identificá-los e tratá-los de forma integrada, visando garantir alocação eficiente dos recursos destinados à proteção patrimonial.



125

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 pode envolver o uso de instrumentos derivativos para minimizar a exposição cambial de certas obrigações da Companhia.

b) Principais transações e compromissos futuros protegidos por operações com derivativos Petrobras International Finance Company (PIFCo)

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).

Petrobras Distribuidora 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 100 % 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$ 342 milhões. Usina Termelétrica Norte Fluminense (UTE Norte Fluminense) A Companhia, visando assegurar que a oscilação significativa na cotação do dólar não afete seu resultado e fluxo de caixa, efetuou uma operação de hedge, no valor nominal de US$ 22 milhões, representando 50% do endividamento total em moeda estrangeira. Importante ressaltar que a UTE Norte Fluminense é administrada de forma compartilhada, consolidada pela Petrobras na proporção da participação do capital social (10%).



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Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. A Refinaria detém posições em aberto de instrumentos NDF (Contrato a termo de moeda sem entrega física) para a aquisição de petróleo importado no valor nocional de US$ 31 milhões. Adicionalmente, a Companhia adquiriu um empréstimo em dólares. Com o objetivo de evitar descasamento entre seus fluxos ativos e passivos, já que seus recebíveis estão concentrados em reais, a Refinaria efetuou uma operação de hedge, no valor nominal de R$ 3. Importante ressaltar que a Refinaria de Petróleo Riograndense é administrada de forma compartilhada, consolidada pela Petrobras na proporção da participação do capital social (33,20%).

c) Resultados obtidos em relação aos objetivos propostos e parâmetros utilizados para o gerenciamento de riscos

Petrobras International Finance Company (PIFCo)

A operação de proteção patrimonial hedge denominada cross currency swap segue a Deliberação CVM 604/09 que referendou os pronunciamentos CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração e CPC 39 - Instrumentos Financeiros: Apresentação. 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. Petrobras Distribuidora 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 entre janeiro e dezembro de 2010 representou 52,74% de todo o volume exportado pela Petrobras Distribuidora no período. As liquidações de todas as operações vencidas entre 1º. de janeiro e 31 de dezembro de 2010 geraram um resultado positivo para a Companhia de R$ 10.



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A Ipiranga Asfaltos S.A. (subsidiária da BR Distribuidora) contratou NDFs na posição vendida em dólares para garantir receitas em reais de clientes estrangeiros com cartas de crédito. Entre janeiro e dezembro de 2010 foram contratados operações no total de US$ 2,54 milhões. No mesmo período, as liquidações ocorridas geraram um resultado positivo de R$ 527 mil.


A tabela a seguir 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.

Derivativos de Moeda Estrangeira

VencimentoValor em Risco R$

*

31.12.2010 31.12 .2009 31.12.2010 31.12.2009

Contratos a termo de dólar

Posição Comprada USD 53 USD 22 (2) - 2011 - USD 53 USD 22 (2) -

Posição Vendida USD 61 USD 76 4 2 2011 1 USD 61 USD 76 4 2

Cross Currency Swap 192 113 2016 9Posição ativa

Taxa Média de Recebimento (JPY) = 2,15% a.a. JPY 35.000 JPY 35.000 783 711

Posição passiva

Taxa Média de Pagamento (USD) = 5,69% a.a. USD 298 USD 298 (591) (598)

194 115

Valor de Referência (Nocional)

em $ mi lhõesVa lor justo

R$ **

Consolidado

* Valor em Risco = perda máxima esperada em 1 dia com 95% de confiança em condições normais de mercado. ** Os valores justos negativos foram contabilizados no passivo e os positivos no ativo. Principais contrapartes da operação: Citibank, HSBC e Bradesco. *** As posições indicadas por hífen representam valores inferiores a R$ 500 mil.


Derivativos de moeda estrangeira 2010 2009 2010 2009

Ganho (perda) registrado no resultado 7 (74)Ganho (perda) registrado no patrimônio líquido (10) 0 27

0



As operações existentes de derivativos de moeda estrangeira não exigem depósito de margem de garantia.



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g) Análise de sensibilidade A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para o valor justo dos derivativos de moeda estrangeira, empréstimos, aplicações financeiras em moeda estrangeira e derivativos incluídos nos fundos exclusivos de investimento da Petrobras. O cenário provável é o valor justo em 31 de dezembro de 2010, 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) (2) (3 .453)

Contratos a termo de dólar Valorização do Dólar frente ao Real 4 (22) (47) Cross Currency Swap Desvalorização do lene frente ao Dólar 192 36 (69)

Consolidado

Derivativos de Moeda Estrangeira RiscoCenário Provável

em 31.12 .2010Cenário Possível

( de 25%)Cenário Remoto

( de 50%)

Dívida de Moeda Estrangeira * RiscoCenário Provável em

31.12.2010Cenário Possível

( de 25%) Cenário Remoto

( de 50%)

Real 1 Valorização do Dólar frente ao Real 23.906 5.976 11.953

Dólar Valorização do Dólar frente ao Real 46.870 11.718 23.435

Euro Valorização do Euro frente ao Real 214 53 107

Yen Valorização do Yen frente ao Real 2.734 684 1.367

73.724 18.431 36.862

1 - Financiamentos em moeda nacional parametrizada à variação do dólar.

Aplicação Financeira* RiscoCenário Provável em

31.12.2010Cenário Possível

( de 25%) Cenário Remoto

( de 50%)

em moeda estrangeira Valorização do Real frente ao Dólar 13.343 (3.336) (6.671)

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.

32.4 Risco de taxa 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. Se as taxas de juros do mercado (principalmente LIBOR) subirem, as despesas financeiras da Companhia aumentarão, o que poderá causar um impacto negativo nos resultados operacionais e posição financeira. 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.



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Gerenciamento de riscos de taxa de juros

A Petrobras considera que a exposição às flutuações das taxas de juros não acarreta impacto relevante, de forma que, preferencialmente, a companhia não utiliza instrumentos financeiros derivativos para gerenciar esse tipo de risco; exceto em função de situações específicas apresentadas por empresas do Sistema Petrobras.

a) Principais transações e compromissos futuros protegidos por operações com derivativos

Petrobras & Mitsui Drilling International B.V.(P&M) A Petrobras & Mitsui (P&M), sociedade de propósito específico, controlada pela Petrobras, contratou uma operação denominada swap de taxa de juros, no valor nominal de US$ 486,668 milhões. A operação foi usada para transformar uma obrigação (financiamento) atrelada a uma taxa flutuante, em taxa fixa, com o objetivo de eliminar o descasamento entre os fluxos de caixa ativos e passivos da P&M. A companhia não tem intenção de liquidar a operação antes de seu vencimento. A P&M adotou a metodologia de contabilização de operações de hedge (hedge accounting) para a relação entre o financiamento e o derivativo.

O quadro abaixo representa os valores nocional e justo da operação para 31 de dezembro de 2010:

Valor de Referência (Nocional) Valor Justo VencimentoContrato a TermoPosição comprada 811 14 2020

32.5 Risco de crédito

A Petrobras está exposta ao risco de crédito de clientes e de instituições financeiras, decorrente de suas operações comerciais e da administração de seu caixa. Tais riscos consistem na possibilidade de não recebimento de vendas efetuadas e de valores aplicados, depositados ou garantidos por instituições financeiras. Objetivos e estratégias de gerenciamento de riscos de crédito A gestão do risco de crédito na Petrobras faz parte do gerenciamento dos riscos financeiros, que é realizado pelos diretores da Companhia, segundo uma política corporativa de gerenciamento de riscos. As Comissões de Crédito, que foram instituídas a partir de decisão da Diretoria Executiva são compostas, cada uma, por três membros, sendo presidida pelo Gerente Executivo do Planejamento Financeiro e Gestão de Riscos e os demais membros são o Gerente Executivo de Finanças e o Gerente Executivo da área comercial de contato com o cliente ou com a Instituição financeira.



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As Comissões de Crédito têm por finalidade analisar as questões vinculadas à gestão do crédito, tanto no que diz respeito à sua concessão, quanto à sua administração; promover a integração entre as unidades que as compõem; identificar as recomendações a serem aplicadas nas unidades envolvidas ou submetidas à apreciação das instâncias superiores.

A política de gestão de risco de crédito faz parte da política global de gestão de riscos do Sistema Petrobras e visa conciliar a necessidade de minimizar a exposição ao risco de crédito e de maximizar o resultado das vendas e operações financeiras, mediante processo de análise, concessão e gerenciamento dos créditos de forma eficiente. A Petrobras somente concede crédito a partir do interesse comercial e unicamente para a aquisição de seus produtos. Parâmetros utilizados para o gerenciamento de riscos de crédito A Petrobras utiliza, na gestão de riscos de crédito, parâmetros quantitativos e qualitativos adequados a cada um dos segmentos de mercado em que atua. A carteira de crédito comercial da Companhia, que supera US$ 37 bilhões, é bastante diversificada, estando os créditos concedidos divididos entre clientes do mercado interno do país e de mercados do exterior. Entre os principais clientes encontram-se as grandes empresas do mercado de petróleo, consideradas majors e as subsidiárias do Sistema Petrobras, beneficiárias de cerca de 28% e 44% do crédito total concedido, respectivamente. As instituições financeiras são beneficiárias de aproximadamente US$ 37 bilhões, distribuídos entre os principais bancos internacionais considerados pelas classificadoras internacionais de riscos como Grau de Investimento e os mais importantes bancos brasileiros. Garantias utilizadas no gerenciamento de riscos de crédito As vendas a prazo para clientes considerados de alto risco só são efetuadas através do recebimento de garantias. Para tanto, a Companhia aceita cartas de crédito emitidas no exterior, fianças bancárias emitidas no Brasil, hipotecas e cauções. Para clientes considerados de médio risco, também são aceitas fianças e avais dos sócios das empresas, tanto pessoas físicas quanto jurídicas. Somente são aceitas garantias emitidas por instituições financeiras que disponham de crédito disponível, estabelecido conforme os parâmetros adotados pela Companhia.



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A tabela abaixo representa a exposição máxima ao risco de crédito para 31 de dezembro de 2010.

Garantias 3.469

Derivativos 9

Aplicações Financeiras 11.741

32.6 Risco de liquidez

A Petrobras utiliza seus recursos principalmente com despesas de capital, pagamentos de dividendos e refinanciamento da dívida. Historicamente, as condições são atendidas com recursos gerados internamente, dívidas de curto e longo prazos, financiamento de projetos, transações de vendas e arrendamento. Estas origens de recursos somadas à forte posição financeira da Companhia continuarão a permitir o cumprimento dos requisitos de capital estabelecidos.

Gerenciamento de risco de liquidez

A política de gerenciamento de risco de liquidez adotada pela Companhia prevê a continuidade do 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. A Petrobras financia o capital de giro assumindo 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 por meio de dívidas de longo prazo como emissão de bônus no mercado internacional, agências de crédito, financiamento e pré-pagamento de exportação, bancos de desenvolvimento do Brasil e do exterior e linhas de crédito com bancos comerciais nacionais e internacionais. Fluxo nominal de principal e juros dos financiamentos A tabela a seguir representa os vencimentos dos financiamentos a curto, médio e longo prazos para 31 de dezembro de 2010.

Vencimento Consolidado Controladora

2011 21.969 4.251

2012 14.397 5.014

2013 11.667 3.290

2014 12.021 4.524

2015 15.626 5.015

2016 24.805 14.817

2017 em diante 74.645 22.164

175.129 59.076

31/12/2010



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Regulação do Governo Adicionalmente, o Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão controla o valor total das dívidas que a Petrobras e suas subsidiárias podem incorrer, no decurso do processo de aprovação do orçamento anual. A Companhia e suas subsidiárias devem também, antes da assunção de dívidas de médio e longo prazos, obter a aprovação da Secretaria do Tesouro Nacional. Os empréstimos que excederem os valores orçados para cada exercício precisarão ser aprovados pelo Senado Federal.

32.7 Aplicações financeiras (operações com derivativos)

A Petrobras detém aplicações financeiras, representadas por quotas de fundos exclusivos, com parte de seus recursos aplicados em operações com derivativos (contratos futuros de dólar norte-americano e de Depósito Interbancário) com garantia da Bolsa de Mercadorias & Futuros (BM&F). A tabela a seguir representa os valores de mercado das operações com derivativos contidas nos fundos de investimento exclusivos em 31 de dezembro de 2010.

Contrato QuantidadeValor de

Referência (Nocional)

Valor Justo (*) Vencimento

DI Futuro (75.668) (6.694) (5) 2011 à 2013

Posição comprada 59.867 5.562 1

Posição vendida (135.535) (12.256) (6)

Dólar Futuro 1.050 87 - 2010/2011

Posição comprada 1.773 148 (1)

Posição vendida (723) (61) 1

Futuros (Treasure Notes) (10) 10 - 2011

Posição Comprada 72 24 2

Posição vendida (82) (14) (2)

Eurodollar

Posição comprada 25 10 - 2012

Swap - - - 2011

Posição ativa - 5 -

Posição passiva - (5) -

(*) As posições indicadas por hífen representam valores inferiores a R$ 500 mil.



133

33 Valor justo dos ativos e passivos financeiros

Os valores justos são determinados com base em cotações de preços de mercado, quando disponíveis, ou, na falta destes, no valor presente de fluxos de caixa esperados. Os valores justos de caixa e equivalentes a caixa, de contas a receber de clientes, da dívida de curto prazo e de contas a pagar a fornecedores são equivalentes aos seus valores contábeis. Os valores justos de outros ativos e passivos de longo prazo não diferem significativamente de seus valores contábeis.

O valor justo estimado para os empréstimos de longo prazo da Controladora e do Consolidado, em 31 de dezembro de 2010, era, respectivamente, R$ 37.365 e R$ 105.842 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$ 36.430 e R$ 102.051.

A hierarquia dos valores justos dos ativos e passivos financeiros da Companhia registrado a valor justo em base recorrente, em 31 de dezembro de 2010, está demonstrada a seguir:

31.12.2010

Preços cotados emmercado ativo

(Nível I)

Técnica de valoração suportada por preços observáveis (Nível II)

Técnica de valoração sem o uso de preços

observáveis (Nível III)


Ativos Títulos e valores mobiliários 30.954 - - 30.954

Derivativos de Moeda Estrangeira - 196 - 196

Derivativos de commodities 23 2 53 78

Derivativos de juros 7 - - 7 Total dos ativos 30.984 198 53 31.235

PassivosDerivativos de Moeda Estrangeira 0 (2) 0 (2)Derivativos de commodities (65) (3) - (68)Total dos passivos (65) (5) - (70)

Valor justo medido com base em



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34 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 2010 podem ser assim demonstradas:

Ativo Consolidado Controladora

Instalações, equipamentos e produtos em estoqueIncêndio e riscos

operacionais 116.682 103.215

Navios-tanque e embarcações auxiliares Cascos 2.524

Plataformas fixas, sistemas flutuantes de produção e unidades de perfuração marítimas Riscos de petróleo 40.446 20.512

Total 159.652 123.727

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.



135

35 Segurança, meio ambiente , eficiência energética e saúde Em 2010, os principais indicadores de segurança, meio ambiente e saúde da Petrobras mantiveram-se compatíveis com os das melhores empresas mundiais do setor, não tendo registro de ocorrência significativa de impacto ao meio ambiente. Adicionalmente, a Companhia aprovou metas e indicadores corporativos relacionados à intensidade de emissões e de energia, participou de fóruns relacionados à questão da mudança climática e contribuiu para o controle do desastre ocorrido no Golfo do México, nos Estados Unidos da América. Esse desempenho contribuiu para que a Petrobras se mantivesse, pelo quinto ano consecutivo, no seleto grupo de empresas que compõem o Índice Dow Jones de Sustentabilidade, além de ser uma das vencedoras do prêmio internacional Carbon Leadership Awards, realizado pela revista The New Economy, na categoria Melhor Relatório de Emissões. A Petrobras investe continuamente em treinamento, capacitação e desenvolvimento de novas tecnologias visando à prevenção de acidentes e à segurança e saúde dos trabalhadores, além de manter no país dez Centros de Defesa Ambiental, de prontidão 24 horas por dia para poder responder com rapidez e eficácia a qualquer acidente com derramamento de óleo, inclusive no pré-sal. Os gastos totais da Companhia em 2010, considerando investimentos e operações, atingiram o montante de R$ 4.561, sendo R$ 1.696 em segurança, R$ 1.947 em meio ambiente, R$ 345 em saúde e R$ 573 em gastos do Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional – PEGASO, não estando computados os gastos com Assistência Multidisciplinar de Saúde - AMS e com apoio a programas e projetos ambientais externos. Adicionalmente, foram investidos cerca de R$ 112 em atividades ligadas a eficiência energética.

36 Eventos subsequentes Captações da PifCo Em 27 de janeiro de 2011, a Petrobras International Finance Company – PifCo, concluiu a emissão de US$ 6 bilhões em títulos do tipo Global Notes no mercado internacional de capitais, com vencimentos em 27 de janeiro de 2016, 2021 e 2041, taxas de juros de 3,875%, 5,375% e 6,750% a.a., respectivamente, e pagamento semestral de juros a partir de 27 de julho de 2011. Os recursos captados serão utilizados para fins corporativos e para o financiamento dos investimentos previstos no Plano de Negócios 2010-2014, sendo mantidos uma estrutura adequada de capital e o grau de alavancagem financeira em linha com as metas da Companhia



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Esse financiamento teve custos de emissão de aproximadamente US$ 18 milhões, deságio de US$ 21 milhões e taxa de juros efetiva de 4,01%, 5,44% e 6,84% a.a., respectivamente. Os Global Notes constituem-se em obrigações não garantidas unsecured e não subordinadas da PifCo e contam com a garantia completa e incondicional da Petrobras. Opção de compra da Companhia Mexilhão do Brasil - projeto Mexilhão Em 12 de janeiro de 2011, a Petrobras exerceu a opção de compra das ações da SPE Companhia Mexilhão do Brasil e passou a garantir o financiamento contratado pela SPE com o BNDES. Incorporação da Comperj Petroquímicos Básicos S.A. e da Comperj PET S.A. na Petrobras. Em 31 de janeiro de 2011, a AGE da Petrobras aprovou a incorporação da Comperj Petroquímicos Básicos S.A e da Comperj PET S.A. ao seu patrimônio, sem aumento do capital social. Com a incorporação dessas empresas, a estrutura societária do Comperj será simplificada, minimizando custos e favorecendo a realocação de investimentos. Participação especial dos campos de Albacora, Carapeba, Cherne, Espadarte, Marimbá, Marlim, Marlim Sul, Namorado, Pampo e Roncador – Bacia de Campos A Participação Especial foi estabelecida pela Lei do Petróleo 9.478/97, e é recolhida como forma de compensação pelas atividades de produção de petróleo, incidindo sobre os campos produtores de grandes volumes. A metodologia do cálculo empregada pela Petrobras na apuração da Participação Especial devida para os campos citados baseia-se em interpretação juridicamente legítima da Portaria 10 de 14 de janeiro de 1999, da Agência Nacional de Petróleo - ANP. Em 7 de fevereiro de 2011, a Petrobras foi notificada pela ANP, que instaurou processo administrativo e estabeleceu o pagamento de novas verbas consideradas devidas para o período entre o 1º. trimestre de 2005 e o 1º. trimestre de 2010, referentes a valores que teriam sido recolhidos a menor pela concessionária, totalizando R$ 365 (valor do principal, sem multa e juros). A Petrobras, em 22 de fevereiro de 2011, apresentou defesa ao processo administrativo, requerendo que seja julgada improcedente a autuação, uma vez que os fatos sobre os quais se baseia a ANP para concluir pela irregularidade do recolhimento da Participação Especial não correspondem à realidade. Caso a decisão administrativa da ANP seja mantida, a Petrobras avaliará a possibilidade de ação judicial para suspender e anular a cobrança das diferenças da Participação Especial.


Conselho de Administração e Diretoria Executiva

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CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

GUIDO MANTEGA Presidente

FÁBIO COLLETTI BARBOSA Conselheiro

MÁRCIO PEREIRA ZIMMERMANN Conselheiro

FRANCISCO ROBERTO DE ALBUQUERQUE

Conselheiro

JOSÉ SERGIO GABRIELLI DE AZEVEDO Conselheiro

SÉRGIO FRANKLIN QUINTELLA Conselheiro

JORGE GERDAU JOHANNPETER Conselheiro

LUCIANO GALVÃO COUTINHO 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

Parecer dos auditores independentes registrados no PCAOB (*) (Tradução livre do original em inglês) Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Petró1eo Brasileiro S.A. – Petrobras Auditamos os balanços os patrimoniais consolidados da Petró1eo Brasileiro S.A. - Petrobras e subsidiárias ("Companhia") em 31 de dezembro 2010 e 2009, e as respectivas demonstrações dos resultados, das mutações do patrimônio liquido e do resultado abrangente e os fluxos de caixa para cada um dos exercícios no período de três anos findos em 31 de dezembro de 2010. Também realizamos auditoria sobre os controles internos da Companhia referentes ao processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2010, com base no critério estabelecido no Controle Interno - Estrutura Integrada emitido pelo Conselho da Organização Patrocinadora da Comissão de Treadway (COSO). A administração da Companhia e responsável por essas demonstrações contábeis consolidadas, por manter controles internos efetivos sobre as demonstrações contábeis consolidadas e pela avaliação da efetividade dos controles internos sobre as demonstrações contábeis incluídas no Relatório da Administração sobre Controles Internos referentes ao processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis consolidadas. Nossa responsabilidade é expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis consolidadas e uma opinião sobre os controles internos da Companhia referentes ao processo de preparação e elaboração das demonstrações contábeis consolidadas com base em nossas auditorias. Nossas auditorias foram conduzidas de acordo com as normas do Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias Abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB - Public Company Accounting Oversight Board). Estas normas requerem que uma auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis consolidadas não contém erros materiais e de que os controles internos referentes ao processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis são efetivos em todos os aspectos materiais. Nossa auditoria das demonstrações contábeis consolidadas compreende ainda a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados nas demonstrações contábeis consolidadas, a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pela administração, bem como da apresentação das demonstrações contábeis consolidadas tomadas em conjunto. Nossa auditoria sobre os controles internos relativos ao processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis incluem obter um entendimento dos controles internos sobre demonstrações contábeis consolidadas, avaliar o risco de que uma fraqueza material existe e teste e avaliação do desenho e efetividade operacional dos controles internos baseados na avaliação de risco. Nossas auditorias também incluíram a realização de outros procedimentos que consideramos necessários nas circunstâncias. Acreditamos que nossas auditorias proporcionam uma base adequada para emitirmos nossas opiniões.

Os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis consolidadas de uma Companhia são elaborados para garantir segurança razoável quanto à confiabilidade da sua preparação para fins externos de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis consolidadas incluem aquelas políticas e procedimentos que (1) se referem à manutenção dos registros que, com detalhe razoável, refletem com exatidão e clareza as transações e vendas dos ativos; (2) forneçam segurança razoável de que as transações são registradas conforme necessário para permitir a preparação das demonstrações contábeis consolidadas de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos, e que recebimentos e gastos vêm sendo feitos somente com autorizações da administração e diretores da Companhia; e (3) forneçam segurança razoável relativa à prevenção ou a detecção oportuna da aquisição, uso ou venda não autorizada dos ativos que possam ter um efeito material sobre as demonstrações contábeis consolidadas. Devido as suas limitações inerentes, os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis consolidadas podem não evitar ou detectar erros. Além disso, projeções de qualquer avaliação de efetividade para períodos futuros estão sujeitas ao risco de que os controles possam tornar-se inadequados devido a mudanças nas condições, ou devido ao fato de que o grau de conformidade com as políticas e procedimentos pode diminuir. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis consolidadas referidas anteriormente representam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição financeira da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e subsidiárias em 31 de dezembro de 2010 e 2009, os resultados de suas operações e seus fluxos de caixa para cada um dos exercícios no período de três anos findos em 31 de dezembro de 2010, de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América. Adicionalmente, em nossa opinião, a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e subsidiárias mantiveram, em todos os aspectos relevantes, controles internos efetivos sobre o processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2010, com base no critério estabelecido no COSO. /s/ KPMG Auditores Independentes KPMG Auditores Independentes Rio de Janeiro, Brasil 15 de março de 2011 (*) Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias Abertas nos Estados Unidos (PCAOB - "Public Company Accounting Oversight Board'').



EXERCÍCIO 2010

ANEXO IV NÚCLEO FIXO 11.1 - Análise sobre o ambiente governamental, contemplando, no mínimo: 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. 11.2 - Informações sobre as transferências mediante convênio, acordo, ajuste, termo de parceria ou outros instrumentos congêneres, bem como a título de subvenção, auxílio ou contribuição, cujos valores sejam superiores a R$ 1milhão, conforme item 6 da Parte A deste Anexo II . 11.3 - Informações sobre os contratos de bens e serviços e patrocínios, conforme a seguinte escala de valores: a) contratos de patrocínios com valores a partir de R$ 200 mil; b) contratos precedidos de licitação na modalidade de CONVITE com valores a partir de R$ 7 milhões; c) contratos firmados com DISPENSA DE LICITAÇÃO com valores a partir de R$ 2,5 milhões; d) contratos firmados mediante INEXIBILIDADE DE LICITAÇÃO com valores a partir de R$ 2 milhões; e) pedidos e contratos de MATERIAIS com valores a partir de R$ 500 mil; e f) todos os contratos precedidos das modalidades de licitação de CONCORRÊNCIA, TOMADA DE PREÇOS. 11.4 - Informações sobre providências adotadas para dar cumprimento às determinações do TCU ou as justificativas para o caso de não cumprimento.




EXERCÍCIO 2010

ANEXO V

NÚCLEO FIXO 11.5 - Parecer da unidade de auditoria interna ou do auditor interno, conforme disposto no Decreto Federal nº 3.591/2000, com manifestação sobre 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. 11.6 - Certificação 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.D.1.

CFB0

Rectangle

CFB0

Rectangle

CFB0

Rectangle



EXERCÍCIO 2010

ANEXO VI

2. NÚCLEO VARIÁVEL 2.1 - Demonstrações financeiras, inclusive notas explicativas, 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

NÚCLEO VARIÁVEL 2.8 - Demonstrações financeiras, inclusive notas explicativas, auditadas por auditores independentes das subsidiárias: Termorio S.A. Sociedade Fluminense de Energia Ltda - SFE Termomacaé Ltda Termoceará Ltda Petrobras Comercializadora de Energia Ltda - PECEL FAFEN Energia S.A.

Petrobras International Finance Company (Subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Demonstrações contábeis Exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 com Parecer dos Auditores Independentes (Tradução livre do relatório original emitido em inglês)

2

Petrobras International Finance Company (Subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Demonstrações Contábeis


Índice

Parecer dos Auditores Independentes sobre as Demonstrações Contábeis ...................... 3 - 4 Demonstrações Contábeis Auditadas Balanços Patrimoniais ...................................................................................................... 5 - 6 Demonstrações dos Resultados .............................................................................................. 7 Demonstrações das Mutações do Passivo a descoberto (Controladora) ................................ 8 Demonstrações dos Fluxos de Caixa...................................................................................... 9 Demonstrações do Valor Adicionado .................................................................................. 10 Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis ......................................................... 11 - 43

3

Parecer dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis (Tradução livre do relatório original emitido em inglês) À Diretoria Executiva e ao Acionista da Petrobras International Finance Company - PifCo (Subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

1. Examinamos as demonstrações contábeis individuais e consolidadas da Petrobras International Finance Company - PifCo (“Companhia”), identificadas como Controladora e Consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2010 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do passivo a descoberto e dos fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas. Responsabilidade da administração sobre as demonstrações contábeis

2. A administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis individuais de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e das demonstrações contábeis consolidadas de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS), emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB, e de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, assim como pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Responsabilidade dos auditores independentes


4. Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis da Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Companhia. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.


4

Opinião sobre as demonstrações contábeis individuais

6. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petrobras International Finance Company - PifCo em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Opinião sobre as demonstrações contábeis consolidadas

7. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira consolidada da Petrobras International Finance Company - PifCo e suas controladas em 31 de dezembro de 2010, o desempenho consolidado de suas operações e os seus fluxos de caixa consolidados para o exercício findo naquela data, de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board – IASB e as práticas contábeis adotadas no Brasil. Ênfases

8. Conforme descrito na Nota Explicativa nº 2, as demonstrações contábeis individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da Petrobras International Finance Company - PifCo essas práticas diferem do IFRS, aplicável às demonstrações contábeis separadas, somente no que se refere à avaliação dos investimentos em controladas, pelo método de equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria custo ou valor justo.

9. Conforme mencionado na Nota Explicativa nº 1, a Sociedade foi constituída com o objetivo de atender as necessidades das operações e o plano de negócio da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras. Estas demonstrações contábeis devem ser lidas neste contexto. Demonstrações do valor adicionado

10. Examinamos, também, as demonstrações individuais e consolidadas do valor adicionado (DVA), referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2010. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.


KPMG Auditores Independentes CRC SP-14428/O-6 F-RJ Manuel Fernandes Rodrigues de Sousa Accountant CRC-RJ-052428/O-2

Petrobras International Finance Company (Subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Balanços Patrimoniais Em 31 de dezembro de 2010 e 2009 (Em milhares de dólares norte-americanos)


Consolidado Controladora 2010 2009 2010 2009 Ativo Circulante Caixa e equivalentes de caixa (Nota 5) 1,197,441 953,179 1,110,795 671,012 Títulos e valores mobiliários (Notas 6 e 7) 2,429,400 2,546,811 2,429,400 2,546,811 Contas a receber

Partes relacionadas (Nota 7) 5,891,030 15,986,051 6,233,477 16,155,880 Outros 927,663 553,081 652,003 329,988

Estoques (Nota 8) 1,022,954 1,223,267 704,596 1,094,888 Pagamento antecipado de exportação – partes

relacionadas (Nota 7) 70,444 382,827 - 313,111 Depósitos vinculados a garantias e outros (Nota 9) 261,264 127,401 263,202 130,726 11,800,196 21,772,617 11,393,473 21,242,416 Não-circulante

Realizável a longo-prazo Títulos e valores mobiliários (Notas 6 e 7) 2,728,991 2,490,325 2,728,991 2,490,325 Títulos a receber - partes relacionadas (Nota 7) 3,067,332 1,635,117 3,067,332 1,635,117 Pagamento antecipado de exportação - partes

relacionadas (Nota 7) 194,440 263,480 - - Despesas antecipadas - - 1,968 2,668 Depósitos vinculados a garantias (Nota 9) 134,198 134,198 134,198 134,198 6,124,961 4,523,120 5,932,489 4,262,308 Investimentos em controladas (Nota 10) - - 100,402 86,972 Imobilizado 837 1,140 - - 837 1,140 100,402 86,972 Total do ativo 17,925,994 26,296,877 17,426,364 25,591,696

Petrobras International Finance Company (Subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Balanços Patrimoniais Em 31 de dezembro de 2010 e 2009 (Em milhares de dólares norte-americanos)


Consolidado Controladora 2010 2009 2010 2009 Passivo e passivo a descoberto Circulante Contas a pagar Partes relacionadas (Nota 7) 2,169,365 1,684,855 2,117,016 1,628,619 Outros 1,015,780 1,436,399 829,749 1,120,679 Títulos a pagar - partes relacionadas (Nota 7) - 7,862,042 - 7,862,042 Financiamentos (Nota 11) 1,973,287 1,482,820 1,973,287 1,482,820 Parcela corrente dos financiamentos de longo prazo

(Nota 11) 384,173 473,290 316,349

406,536 Juros provisionados (Nota 11) 274,022 199,469 271,978 197,092 Outros passivos circulantes (Nota 7) 74,581 34,564 74,222 29,317 5,891,208 13,173,439 5,582,601 12,727,105 Não-circulante Financiamentos de longo prazo (Nota 11) 12,377,262 13,203,287 12,186,239 12,944,440 Passivo a descobeto Ações autorizadas e emitidas

Ações ordinárias - 300,050,000 ações com valor nominal de US$ 1 (Nota13) 300,050 300,050 300,050 300,050

Prejuízos acumulados (627,878) (367,233) (627,878) (367,233) Ajuste de Avaliação Patrimonial

Perda com hedge de fluxo de caixa (14,648) (12,666) (14,648) (12,666)

(342,476)

(79,849)

(342,476)

(79,849) Total do passivo e do passivo a descoberto 17,925,994 26,296,877 17,426,364 25,591,696

Petrobras International Finance Company (Subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Demonstrações dos Resultados Exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 (Em milhares de dólares norte-americanos, exceto o (prejuízo)/lucro por ação)


Consolidado Controladora 2010 2009 2010 2009 Receita de vendas: Venda de petróleo, produtos derivados de petróleo e serviços

Partes relacionadas (Nota 7) 17,417,211 15,728,847 15,082,544 16,308,089 Outras 17,342,259 13,121,152 13,243,340 9,924,661 34,759,470 28,849,999 28,325,884 26,232,750 Custo das vendas Partes relacionadas (Nota 7) (14,227,465) (11,899,415) (13,712,201) (12,410,964) Outras (20,001,888) (15,925,876) (14,190,976) (12,889,609)

(34,229,353) (27,825,291) (27,903,177) (25,300,573)

Lucro bruto 530,117 1,024,708 422,707 932,177

Receitas (despesas)

Despesas com vendas, gerais e administrativas Partes relacionadas (Nota 7) (189,162) (197,315) (191,201) (204,765)

Outras (292,589) (220,547) (204,350) (172,207) Outras despesas operacionais, líquidas (Nota 12) (48,029) (27,117) (47,724) (13,118)

(529,780) (444,979) (443,275) (390,090)

Receitas (despesas) antes do resultado financeiro 337 579,729 (20,568) 542,087 Receitas financeiras Partes relacionadas (Nota 7) 563,994 1,415,010 545,247 1,392,219 Derivativos nas vendas e transações financeiras

Partes relacionadas (Nota 7) 6,109 54,398 39,909 94,961 Outras (Nota 15) 142,391 213,683 142,391 213,683

Investimentos financeiros 213,226 296,096 212,762 295,709 Outras 18,236 18,283 9,452 9,428

943,956 1,997,470 949,761 2,006,000

Despesas financeiras Partes relacionadas (Nota 7) (107,466) (936,828) (107,478) (936,912) Derivativos nas vendas e transações financeiras

Partes relacionadas (Nota 7) (4,438) (27,837) (34,481) (31,466) Outras (Nota 15) (163,753) (373,899) (160,694) (373,899)

Financiamentos (892,168) (657,407) (865,468) (626,735) Despesas com extinção de dívida - (50,408) - (50,408) Outras (34,266) (43,703) (32,752) (42,683)

(1,202,091) (2,090,082) (1,200,873) (2,062,103) Variação cambial, líquida (2,847) 400 (2,395) 222

Resultado financeiro, líquido (260,982) (92,212) (253,507) (55,881)

Resultado de equivalência patrimonial - - 13,430 1,311

(Prejuízo)/lucro líquido do exercício (260,645) 487,517 (260,645) 487,517 (Prejuízo)/lucro líquido do exercício por ação –

Básico e diluído em US$ (0.87) 1.62 (0.87) 1.62

Petrobras International Finance Company (Subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Demonstrações do Passivo a Descoberto (Controladora) Exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 (Em milhares de dólares norte-americanos)


8

Capital social

Ajuste de Avaliação

Patrimonial

Prejuízos

acumulados

Passivo a

descoberto

Em 1º de janeiro de 2009 300,050 (39,092) (854,750) (593,792) Lucro líquido do exercício - - 487,517 487,517 Ganho com hedge de fluxo de caixa - 26,426 - 26,426 Em 31 de dezembro de 2009 300,050 (12,666) (367,233) (79,849) Prejuízo do exercício - - (260,645) (260,645) Perda com hedge de fluxo de caixa - (1,982) - (1,982) Em 31 de dezembro de 2010 300,050 (14,648) (627,878) (342,476)

Petrobras International Finance Company (Subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Demonstrações dos Fluxos de Caixa Exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 (Em milhares de dólares norte-americanos)


9

Consolidado Controladora 2010 2009 2010 2009

Fluxos de caixa das atividades operacionais (Prejuízo)/ lucro líquido do exercício (260,645) 487,517 (260,645) 487,517 Ajustes: Depreciação, amortização de despesas antecipadas e despesas

na emissão de financiamentos 25,113 76,057 24,222 75,112 Participação no resultado de controladas - - (13,430) (1,311)

Perda com ajuste realizável de estoques (Nota 8) (318) (144,548) (108) (144,677) Redução/(aumento) de ativos Contas a receber Partes relacionadas 10,095,021 8,169,024 9,922,403 8,099,242 Outros (374,537) (63,311) (321,970) 100,714 Pagamento antecipado de exportação - partes relacionadas 381,423 100,986 313,111 10,692 Outros ativos 220,047 71,582 411,201 145,602 Aumento/(redução) de passivos Contas a pagar Partes relacionadas 484,510 (27,215) 488,397 (60,985) Outros (420,619) 800,422 (290,930) 557,201 Outros passivos 95,735 (73,411) 100,957 (92,406)Recursos líquidos gerados na atividade operacional 10,245,730 9,397,103 10,373,208 9,176,701

Fluxos de caixa das atividades de investimento Títulos e valores mobiliários, líquidos (121,255) (438,612) (121,255) (438,612) Títulos a receber - partes relacionadas, líquidos (1,534,676) (47,155) (1,534,676) (47,155)

Outros (73) (423) - -

Recursos líquidos utilizados em atividades de investimento (1,656,004) (486,190) (1,655,931) (485,767) Fluxos de caixa das atividades de financiamento Financiamentos de curto prazo, líquidos de emissões e

pagamentos (9,533) 1,482,820 (9,533) 1,482,820 Recursos oriundos da emissão de financiamentos de longo prazo - 12,350,000 - 12,350,000 Pagamentos do principal de financiamentos de longo prazo (480,608) (4,697,769) (412,638) (4,630,819) Empréstimos de curto prazo - partes relacionadas, líquidos (7,855,323) (17,380,479) (7,855,323) (17,380,479)Recursos líquidos utilizados pelas atividades de financiamento (8,345,464) (8,245,428) (8,277,494) (8,178,478) Aumento no caixa e equivalentes de caixa 244,262 665,485 439,783 512,456Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 953,179 287,694 671,012 158,556 Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 1,197,441 953,179 1,110,795 671,012 Informações adicionais ao fluxo de caixa

Valores pagos e recebidos durante o exercício

Juros pagos durante o ano 931,685 1,658,154 904,652 1,627,153Juros recebidos durante o ano 209,872 101,678 189,986 54,605

Petrobras International Finance Company (Subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Demonstrações do Valor Adicionado Exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 (Em milhares de dólares norte-americanos)


10


2010 2009 2010 2009 Receitas Venda de produtos e serviços e outras

receitas (*) 34,761,027 28,852,174 28,327,093 26,233,495 Insumos adquiridos Custo de mercadorias para venda e serviços (34,229,353) (27,825,290) (27,903,177) (25,459,142) Outros (515,215) (435,611) (444,483) (232,266) Valor adicionado bruto 16,459 591,273 (20,567) 542,087 Depreciação (375) (429) - -Receitas financeiras – inclui variações

monetária e cambial 941,028 1,998,118 950,493 2,006,564 Resultado de participações em subsidiárias - - 13,430 1,311

Valor adicionado a distribuir

957,112 2,588,962 943,356 2,549,962 Distribuição do valor adicionado Pessoal: Salários, benefícios e encargos 14,558 2% 10,629 0% - - Impostos: Impostos e contribuições 1,189 0% 484 0% - - Instituições financeiras e fornecedores: Juros, variações monetárias e cambiais 1,202,010 125% 2,090,332 81% 1,204,001 128% 2,062,445 81% Acionista: (Prejuízo)/lucro líquido do execício (260,645) (27%) 487,517 19% (260,645) (28%) 487,517 19%

Valor adicionado distribuído

957,112 100% 2,588,962 100 %

943,356

2,549,962 100%

(*) Inclui provisão para créditos de liquidação duvidosa.

Petrobras International Finance Company (Subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis (Em milhares de dólares norte-americanos)

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1. A Companhia e suas Operações

A Petrobras International Finance Company (“PifCo” ou “Companhia”), sediada nas Ilhas Cayman, foi constituída em 24 de setembro de 1997 e opera como subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. – (“Petrobras”). A PifCo adquire petróleo bruto e produtos derivados de petróleo da Petrobras para manter em estoque e vender fora do Brasil. Adicionalmente, a Companhia adquire e vende petróleo bruto e produtos derivados de petróleo a terceiros e partes relacionadas, principalmente fora do Brasil. A PifCo também adquire petróleo bruto e produtos derivados de petróleo de terceiros e os vende à Petrobras, com termos que permitem o pagamento em até 30 dias, sem prêmio. Antes de abril de 2010, a Petrobras pagava à PifCo pela compra de petróleo bruto e produtos derivados de petróleo em um prazo de até 330 dias, incluindo prêmio que era diferido pelo prazo do recebimento. Em consequência, as atividades e operações entre essas empresas, bem como a situação financeira e os resultados da PifCo são afetados por decisões adotadas pela Petrobras. As operações comerciais, incluindo aquelas com a Petrobras, são realizadas sob condições normais de mercado e a preços de mercado. A PifCo também realiza captações de empréstimos no mercado internacional de capitais como parte da estratégia financeira e operacional da Petrobras.

A PifCo reduzirá gradativamente suas vendas de petróleo e de derivados à Petrobras bem como suas vendas à terceiros de petróleo e de derivados, devendo encerrar por completo estas operações comerciais. Nessa ocasião a PifCo se tornará uma subsidiária financeira, servindo de veículo para a Petrobras levantar recursos para suas operações fora do Brasil por meio da emissão de valores mobiliários nos mercados de capitais internacionais, entre outros meios. O respaldo da Petrobras ao endividamento da PifCo continuará sendo efetuado através de garantias de pagamento incondicionais e irrevogáveis. A Companhia segue o plano de negócios da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras na condução de suas atividades.

2. Base de apresentação das demonstrações contábeis Demonstrações contábeis consolidadas As demonstrações contábeis consolidadas estão sendo apresentadas de acordo com os padrões internacionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board – IASB e também de acordo com políticas contábeis adotadas no Brasil. Estas são as primeiras demonstrações contábeis apresentadas de acordo com os IFRS pela Companhia.

Petrobras International Finance Company (Subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis (Continuação) (Em milhares de dólares norte-americanos)

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2. Base de apresentação das demonstrações contábeis (Continuação) Demonstrações contábeis consolidadas (Continuação) Em 4 de fevereiro de 2011, a administração da Companhia autorizou a conclusão e aprovação das demonstrações contábeis referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2010. Demonstrações contábeis individuais As demonstrações contábeis individuais estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio da Lei 11,638/07, complementada pelos novos pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC), aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade (CFC). Os pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos (CPC), aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade (CFC) estão convergentes às normas internacionais de contabilidade emitidas pelo IASB. Algumas adequações foram procedidas nas demonstrações contábeis individuais visando o alinhamento e equiparação às demonstrações contábeis consolidadas de acordo com os padrões internacionais de demonstrações contábeis (IFRS), conforme requerido na Resolução CFC 1,315/10 (CPC 43 – Adoção Inicial dos Pronunciamentos Técnicos). Dessa forma, as demonstrações contábeis individuais não apresentam diferenças em relação às consolidadas em IFRS. As demonstrações contábeis foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, exceto pela valorização de alguns ativos e passivos não circulantes e instrumentos financeiros. Demonstrações contábeis de 2009 Até 31 de dezembro de 2009, a PifCo apresentava suas demonstrações contábeis individuais e consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil que incorporavam as mudanças introduzidas por intermédio da Lei 11,638/07, complementadas pelos pronunciamentos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos (CPC), aprovados por resoluções emitidas pelo Conselho Federal de Contabilidade (CFC). Conforme estabelecido na Resolução CFC 1,306/10 (CPC 37 – Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade), os padrões internacionais foram implementados retroativamente a 1º de janeiro de 2009. Dessa forma, as informações contábeis, originalmente divulgadas, foram ajustadas e estão apresentadas de acordo com as normas contábeis internacionais.


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2. Base de apresentação das demonstrações contábeis (Continuação) Demonstrações contábeis de 2009 (Continuação)

A comparação do balanço patrimonial e da demonstração do resultado ajustadas de 2009 com os valores divulgados naquela data estão apresentados a seguir: 31 de Dezembro de 2009


Divulgado Ajustado Divulgado Ajustado Ativo

Ativo não circulante Investimento em controladas - - 88,260 86,972

Passivo e passivo a descoberto

Passivo não circulante Financiamentos de longo prazo 13,245,011 13,203,287 12,986,164 12,944,440

Passivo a descoberto

Prejuízos acumulados (408,957) (367,233) (407,669) (367,233)

31 de Dezembro de 2009


Divulgado Ajustado Divulgado Ajustado Demonstração de resultado

Despesas financeiras Outras (39,331) (43,703) (38,311) (42,683)

Resultado de equivalência patrimonial - - 2,753 1,311

2.1 Demonstrações do valor adicionado As demonstrações do valor adicionado apresentam informações relativas à riqueza criada pela entidade e a forma como tais riquezas foram distribuídas. Essas demonstrações foram preparadas de acordo com o CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado e, para fins de IFRS, são apresentadas como informação adicional.


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2. Base de apresentação das demonstrações contábeis (Continuação)

2.2 Operações em moedas estrangeiras

Todos os ativos e passivos monetários denominados em moedas que não sejam o dólar norte-americano são convertidos para essa moeda a taxas de câmbio vigentes. O efeito das variações ocorridas em moedas estrangeiras é registrado no resultado como receitas ou despesas financeiras.

2.3 Uso de estimativas

Na elaboração das demonstrações contábeis é necessário utilizar estimativas para certos ativos, passivos e outras transações. Essas estimativas incluem: depreciação, exaustão e amortização, provisões para processos judiciais, valor de mercado de instrumentos financeiros e imposto de renda. Embora a Administração utilize premissas e julgamentos que são revisados periodicamente, os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

3. Base de consolidação

As demonstrações contábeis de controladas e controladas em conjunto estão incluídas nas demonstrações contábeis consolidadas em conformidade com as políticas contábeis adotadas pela PifCo. As demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2010 e 2009 incluem as demonstrações contábeis da PifCo e de suas controladas PSPL, PFL, PEL e BEAR. 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 mantidas entre elas; dos saldos de contas correntes e outras contas integrantes do ativo e/ou passivo

mantidas entre as companhias; das parcelas de resultados do exercício e do ativo circulante que correspondem a

resultados não realizados economicamente entre as referidas empresas; e

dos efeitos decorrentes das transações significativas realizadas entre essas companhias.


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3. Base de consolidação (Continuação) Segue abaixo uma breve descrição de cada uma das controladas da Companhia:

Petrobras Singapore Private Limited A Petrobras Singapore Private Limited (“PSPL”), sediada em Cingapura, foi constituída em abril de 2006 para a comercialização de petróleo e produtos derivados de petróleo no âmbito das atividades comerciais na Ásia.

Em 2008, a PSPL adquiriu uma participação de 50% na PM Bio Trading Private Limited, uma joint venture com a Mitsui & Co. LTD, constituída em Cingapura para a comercialização de etanol e atividades correlatas, com foco principal no mercado japonês. Está previsto para 2012 o início das operações da PM Bio Trading Private Limited. Petrobras Finance Limited A Petrobras Finance Limited (“PFL”), sediada nas Ilhas Cayman, adquire óleo combustível da Petrobras e vende esse produto no mercado internacional, inclusive para clientes designados, a fim de gerar recebíveis de exportação para garantir o financiamento de recebíveis futuros assim como gerar fluxos de caixa adicionais, em conexão com o programa de pagamento antecipado de exportação da Companhia. As vendas foram efetuadas através da controladora PifCo. Petrobras Europe Limited A Petrobras Europe Limited (“PEL”), sediada no Reino Unido, consolida as atividades comerciais e financeiras da Petrobras na Europa. Estas atividades consistem na prestação de serviços de consultoria e negociação dos termos e condições de fornecimento de petróleo e produtos derivados de petróleo para a PifCo, PSPL, Petrobras Paraguay, Petrobras International Braspetro B.V. – PIB BV e Petrobras, assim como na comercialização do petróleo brasileiro e seus derivados, que são exportados para as regiões em que aquela Companhia atua. A PEL desempenha o papel de consultora em relação a essas atividades e não assume quaisquer riscos comerciais ou financeiros. Bear Insurance Company Limited A Bear Insurance Company Limited (“BEAR”), sediada nas Bermudas, contrata seguros para a Petrobras e suas subsidiárias.


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4. Principais Práticas Contábeis

(a) Reconhecimento de receitas, custos e despesas

A receita de vendas compreende o valor da contraprestação recebida ou a receber pela comercialização de produtos e serviços, líquida das devoluções, descontos e encargos sobre vendas. A receita de vendas de petróleo bruto e seus derivados é reconhecida no resultado quando todos os riscos e benefícios inerentes ao produto são transferidos para o comprador. A receita de serviços de fretes é reconhecida no resultado em função de sua realização. Os custos e as despesas são contabilizados pelo regime de competência. O resultado financeiro líquido inclui principalmente receitas de juros sobre aplicações financeiras e títulos públicos, despesas com juros sobre financiamentos, ganhos e perdas com avaliação a valor justo de acordo com a classificação do título, além das variações cambiais e monetárias líquidas.

(b) Ativos e passivos financeiros

(b.1) Caixa e equivalentes de caixa

Estão representados por aplicações de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em até três meses da data de aquisição.

(b.2) 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.


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4. Principais Práticas Contábeis (Continuação)

(b) Ativos e passivos financeiros (Continuação)

(b.3) Contas a receber

São contabilizados inicialmente pelo valor da contraprestação a ser recebida e, subsequentemente, pelo custo amortizado, sendo deduzidos das perdas em crédito de liquidação duvidosa.

(b.4) Empréstimos e financiamentos


(b.5) Instrumentos financeiros derivativos e operações de hedge

Todos os instrumentos financeiros derivativos são 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.

(c) Estoques

Estão demonstrados pelo valor do custo médio de aquisição, ajustados, quando aplicável, ao seu valor de realização.

(d) Depósitos vinculados e garantias

Depósitos vinculados e garantias representam montantes registrados como garantia requerida pelos contratos da Companhia. Os depósitos são efetuados em dinheiro e registrados pelo valor aplicado.


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4. Principais Práticas Contábeis (Continuação)

(e) Investimentos

Os investimentos em controladas estão avaliados pelo método de equivalência patrimonial.

(f) Imobilizado

O imobilizado está registrado pelo custo e é depreciado com base em sua vida útil estimada.

(g) Receitas diferidas

As receitas diferidas são representadas pelos prêmios cobrados pela Companhia junto à Petrobras e à Alberto Pasqualini - Refap S.A. (“Refap”) até março de 2010 para compensação de seus custos financeiros. Os prêmios são cobrados da Petrobras e Refap quando da venda dos respectivos produtos, sendo diferidos e reconhecidos como parte de receitas financeiras de acordo com o método linear, pelo período de cobrança, que varia de 120 a 330 dias, de modo a ajustar os prêmios cobrados às despesas financeiras da Companhia. As receitas diferidas estão apresentadas no contas a receber.

5. Caixa e equivalentes de caixa


Caixa e bancos 14,723 1,467 2,605 117Depósitos a termo e fundos de investimento 1,182,718 951,712 1,108,190 670,895 1,197,441 953,179 1,110,795 671,012


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6. Títulos e Valores Mobiliários

Taxa de Em 31 de dezembro (i) Título (iii) Vencimento juros 2010 (ii) 2009 (ii)

Disponíveis para venda (iv) Clep 2014 8% 878,649 817,896 Disponíveis para venda (iv) Petrobras 2011 7.4 % + IGPM (*) 448,417 366,246 Mantidos até o vencimento Charter 2024 3.85% 849,548 908,491 Mantidos até o vencimento NTS 2011-2014 1.94%/1.26% 608,820 601,845 Mantidos até o vencimento NTN 2011-2014 1.94%/1.26% 639,604 631,499 Mantidos até o vencimento Mexilhão 2011 2.12%/2.14% 472,321 471,081 Mantidos até o vencimento Gasene 2022 2.75% 389,387 382,424 Mantidos até o vencimento PDET 2019 2.25% 367,513 359,576 Mantidos até o vencimento TAG 2011 1.20% 504,132 498,078

5,158,391 5,037,136 Menos: Saldo circulante (2,429,400) (2,546,811) 2,728,991 2,490,325 (*) IGPM – Índice Geral de Preços de Mercado, calculado pelo Instituto Brasileiro

de Economia (IBRE) da Fundação Getulio Vargas (FGV). (i) Consolidado e Controladora.

(ii) Os saldos incluem juros e principal.

(iii)Títulos mantidos pelo fundo relativo às sociedades de propósitos específicos, criadas para suportar projetos de infra-estrutura da Petrobras.

(iv) Alterações do valor justo relativo aos valores mobiliários classificados como

disponível para venda são mínimas e foram incluídos no Resultado como receita ou despesa financeira.

Os títulos e valores mobiliários são compostos de valores que a Companhia investiu em carteiras exclusivas de um fundo de investimento, operadas exclusivamente pela PifCo, que mantém alguns títulos do grupo Petrobras entre outros investimentos.


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7. Partes Relacionadas

Petrobras Petróleo International Braspetro Downstream Brasileiro B.V. - PIB.B.V. Participações S.A. S.A. -Petrobras e suas controladas e suas controladas Outras 2010 2009 Consolidado Ativo circulante Títulos e valores mobiliários (i) 448,417 - - 1,980,983 2,429,400 2,546,811 Contas a receber, principalmente, de vendas (ii) 5,714,401 175,151 1,477 1 5,891,030 15,986,051 Pagamento antecipado de exportação 70,444 - - - 70,444 382,827 Outros - 987 - 2,316 3,303 3,994 Ativo não-circulante Títulos e valores mobiliários (i) - - - 2,728,991 2,728,991 2,490,325 Títulos a receber - 2,176,999 - 890,333 3,067,332 1,635,117 Pagamento antecipado de exportação 194,440 - - - 194,440 263,480 Passivo circulante Contas a pagar a fornecedores 1,930,054 189,357 49,954 - 2,169,365 1,684,855 Títulos a pagar - - - - - 7,862,042 Outros - 792 - - 792 2,768 Demonstração de Resultado Venda de petróleo, produtos derivados de petróleo e serviços 10,784,094 4,528,952 1,739,205 364,960 17,417,211 15,728,847 Compras (iii) (11,143,889) (2,698,364) (327,760) (57,452) (14,227,465) (11,899,415) Despesas com vendas, gerais e administrativas (113,365) (78,370) 2,416 157 (189,162) (197,315) Receitas (despesas) financeiras, líquidas 374,877 79,939 - 3,383 458,199 (504,743)


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7. Partes Relacionadas (Continuação)

Petrobras Petróleo International Downstream Petrobras Brasileiro Braspetro B.V. - Participações Petrobras Singapore Petrobras S.A. - PIB.B.V. e suas S.A.e suas Finance Ltd- Private Ltd- Europe Ltd- Petrobras controladas controladas PFL PSPL PEL Outras 2010 2009 Controladora Ativo circulante

Títulos e valores mobiliários (i) 448,417 - - - - - 1,980,983 2,429,400 2,546,811 Contas a receber, principalmente, de vendas (ii) 5,362,343 174,043 1,477 321 695,263 - - 6,233,477 16,155,880

Pagamento antecipado de exportação - - - - - - - - 313,111 Outros - 987 - - 11,067 - - 12,054 10,787 Ativo não-circulante Títulos e valores mobiliários (i) - - - - - - 2,728,991 2,728,991 2,490,325 Títulos a receber - 2,176,999 - - - - 890,333 3,067,332 1,635,117 Passivo circulante Contas a pagar a fornecedores 1,004,754 166,963 49,954 894,390 - 955 - 2,117,016 1,628,619 Títulos a pagar - - - - - - - - 7,862,042 Outros - 792 - - 7,038 - - 7,830 5,001 Demonstrações de resultados Venda de petróleo, produtos derivados

de petróleo e serviços 2,797,920 3,818,353 613,550 - 7,645,951 - 206,770 15,082,544 16,308,089 Compras (iii) (7,720,248) (2,533,763) (327,311) (2,277,793) (795,880) - (57,206) (13,712,201) (12,410,964) Despesas com vendas, gerais e

administrativas (110,664) (72,074) (21) - - - (8,442) (191,201) (204,765) Receitas (despesas) financeiras, líquidas 358,455 77,624 - - 6,060 - 1,058 443,197 518,802


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As operações comerciais da PifCo com suas controladas e partes relacionadas, incluindo a Petrobras, são efetuadas a preços e condições normais de mercado. Até abril de 2010, as operações de venda de petróleo e produtos derivados de petróleo para a Petrobras eram pagas em até 330 dias, com a cobrança de custos financeiros incorridos no período com prazo maior de liquidação. Algumas partes relacionadas da PifCo e PFL, que são subsidiarias da Petrobras, funcionam como agentes em conexão com as exportações para alguns clientes do programa de pré-pagamento de exportação. Estas transações vêm sendo classificadas como transações de partes relacionadas para propósito destas demonstrações contábeis. As transações foram efetuadas para suportar a estratégia financeira e operacional da controladora da Companhia, Petrobras. (i) Veja Nota (6). (ii) As contas a receber de partes relacionadas referem-se principalmente a vendas de petróleo realizadas pela Companhia para a

Petrobras, incluindo algumas operações com prazo para pagamento de até 330 dias.

(iii) Compras de partes relacionadas são apresentadas em custo das vendas, na demonstração de resultado.


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8. Estoques

Consolidado Controladora Em 31 de dezembro de Em 31 de dezembro de 2010 2009 2010 2009

Petróleo 707,369 847,901 525,997 847,901Derivados de petróleo 263,359 345,732 138,573 229,616Etanol 52,226 29,634 40,026 17,371

1,022,954 1,223,267 704,596 1,094,888 Os estoques foram registrados a custo, ajustados, quando aplicável ao seu valor líquido de realização. Em 31 de dezembro de 2009, houve uma redução nos estoques de US$ 318, em virtude das quedas dos preços do petróleo no mercado internacional, que foram classificadas em outras despesas operacionais no Resultado. Em 31 de dezembro de 2010 não houve desvalorização nos estoques. A Companhia adotou o valor líquido de realização para a provisão para desvalorização dos estoques.

9. Depósitos Vinculados e Garantias

A PifCo possui depósitos vinculados e garantias com instituições financeiras referentes a obrigações de contratos de financiamento. O montante classificado no ativo não-circulante está representado por depósitos de: (i) US$ 38,250 relacionados a emissões de senior notes no valor total de US$ 600,000. As garantias relacionadas aos financiamentos serão mantidas até o vencimento dos respectivos financiamentos, conforme contrato de Depósito; e (ii) conforme contrato de Depósito, Garantia e Indenização de 29 de abril de 2005, a PifCo dá garantia à dívida da Sociedade Fluminense de Energia - SPE, uma subsidiária da Petrobras. De acordo com os termos do contrato de garantia, PifCo depositou US$ 95,948 como depósito em garantia, tal montante poderá ser utilizado para cobrir a dívida da Sociedade Fluminense de Energia em caso de inadimplência.

10. Investimentos em Controladas

PSPL PFL PEL BEAR Quotas subscritas em: 31 de dezembro de 2010 20,000,000 30,000,000 600,000 120,000 Participação 100% 100% 100% 100% Patrimônio líquido 77,627 15,160 5,226 5,099 Lucro líquido do exercício 12,920 29 1,816 87


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10. Investimentos em Controladas (Continuação)

Controladora PSPL PFL PEL BEAR 2010 2009 No início do exercício 63,419 15,131 3,410 5,012 86,972 85,661Perda na venda de produtos em estoques em controladas

(1,423) - - - (1,423) (1,232)

Ajuste de estoque pelo valor líquido de realização

- - - - - (210)

Equivalência patrimonial 12,920 29 1,817 87 14,853 2,753 No fim do exercício 74,916 15,160 5,227 5,099 100,402 86,972

11. Financiamentos


Circulante Não-circulante Circulante Não-circulante

2010 2009 2010 2009 2010 2009 2010 2009 Instituições financeiras (i) 2,062,882 1,891,560 1,092,658 1,676,766 2,062,882 1,891,560 1,092,658 1,676,766Senior notes 246,106 11,099 - 234,397 246,106 11,099 - 234,397Venda de recebíveis futuros 69,868 69,131 191,023 408,847 - - - -Ativos relacionados ao

pagamento antecipado de exportação a serem compensados com a venda de recebíveis futuros - - - (150,000) - - - -

Global notes 250,197 181,656 10,672,726 10,666,308 250,197 181,656 10,672,726 10,666,308Japanese yen bonds 2,429 2,133 420,855 366,969 2,429 2,133 420,855 366,969 2,631,482 2,155,579 12,377,262 13,203,287 2,561,614 2,086,448 12,186,239 12,944,440 Financiamentos 1,973,287 1,482,820 12,377,262 13,203,287 1,973,287 1,482,820 12,186,239 12,944,440Parcela corrente dos financiamentos de longo prazo 384,173 473,290 - - 316,349 406,536 - -

Juros provisionados 274,022 199,469 - - 271,978 197,092 - - 2,631,482 2,155,579 12,377,262 13,203,287 2,561,614 2,086,448 12,186,239 12,944,440

(i) Os financiamentos em dólares norte-americanos foram obtidos principalmente

de bancos comerciais e incluem linhas comerciais de crédito, destinados principalmente para compra de petróleo e derivados no mercado internacional para venda para a Petrobras e para compras oriundas das exportações de petróleo da Petrobras, com taxas de juros que variam de 1.55% a 3.81% em 31 de dezembro de 2010. A taxa média de financiamento de curto-prazo em 31 de dezembro de 2010 e 2009 era de 2.73% e 2.33%, respectivamente.


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11. Financiamentos (Continuação) Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, a Companhia utilizou integralmente todas as linhas de crédito disponíveis para a aquisição de petróleo e derivados de petróleo importados.

Financiamentos de longo prazo - informações adicionais a) Financiamentos de longo prazo por taxa de juros

Período de pagamento Data de emissão Vencimento Taxa de juros Valor Juros Principal

Venda de recebíveis futuros Junior trust certificates Série 2003-B Maio de 2003 2013 3.748% 40,000 trimestral bullet Série 2003-A Maio de 2003 2015 6.436% 110,000 trimestral bullet

150,000 Ativos relacionados ao

pagamento antecipado de exportação a serem compensados com a venda de recebíveis futuros

Série 2003-B Maio de 2003 2013 3.748% (40,000) trimestral bulletSérie 2003-A Maio de 2003 2015 6.436% (110,000) trimestral bullet (150,000) - Senior trust certificates Série 2003-B Maio de 2003 2013 4.848% 38,572 trimestral trimestral Série 2003-A Maio de 2003 2015 6.436% 152,451 trimestral trimestral

191,023 Japanese yen bonds Setembro de 2006 2016 2.150% 420,855 semestral bullet

420,855

Global notes Global notes Julho de 2003 2013 9.125% 375,803 semestral bulletGlobal notes Dezembro de 2003 2018 8.375% 571,311 semestral bulletGlobal notes Setembro de 2004 2014 7.750% 395,319 semestral bulletGlobal notes Outubro de 2006 2016 6.125% 859,215 semestral bulletGlobal notes Novembro de 2007 2018 5.875% 1,736,474 semestral bulletGlobal notes Fevereiro de 2009 2019 7.875% 2,793,794 semestral bulletGlobal notes Outubro de 2009 2020 5.750% 2,470,954 semestral bulletGlobal notes Outubro de 2009 2040 6.875% 1,469,856 semestral bullet

10,672,726

Instituições financeiras a partir de 2005 até 2017 de 1.55% até

3.03% 1,092,658 vários vários 1,092,658 12,377,262


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11. Financiamentos (Continuação)

Financiamentos de longo prazo - informações adicionais (Continuação)

b) Financiamentos de longo prazo por vencimentos

Consolidado Controladora 2012 759,589 690,648 2013 533,899 477,199 2014 550,229 506,694 2015 71,581 49,734 2016 1,349,792 1,349,792 2017 em diante 9,112,172 9,112,172 12,377,262 12,186,239

Custo das Transações

O saldo não amortizado dos custos de financiamento diferidos era de US$ 171,561 (controladora – US$ 166,928) e US$ 191,779 (controladora – US$ 185,930) em 31 de dezembro de 2010 e 2009, respectivamente. O saldo não amortizado de receita diferida era de US$ 79,215 e US$ 86,501 em 31 de dezembro de 2010 e 2009, respectivamente.

12. Outras Despesas Operacionais, Líquidas


Ajuste de estoque pelo valor líquido de

realização (i) (45,668)

(29,320)

(45,668) (13,892)Outras (2,361) 2,203 (2,056) 774

(48,029)

(27,117)

(47,724) (13,118) (i) A Companhia reconheceu uma perda em virtude da desvalorização dos estoques,

como consequência das quedas de preços do petróleo no mercado internacional.

13. Passivo a descoberto

Capital

O capital social subscrito em 31 de dezembro de 2010 e 2009 é US$ 300,050, divididos em 300,050,000 ações de US$ 1.00 cada.


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14. Compromissos e Contingências

(a) Contratos de compra de petróleo e derivados

Com o objetivo de garantir a compra de petróleo e derivados de petróleo para seus clientes, a Companhia possui atualmente uma série de contratos de curto e longo prazo com vencimento máximo até 2019 que, quando considerados em conjunto, a obrigam a adquirir, por dia, um mínimo de aproximadamente 453,802 barris de petróleo e produtos derivados de petróleo a preços de mercado.

(b) Opção de compra - plataformas

A Companhia manteve o direito de exercer sua opção de compra, concedido pela PNBV, no atual Contrato de Opção de Bens Subafretados e manteve a obrigação de compra das embarcações, caso a PNBV exerça a opção de venda, na hipótese de inadimplência, nos termos do mesmo Contrato de Opção relativo às Plataformas P-8, P-15 e P-32. A PifCo está também obrigada a comprar as plataformas de acordo com as condições do contrato de Afretamento. Em relação a plataforma P-47, a PifCo manteve o direito de exercer a opção de compra relativa aos Contratos de Opção de Bens Subafretados firmados com a PNBV e manteve a obrigação de compra do navio, caso a PNBV exercer a opção de venda, na hipótese de inadimplência ou término do contrato. A PifCo tem o direito de transferir suas obrigações sob os termos deste contrato a qualquer empresa controlada ou afiliada.

(c) Contratos de financiamentos

Em 31 de dezembro de 2010 o saldo em aberto referente a cartas de crédito irrevogáveis era de US$ 93,572, comparado a US$ 556,162 em 31 de dezembro de 2009, suportando a importação de petróleo e produtos derivados de petróleo e serviços. Adicionalmente, a Companhia possui linhas de crédito compromissadas no montante de US$ 720,862 (US$ 518,500 em 31 dezembro de 2009) sem destinação específica. A PifCo não efetuou saques referentes a esses contratos e não possui data definida para os mesmos.


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15. Instrumentos financeiros derivativos, operações de hedge e atividades de gerenciamento de risco

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. A PifCo segue a gestão de riscos da Petrobras, sua controladora, que é realizada por seus diretores, segundo uma política corporativa de gerenciamento de riscos.

15.1 Risco de variação dos preços de petróleo e derivados

a) Gerenciamento de risco de preços de petróleo e derivados

As premissas da PifCo para o gerenciamento do risco de preço de petróleo e derivados de petróleo consistem, basicamente, em proteger o resultado de transações específicas de curto prazo. Nesses hedges são utilizados contratos futuros, swaps e opções que estão atrelados às operações realizadas no mercado físico. As variações positivas ou negativas são compensadas com o resultado oposto na posição física e são registradas no Resultado como receita ou despesa financeira. b) Principais transações e compromissos futuros protegidos por operações com derivativos As principais operações com instrumentos financeiros derivativos destinam-se à proteção dos resultados esperados das transações comerciais. Com esse objetivo, as operações com instrumentos derivativos 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. c) Parâmetros utilizados para o gerenciamento de riscos Em 31 de dezembro de 2010, a carteira de operações comerciais, bem como as operações de proteção patrimonial hedge associadas à sua proteção por meio de derivativos de petróleo e derivados, apresentava uma perda máxima estimada para um dia (VAR – Value at Risk), calculada a um nível de confiança de 95%, de aproximadamente US$ 9,786.


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15. Instrumentos financeiros derivativos, operações de hedge e atividades de gerenciamento de risco (Continuação)

15.1 Risco de variação dos preços de petróleo e derivados (Continuação)


Para contratos transacionados em bolsa, o valor justo se baseia em preços de mercado cotados. Para contratos não transacionados em bolsa, o valor justo se baseia em cotações do comerciante, modelos de preços ou preços cotados para instrumentos com características similares. O preço da transação é usado como o valor justo inicial dos contratos. Os contratos de derivativos de commodities são mensurados a valor justo, no ativo ou no passivo, nas demonstrações contábeis da Companhia, reconhecendo-se ganhos ou perdas e utilizando-se a marcação a mercado, no período de mudança. A tabela a seguir resume as informações sobre os contratos de derivativos de petróleo e derivados vigentes.

Derivativos de Mercado de petróleo e derivados

Consolidado

Valor de referência

(Nocional) em mil bbl* Valor justo registrado Vencimento

2010 2009 2010 2009 Contratos futuros (2,923) (4,190) (26,557) (554) 2011 Compromissos de compra 12,843 13,029 Compromissos de venda (15,766) (17,219)

Contratos de Opções (130) - 21 - 2011

Venda (130) - 21 - Posição Titular 130 - Posição Lançadora (260) -

Contratos a termo 66 743 129 700 2011 Posição comprada 979 1,670 Posição vendida (913) (927)

Total registrado no Balanço (26,407) 146

Ativo Circulante 9,204 23,143 Passivo Circulante (35,611) (22,997)


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d) Valor de referência (nocional) e valor justo dos instrumentos derivativos (Continuação)

Controladora


(Nocional) em mil bbl* Valor justo registrado Vencimento

2010 2009 2010 2009 Contratos futuros (2,923) (4,190) (26,557) (554) 2011 Compromissos de compra 12,843 13,029 Compromissos de venda (15,766) (17,219)

Contratos de Opções (130) - 21 - 2011

Venda (130) - 21 - Posição Titular 130 - Posição Lançadora (260) -

Contratos a termo 152 2,125 1,472 6,604 2011 Posição comprada 1,695 3,244 Posição vendida (1,543) (1,119)

Total registrado no Balanço (25,065) 6,050 Ativo Circulante 12,061 29,776 Passivo Circulante (37,126) (23,726)

* Valor de Referência (Nocional) negativo representa posição vendida.


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Derivativos de petróleo e derivados 2010 2009 2010 2009

Ganho (perda) registrado no resultado (21,281) (134,415) (14,465) (97,481) A PifCo contratou um instrumento derivativo que funciona como hedge financeiro para o óleo combustível relacionado à venda de recebíveis futuros de acordo com o programa de pagamento antecipado de exportação, que tem por objetivo garantir um preço mínimo de US$ 14/barril, considerado suficiente para o cumprimento de obrigações financeiras. Devido ao baixo preço de exercício da opção, o valor justo dessas opções é irrelevante em 31 de dezembro de 2010 e 2009.


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, em 31 de dezembro de 2010, era de US$ 80,168. g) 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 2010. Os cenários possível e remoto consideram a deterioração dos preços na variável de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data.

Risco

Cenário provável em 2010

Cenário possível (∆ 25%)

Cenário remoto (∆ 50%)

Alta do Petróleo Brent (2,347) (35,761) (71,523)Alta do diesel (782) (5,365) (10,729)Alta da gasolina (2,146) (6,948) (13,895)Alta do óleo combustível (2,775) (28,276) (56,551)Baixa do propano 153 (319) (637)Alta do WTI (18,192) (14,748) (30,696)Alta do petróleo Dubai (2,150) (12,916) (25,832)


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h) Derivativos embutidos

Os procedimentos para identificação de instrumentos derivativos em contratos visam o reconhecimento tempestivo, controle e adequado tratamento contábil a ser empregado. Os contratos com possíveis cláusulas de instrumentos derivativos ou títulos e valores mobiliários a serem realizados são comunicados, antes das assinaturas, para que haja orientação a respeito da realização eventual dos testes de efetividade, estabelecimento da política contábil a ser adotada e da metodologia para cálculo do valor justo. Os derivativos embutidos identificados no exercício foram: Venda de Petróleo Contratos de venda de petróleo celebrados entre a Petrobras Singapore Private Limited - PSPL e a Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. A operação consiste em venda de petróleo, cujas principais características residem no fato de que os preços a serem pagos em data futura são fixados no momento das assinaturas dos contratos, em contraste com outras operações de mesma natureza em que os preços de liquidação são observados nas datas de entrega dos produtos, o que caracteriza de forma inconteste a existência de posição vendida de um contrato a termo de petróleo.

Valor de referência (Nocional) em mil

bbl* Valor justo VaR* Vencimento

Contrato a termo

Posição vendida 400 2,316 1,080 2011

* VaR - Value at Risk – Valor em Risco O derivativo embutido identificado foi mensurado a valor justo por meio do resultado e classificado no nível 1 na hierarquia da mensuração do valor justo.


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h) Derivativos embutidos (Continuação)

Venda de Etanol Contrato de venda de etanol hidratado realizado entre a PifCo e a Toyota Tsusho Corporation. O contrato consiste em venda de etanol hidratado por uma fórmula de preço definida no momento da assinatura do contrato. A definição de preço de cada carregamento de etanol hidratado entregue neste contrato envolve duas cotações de referência distintas: etanol e nafta. O contrato estabelece início de entrega de carregamentos de álcool em 2012, pelo prazo de 10 anos. Entretanto, como existe cláusula contratual que permite renegociação de preços e distrato por qualquer uma das partes depois de cinco anos, se novo acordo não for alcançado, consideramos o prazo de apenas cinco anos como compromisso contratual firme para efeito de cálculo de valor de instrumento financeiro derivativo embutido. A quantidade contratual básica definida é de 143,000 m³ por ano. A fórmula de preço em questão utiliza como uma de suas referências a cotação de uma commodity que não mantém estrita relação de custo ou valor de mercado com o bem transacionado no contrato, segundo os critérios do pronunciamento técnico CPC 38 – Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração. Assim sendo, conforme orientações dessa norma, a parcela referente ao derivativo embutido deve ser isolada do contrato original e registrada nas demonstrações financeiras seguindo as mesmas regras aplicáveis aos demais instrumentos financeiros derivativos.


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h) Derivativos embutidos (Continuação)

O quadro abaixo representa o valor justo e o value at risk (VAR) do derivativo embutido para 31 de dezembro de 2010:


(Nocional) em mil m3* Valor justo VaR Vencimento

Contrato a termo

Posição comprada 715 32,081 992 2016

O derivativo foi mensurado a valor justo por meio do resultado e classificado no nível 3 na hierarquia da mensuração do valor justo. A Companhia determinou o valor justo deste contrato baseado em práticas utilizadas no mercado, em que se apura a diferença entre os spreads de nafta e etanol. O preço de venda do etanol no contrato é referente ao mercado brasileiro (ESALQ). Os parâmetros utilizados no cálculo tiveram seus valores obtidos das cotações de mercado do preço do etanol e da nafta no mercado futuro da CBOT (Chicago Board of Trade) no último dia útil do período das demonstrações financeiras. Os ganhos apurados estão apresentados na demonstração do resultado como receita financeira.


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15.2 Risco cambial

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. As oscilações nas taxas de câmbio podem ter um impacto negativo na condição financeira e resultados operacionais da PifCo.

a) Gerenciamento de riscos cambiais O gerenciamento de riscos é feito para a exposição líquida. A estratégia de gerenciamento de riscos cambiais pode envolver o uso de instrumentos derivativos para minimizar a exposição cambial de certas obrigações da Companhia.

b) Principais transações e compromissos futuros protegidos por operações com

derivativos

Em setembro de 2006, a Companhia contratou uma operação de 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 em relação ao dólar 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.

A Companhia resolveu qualificar suas operações de swap entre 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. Os instrumentos derivativos de hedging de fluxo de caixa constam nos ativos ou passivos das demonstrações contábeis consolidadas da Companhia. As alterações no valor justo, na medida da eficácia da operação de hedging, são lançadas em ajustes de avaliação patrimonial, até que o fluxo de caixa do item passível de hedge seja realizado.


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15.2 Risco cambial (Continuação)

b) Principais transações e compromissos futuros protegidos por operações com

derivativos (Continuação)

São realizados a cada trimestre testes de eficácia, de modo a avaliar a absorção, pelos mecanismos do hedging, das alterações no valor justo ou no fluxo de caixa dos itens passíveis de hedging. O cálculo da eficácia indicou que o swap entre moedas é bastante eficaz na compensação da variação dos fluxos de caixa dos títulos denominados em Ienes.

O item “hedgeado” é um bond de ¥ 35 bilhões de 10 anos, com cupom semestral de 2.15% ao ano. O instrumento de hedging é uma série de cross currency swaps, cujos montantes nocionais, subjacentes e vencimentos coincidem com os termos do bond japonês, pagando-se em dólares norte-americanos e recebendo-se em ienes japoneses.

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 e dólar para todo o período dos contratos. A tabela abaixo resume as informações sobre os contratos de derivativos vigentes.

c) Resultados obtidos em relação aos objetivos propostos e parâmetros utilizados

para o gerenciamento de riscos

A operação de proteção patrimonial hedge denominada cross currency swap segue a Resolução CFC 1,196/08 que referendou os pronunciamentos CPC 38 – Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração e CPC 39 - Instrumentos Financeiros: Apresentação. 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.


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15. Instrumentos financeiros derivativos, operações de hedge e atividades de gerenciamento de risco (Continuação) 15.2 Risco cambial (Continuação)


A tabela a seguir resume as informações sobre os contratos de derivativos vigentes.

Derivativos de moeda estrangeira

Consolidado e Controladora

Valor de Referência (Nocional) em mil Valor justo** Vencimento

Valor em Risco *

2010 2009 2010 2009 Swaps Cross currency Swap 115,487 64,819 2016 5,572Posição ativa Taxa média de recebimento (JPY)=2.15% 35,000,000 35,000,000 470,097 408,111

Posição passiva Taxa média de pagamento (USD)=5.69% 297,619 297,619 (354,610) (343,292)

* Valor em Risco: perda máxima esperada em 1 dia com 95% de confiança em condições normais de mercado.

** Os valores justos negativos foram contabilizados no passivo e os positivos no ativo.



Derivativos de moeda estrangeira 2010 2009

Ganho registrado no resultado 1,590 760 Perda registrada no passivo a descoberto (14,648) (12,666)


As operações existentes de derivativos de moeda estrangeira não exigem depósito de margem de garantia.


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15. Instrumentos financeiros derivativos, operações de hedge e atividades de gerenciamento de risco (Continuação) 15.2 Risco cambial (Continuação)

g) 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 2010. Os cenários possível e remoto consideram a deterioração na variável de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data.


Derivativos de moeda estrangeira

Risco

Cenário

provável em 2010

Cenário

possível (Δ de 25%)

Cenário

remoto

(Δ de 50%)

Cross Currency Swap Desvalorização do Iene frente ao Dólar 115,487 21,468 (41,212)

15.3 Risco de taxa 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. Se as taxas de juros do mercado subirem, as despesas financeiras da Companhia aumentarão, o que poderá causar um impacto negativo nos resultados operacionais e posição financeira. Gerenciamento de riscos de taxa de juros

A PifCo considera que a exposição às flutuações das taxas de juros não acarreta impacto relevante, de forma que, preferencialmente, a companhia não utiliza instrumentos financeiros derivativos para gerenciar esse tipo de risco.


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15.4 Risco de crédito

A PifCo está exposta ao risco de crédito de clientes e de instituições financeiras, decorrente de suas operações comerciais e da administração de seu caixa. Tais riscos consistem na possibilidade de não recebimento de vendas efetuadas e de valores aplicados, depositados ou garantidos por instituições financeiras. Objetivos e estratégias de gerenciamento de riscos de crédito

A PifCo segue a gestão do risco de crédito da Petrobras, sua controladora. A gestão do risco de crédito na Petrobras faz parte do gerenciamento dos riscos financeiros, que é realizado pelos diretores da Companhia, segundo uma política corporativa de gerenciamento de riscos. A política de gestão de risco de crédito faz parte da política global de gestão de riscos do Sistema Petrobras e visa conciliar a necessidade de minimizar a exposição ao risco de crédito e de maximizar o resultado das vendas e operações financeiras, mediante processo de análise, concessão e gerenciamento dos créditos de forma eficiente. A PifCo somente concede crédito a partir do interesse comercial e unicamente para a aquisição de seus produtos. 15.5 Risco de liquidez A PifCo utiliza seus recursos principalmente com compra de petróleo e derivados e pagamento de dívida. Historicamente, as condições são atendidas com recursos gerados internamente, dívidas de curto e longo prazos e transações de vendas. A PifCo financia o capital de giro assumindo dívidas de curto prazo, normalmente relacionadas ao fluxo das operações comerciais.


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15.5 Risco de liquidez (Continuação)

Fluxo nominal de principal e juros dos financiamentos

A tabela a seguir representa os vencimentos dos financiamentos a curto, médio e longo prazos para 31 de dezembro de 2010.

Vencimento Consolidado Controladora 2011 3,212,484 3,129,009 2012 1,525,807 1,445,284 2013 1,290,948 1,226,930 2014 1,272,394 1,224,795 2015 755,577 732,839 2016 2,081,180 2,081,180 2017 em diante 12,866,792 12,866,792 23,005,182 22,706,829

16. Valor justo dos ativos e passivos financeiros Os valores justos são determinados com base em cotações de preços de mercado, quando disponíveis, ou, na falta destes, no valor presente de fluxos de caixa esperados. Os valores justos de caixa e equivalentes de caixa, contas a receber de clientes, financiamentos de curto prazo, parcela corrente de financiamento de longo prazo e contas a pagar a fornecedores são equivalentes aos seus valores contábeis. Os valores justos de outros ativos e passivos de longo prazo não diferem significativamente de seus valores contábeis. Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, o montante do ativo não circulante relacionado com o programa de pagamento antecipado de exportação da Companhia era de US$ 194,440 e US$ 263,480, com valores justos de US$ 205,800 e US$ 270,500 respectivamente. Em 31 de dezembro de 2010 e 2009 o financiamento de longo prazo, era de US$ 12,377,262 (controladora – US$ 12,186,239) e US$ 13,203,287 (controladora – US$ 12,944,440), respectivamente e tinha um valor justo estimado em aproximadamente US$ 14,076,200 (controladora – US$ 13,870,600) e US$ 14,445,600 (controladora – US$ 14,175,500), respectivamente.


41

16. Valor justo dos ativos e passivos financeiros (Continuação) A hierarquia dos valores justos dos ativos e passivos financeiros da Companhia registrado a valor justo em base recorrente, em 31 de dezembro de 2010, está demonstrada a seguir:

Nível 1 Nível 2

Nível 3 31 de dezembro

de 2010

Ativos Títulos e valores mobiliários – disponíveis para venda 1,327,066 -

-

1,327,066

Derivativos de moeda estrangeira - 115,487 -

115,487

Derivativos de commodity 11,520 - 32,081 43,601

Total dos ativos 1,338,586 115,487 32,081

1,486,154 Passivos Derivativos de commodity 36,498 - - 36,498

Total dos passivos 36,498 -

-

36,498

17. Seguros De acordo com suas atividades, a PifCo possui seguro de cargas e de responsabilidade de terceiros. Em 31 de dezembro de 2010 e 2009 ambas as coberturas estavam vigentes. A Petrobras é responsável pela contratação e manutenção dos seguros da PifCo. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis e, consequentemente, não foram examinadas pelos nossos auditores independentes.


42

18. Eventos Subsequentes

Financiamentos

Global Notes Em 27 de janeiro de 2011, a PifCo emitiu um montante de US$ 6,000,000 em multi-tranche Global Notes no mercado internacional de capitais, como segue: (i) US$ 2,500,000, com vencimento em 27 de janeiro de 2016, taxa de juros de

3.875% ao ano e pagamentos semestrais a partir de 27 de julho de 2011; (ii) US$ 2,500,000, com vencimento em 27 de janeiro de 2021, taxa de juros de

5.375% ao ano e pagamentos semestrais a partir de 27 de julho de 2011;

(iii) US$ 1,000,000, com vencimento em 27 de janeiro de 2041, taxa de juros de 6.750% ao ano e pagamentos semestrais a partir de 27 de julho de 2011.

Este financiamento teve custo de emissão estimado em US$ 18,447, deságio de US$ 20,520 e taxa de juros efetiva de 4.01%, 5.44% e 6.84% ao ano, respectivamente. Os Global Notes constituem-se em obrigações não garantidas (unsecured) e não subordinadas da PifCo e contam com a garantia completa e incondicional da Petrobras.


43

DIRETORIA EXECUTIVA

DANIEL LIMA DE OLIVEIRA Presidente

JOSÉ RAIMUNDO BRANDÃO PEREIRA Diretor

MARCOS ANTONIO SILVA MENEZES Diretor

MARIÂNGELA MONTEIRO TIZATTO Gerente de Contabilidade

CRC-RJ-53.268/O-1

ia PETROBRAS

Annual report 2010 Petrobras International Braspetro B.V. Amsterdam

Table of contents

Directors' report Directors' report

Financia1 statements Balance sheet as at 31 December 2010 Profit and loss account for the year ended 31 December 2010 Cash flow staternent for the year ended 31 December 201 0 Notes to the financia1 statements

Other Information Provision in the articles of association governing the appropriation of profits Appropriatíon of result Auditor's report

Enclosures List of direct and indirect participations

Petrobras Intemstlonal Braspetro B.V., Amsterdam

-

PETROBRAS

Di rectors' report

A. REPORT OF THE MANAGEMENT

The management herewith presents to the shareholders the annual accounts of PETROBRAS INTERNA'TIONAL BRASPETRO B.V. (hereinafter:"PIB B V ) for 2010.

6. GENERAL

PIB BV is a limited liability company, whoily owned by Petrdleo Brasileiro S.A.- Petrobras, incorporated under the laws of the Netherlands and acts as a holding, finance and oil and trading company. It has one branch in Angola, one in Libya, two in Colombia, one in Portugal, one in Mozambique, one in New Zealand and subsidiaries, as set forth below:

COMPANY COUNTRY

(1) - refers to companies that also have subsidiaries, branches and participations in other companies

Petrobras Intemotlonal Braspetm E. V., Amsterdam

The company operates in severa1 countries, particularly in South America, West Africa and the Middle East, that can be politically, economically and socially unstable. The results of operations and financial condition of our subsidiaries and branches in these countries may be adversely affected by fluctuations in their local economies, political instability and governmental actions relating to the economy, including:

e the Imposition of price controls;

e the imposition of restrictions on hydrocarbon exports;

e the nationalization of oil and gas reserves, as experienced in recent years in Venezuela, Ecuador and Bolivia;

e increases in export tax and income tax rates for crude oil and oil products, as experienced in recent years in Argentina, Venezuela, Ecuador and Bolivia; and

e unilateral (governmental) institutional and contractual changes, including controls on investments and limitations on new projects, as experienced in recent years in Venezuela, Ecuador and Bolivia.

If one or more of the risks described above were to materialize we may lose part or all of our reserves in the affected country and we may not achieve our strategic objectives in these countries or in our international operations as a whole, which may result in a material adverse effect on our results of operations and financial condition

C. OVERVIEW OF ACTIVITIES

The main activities of PIB BV are related to holding and financing and also exploration and production of oil and gas through its two branches in Colombia and those in Angola, Libya, Portugal and Mozambique. PIB BV also develops activities in the whole oil chain through its subsldiaries around the world.

During 2010, PIB BV increased its participation in companies, in exploration and production assets and has operated in a way to consolidate the growing of international activities, according to its Strategic Business Plan, which is annually reviewed, in order to evaluate its portfolio and positioning around the world, as well as to be aligned to the guidelines of the Strategic Bussiness Plan developed by its controlling shareholder Petrobras.

During 2010 the Company recognized in its financial statements, losses on some of its exploration assets as a result of a risk from an increased drilling carnpaign, particularly in the last six years. However, despite the losses of reserves and production that occurred during this period, either by production, natural decline or motivated by legal changes, the investments allowed to recover much of the total peak production reached in 2004 (283 thousand bpd) and limit its loss to 6.5% until this year. For the years to come, the development of the operations in Peru and EUA will rise the volume produced until new peaks.

The company results were influenced by the increase in revenue from their branches in Colombia and Angola, due to increase of the oil prices (36% over prior year). There was also an increase in capex in Angola, over the prior year, in a US$ 104 million (100%), due to the exploration carnpaign.

The Company ended the year with a production of 151 thousand bpd of oil and LNG and 16 million m3 of natural gas , corresponding to a total production of 245 thousand boed. Its four refineries with total processing capacity of 280.5 thousand bpd, processed 206.8 thousand bpd. The Company also has assigned an agreement to sale San Lorenzo refinery, in Argentina, including 360 service stations, but the transaction is still pending of approval. This sale will reduce the processing capacity to 230.5 thousand bpd.

The PIB BV group performs activities in 25 countries in five continents and operates in all segments of the oil industry.

Petrabras Internsllonal Braspetm 8. V,, Arnsterdam

PETROBRAS

Operetlons ao of December 31,2010 EELP Reiinlng,

Petrochemloal and Countrles Argentina ~oi ivia Chile Colombla Cuba Curacao Ecuador Paraguay Peru Uruguay Venezuela Mexiw U.S. Ame ricas

14 Angola 15 Libya 16 Namibia 17 Nigeria 18 Tanzanla

Atrica

18 Holanda 20 Portugal

Europe

21 India 22 Jepan 23 Turkey

Asla

Exploratlon Productlon Mirketlng Dlstrlbutlon O88 and Power J v' 4 J

24 Australia v' 25 New Zealand J

Oceanla

Besides the portfolio in exploration and production, PIB BV's assets include:

4 refineries'; 1,171 sewice stations'; 2 lubricant plants; 2 natural gas distribution companies (industries and residential consumers); 2 petrochemical plants; 1 thermo electrical complex; 1 hydro electrical complex; 1 electric energy company; 1 gas transportation company; and, participation in a liquid natural gas trading cornpany.

' - The sele agreernent of San Lorenro's refinery Includes 380 servlce statlons and still pending of approval.

MANAGEMENT

PIB BV is continuously improving the management systems of its branches and subsidiaries. The most important investment is ProANI - Processes Integration Program, which aims the implementation of an unique business process model in ali operating companies controlled by PIB BV, with standardized processes and management tools. As ProANI is gradually implemented, the non integrated IT systems are disabled, and the business operations improve the levels of controls and compliance.

Petrobrss International Brespetro 6. V,, Amsterdam

In the Ias! years, ProANI has been implemented in Petrobras Argentina S.A., Petrobras Chile Petrolera Ltda., PIE BV Sucursal Angola, Petrobras America Inc. and Petrobras Asphalt. Hereafter, ProANI shall be implemented in the subsidiaries with the most profltable businesses and great growth potential.

Besides ProANI, the Board approved the development of specific procedures to be adopted by PIB BV's subsidiaries in line with those issued by the controlling company, Petrobras, These procedures are being adjusted under the revision of the supporting Committee of PIB BV. It aims to support PIB BV's standardization process providing effectiveness, efficlency and security in work standards. Such standardizations, together with an appropriate handling of information, provide an essential too1 in the support of management in decision making and definition of strategies, thus ensuring quality in the information provided.

DEVELOPMENT OF THE BUSINESSES

AMERICAS

The activities developed in Americas involve the whole oil chain. PIB is present in 13 countries (Argentina, Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador, USA, Cuba, Curacao, Mexico, Paraguay, Peru, Uruguay and Venezuela).

The production of the local subsidiaries during 2010 was 91 thousand bpd of oil and 16 million cublc meters per day of natural gas, resulting in a total production of 185.1 thousand boed. In retail sales business, it was sold 6,125 thousand cubic meters in five countries and in petrochemical, 512,107 ton of Styrene, Polystyrene, Rubber and other products.

The Argentine subsidiary has not accepted the final terms of Ecuador government proposal, to migrate the contracts of the 18 block and Palo Azul field from an exploration contract to a service contract, according to the new hydrocarborís law, The Cornpany will require the compensation referred to in the contract. This subsidiary also assigned an agreement to sale the San Lorenzo refinery, with capacity to process 50.5 thousand bpd and 360 service stations to Oil Combustibles SA .The transaction still under approval of administrative rules of the Argentine authorities.

In ths United States, the operations of Petrobras America Inc were impacted by the oil drilling moratorium in the Gulf of Mexico. The Company increased its participation to 100% in Cascade field and maintains its 66.67% work interested ln Chinook field. 'the production beginning of this two fields is expected to initiate in the first quarter of 201 1, Also in the United States, the Pasadena Refining Systems inc - PRSI has improved its results by processing its historical record of oil - 107 bpd (99% of utilization rate) - and by optimlzing administrative and operational process costs.

The Peruvian subsidiary endsd successfully the drilling of the exploratory well Picha, which result ln an oillgas discovery that is currently under comrnercial evaluation.

AFRICA

In Nigeria, the production from AKPO and AGBAMI fields has increased the Cornpany's production in the country from 39.8 thousand bpd in 2009 to 57.9 thousand bpd in 2010, generating great results from the subsidiaries Petroleo Brasileiro Nigeria LTD - PBN and Brasoil Oil Services Co. Ltd - PEN, although this financia1 results suffered from a dry well Eja in the 315 block. In the country, the Company continues to develop the production of the project EGINA.

In Angola, the subsidiary still holds the production of the block 02 and is developing the exploration projetcts of the blocks 15, 02, 18106, 26 and 34. The cornpany also has exploratory projects in Libya, Namibia and Tanzania.

ASIA and OCEANIA

PIB BV also has a subsidiary operating in Japan (Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha - NSS), which is owner of a refinery in the Okinawa Island. In 2010, the remaining 123% share from its partner Sumitomo was acquired by US$29 million. The operations on Okinawa Island were not affected by the earthquake or the tsunami occurred in march 201 1, However our office in Tokyo was closed by safety reasons and the operations and personal were transferred to Okinawa facilities Petrobms Intematlonal Brespetro B.V., Amsterdam 6 k

In Turkey, the Company realized the farm-out of 3922 (Sinop) block and the exploratory campaign resulted in a dry well, that has already been recognized in 2010. Still in this region, the company maintains exploratory projects ongoing in India, Australia and New Zealand.

In the Samsung shipyard, in South Korea, the construction and sea tests of Petrobras 11 10.000 drillship have been concluded, and now it is already included in the exploratory projects of the Company.

EUROPE

PIB BV has a branch in Portugal to develop exploration, production, and also trading activities. Nowadays it has been exploring Peniche and Alentejo basins, besides leading activities related to technology development and biofuels, through it is subsidiary. Belem Bioenergy BV,

Hlghllght of Tradlng Actlvltles in 2010:

PIE BV trading operations started on the last quarter of 2008, initiaily with bunker and fuel oil trading, and then followed by clean products (gasoil and diesel).These activities are primarily concentrated in Rotterdam - the Netherlands.

From that period on, trading activity kept growing, despite the 2009 global crisis and recession that gave a different shape to the prevalling market conditions, affecting commodities prices, inventory valuation, and ultimately our trading margins.

In this scenario, our gross revenue in 2010 reached US$ 1.1 billion, equivalent to 14 million barrels.

When compared to 2009, that reglstered US$ 600 million yith equivalent volume traded of 10.5 million barrels, which represents a 84% growth in'revenues and 33% in voiume. The graph I below illustrates the quarter to quarter sales performance

Graph I - PIE BV Quarter to Quarter - 2010 Sales I I I Quarter-to-Quarter Gross Sales tri

i Ethanol i Bunker 81 Fuel Oil o Gasoil and Diesel

Breaking down into our activities:

(a) Fuel Oil Trading: generated in 201 0, a gross revenue of US$ 284.52 million, selling 602.67 thousand cubic meter of low sulphur fuel oil to a total of 20 customers. The number of sales amounted to 189 operations. The total purchases of the fuel oil activities added up to US$ 466.20 million, equivalent to 1.026,66 thousand metric tons of fuel oil (approximately 1,032.80 thousand cubic meter), There were 1 I I product purchases from 19 different suppliers. The physical movement of products comprehended 121 transportation and logistics operations of fuel oil. (b) Bunkering Trading: generated a gross revenue of US$ 340.78 million, selling 1,420.94 thousand cubic meter of low sulphur and high sulphur bunker to a total of 51 customers. I

Petrobras Internritional Braspetro B.V., Amsterdam 7 e

The number of sales amounted to 986 operations. The total purchases of the bunkering activities added up to US$ 89.58 million, equivalent to 211.88 thousand metric tons of bunker and other bunker components (approximately 212.70 thousand cubic meter) . There were 80 product purchases from 8 different suppiiers. The physical movement of products comprehended 383 transportation and logistics operations of bunker and other components.

(c) Gasoil and Diesel Trading: represented almost 40% of the gross revenue reaching US$428.37 million with quantity of 781.56 thousand cubic meter sold and 718.73 thousand cubic meter purchased . The number of sales amounted to 509 operations. There were 98 product purchases from 13 different suppliers. The physical movement of products comprehended 124 transportation and logistics operations of gasoil and diesel trading.

(d) Ethanol Trading: represented approximately five percent of the gross revenue reaching US$ 52,49 million with quantity of 82.02 thousand cubic meter sold and 92.71 thousand cubic meter purchased. The number of sales amounted to 116 operations. There were 5 product purchases from 35 different suppliers. The physical rnovement of products comprehended 52 transportation and logistics operatlons of ethanol trading.

For 2011, trading operations are expected to grow even more, considering addition of crude oil and oil products operations to PIB BV trading activities.

INFORMATION REGARDINO FINANCIAL INSTRUMENTS

The Company's principal financial instruments comprise bank loans, investments and cash. The purpose of these financial instruments is to finance the Company's operations. The Company has other financial instruments, such as debtors and creditors; which arise directly from its operations.

The risks arising from the financial instruments are managed in close conjunction with the controlling company, Petrbleo Brasileiro S.A,

RESEARCH AND DEVELOPMENT INFORMATION

The company does not have research activity. The development activities are related to built facilities in order to initiate the production of the oil fields.

PIB BV is wholly owned subsidiary of the Petrobras group and for all the group companies the social and environmental responsibility is a pillar of the strategy and directs the relationship with its stakeholders. The company operates based on the Global Compact's ten principles of the United Nations (UN), which Petrobras group is a signatory since 2003.

OTHER INFORMATION

Rlsk Manaaement

Risk managernent of the cornpany is strongly aligned to the objectives and goals of its controlling shareholder, and as stated in its Business Plan. The integrated risk framework consists of policies and guidelines established and approved by senior executives of the controlling shareholder, for a Risk Management Committee and systems for identification, quantification, response and risk control.

Internal control of Processes and D T O C ~ ~ U ~ ~ S

The Policy and Guidelines for Internal Control, approved by the Board of Directors of the controller shareholder, is the document that sets out principles to reinforce the rnethodological uniformity and integration of managerial of interna1 controls relevant risks in Petrobras's companies. Its implernentation in the wntrol routines of all group companies makes PIB BV able to perform adjustments with greater ease and precision, Actions for continuous integration of entity-ievel controls and procedures are also developed. Most of these actions is focused on updating the risk assessment and the extent of the controls essential to all group companies. I

Petrobras Internstlonal Brespetro B.V., Amsterdem 8

OUTLOOK

Once the new business plan process has not been concluded, the actual business plan is still valid for the 2010-2014 period. This Business Plan foresees an investment of US$ 113 billion for this period in international activities. The exploration and production segment corresponds to 90% of this investment, which 19% are allocated to exploration projects and the remainder is for the development and maintenance of production of assets lowted ln the United States, Nigeria, Angola and Argentina. The refining, transportation, trading and petrochemical segments correspond to 5% of the resources,, Gas and Energy, Distribution segments for 4%, 10% of the investment is related to new businesses and the corporate areas corresponds to 1%.

Amsterdam, 23 March 201 1

Board of d i r e c t d

Mr. ~ a r c o o A n f d n d ~ w M s ~ r ~ n i ~ r a n c i s c u s Jozef Loornan

ICE Alex#i#WV'eWrih Rdürigries Mr. Jose Raimundo Branda3 Pereira '

Petrobms Intemational Bmspetro B.V., Amsterdarn

Financia1 statements

Petrobras Internatlonel Braspetro B. V., Amsterdam

Balance sheet as at 31 December 2010

(before proflt approprlatlon)

(x 1,000)

Assets Flxed assets Intangible fjxed assets

Tangible fixed assets

Financia1 fixed assets Participations in group companies Loans to group companies Other receivables

Current assets Stock

Debtors Trade debtors Receivables from group companies Prepayments and accrued income Other receivables

Cesh and cash equivalents

31 Decernber 2010 31 December 2009 Note USD USD USD USO

Petrobras Intematlonel Brespetro B.V., Amsterdem

31 December 2010 31 Decem ber 2009 (x 1,000) Note USD USD USD USD Shareholder's equity and liabllltles Shareholder's equity 13 Issued and paid-up share capital 14 3,898 2,403 Share premium reserve 1,482,744 884,404 Other reserves 15 (632,722) (41,732) Unappropriated result (302,5 53) (591 ,I 53)

551,367 253,922

Provlslons Pension provision Deferred taxes Other provisions

Non-current Ilabilitles Payables to group companies Other non-current liabilities Credit institutions long term

Current Ilabllities Amount owned to credit institutions 23 28,474 Payables to group companies 24 9,736,926 Texation and social security contributions Other liabilities and accruals

Petrobras Internatlonal Braspetro 8. V., Amsterdam

Profit and loss account for the year ended 31 December 2010

2010 2009 Note USD USD USD USD

Net turnover

Other operating income Total operatlng Income

Cost of sales Wages and salaries 30 Depreciation of administrative assets Exploration expenses 31 General and adrninistrative expenses 32 Total operating expenses

Operating profltl(loss)

Exchange result S.

Financia1 income and expense 34.. ' .

Result from ordlnary actlvltles before taxatlon

Taxation Result participations

Net result

Petrabras Intematlonel Braspetro B.V., Amsterdam

Cash flow statement for the year ended 31 December 2010

The movements of funds can be specified as follows:

Cash flow from operatlng actlvltles Operating (loss)

Adjustmenb for Amortization and depreciation Exchange results Movernents in provisions

Changes in working capital: Decrease I (increase) in stock 9 Decrease in debtors Decrease I (increese) in current liabilities (exclusive of finance balances)

201 0 2009 Note USD USD USD USD

Cash flow provided by commercial operations

Disposals and impairments tangible fixed assets 5 . 191,395 Disposals and impairments of lntangible fixed assets 4 542 1 Dividends received 34 336,788 Interest pald / accrued 34 (227,367) Taxation paid I accrued 35 f 38,7781

Cash flow from operating activities

Cash flow from investlng activitles Investments in intangible fixed assets 4 (51,703) (6,116) Investments in tangible fixed assets 5 (200,739) (123,056) Impairment of financial fixed assets 6 (251,589) (188,158) Net investment in financial fixed assets 6f7 18 (61 7,7481 (2,414,896) Cash flow used from investing activities 11,121,779k

Petrobms Internatlonai Bmspetro 8. V., Amsterdam

201 O 2009 Note USD USD USD USD

Cash flow from financing actlvltles Increase issued and paid-up capital 13 Increase share premium 13 Increaseldecrease in non-current liabilities 2012 1 Cash flow used in financing activities Increasel(decrease) in cash

The movement of funds is as follows:

Balance as at 1 January Movements during the year Balance as at 31 December (*)

(*) Movements in cash and cash equlvavenfs can be broken down as follows:

Balance as at 31 December 182,065 Bank overdraft ("amount owned to credit institutions") (28,4741 Balance as at 31 December 153.591

Petrobras Internetlonal Bnispetro 8. V,, Amsterdam

Notes to the financial statements

1 General principies

1 1 Activities

Petrobras International Braspetro B.V. ("the Company"), having its statutory seat in Amsterdam, acts on one hand as an intermediate holding and financing company within the Petrobras group and is on the other hand involved in the exploration, production and trade of oil and gas, The exploration and production of oil and gas is carried out by two branches in Colombia, a branch in Angola, in Libya, In Portugal, Mozambique and in New Zeaiand. The Angola and Colombian branches have been contributed to the Company in 2002. The Libyan branch was incorporated in 2005. The branches in Portugal and Morambique were opened during 2007. The New Zealand branch was incorporated in 2010. The operations of these branches are included in these financial statements as of that date,

The Cornpany was Incorporated on 5 September 2002. The parent companies of the Company are Petrbleo Brasileiro S.A., Rio de Janeiro, Brazil (88.55%) and 5283 Participaçbes Ltda, Rio de Janeiro, Brazil (1 1,45%).

1.2 Registered office

Petrobras Intemational Braspetro B.V. has its registered office at Prins Bernhardplein 200, 1097 JB in Amsterdam.

1.3 Going concern

As at 10 February 2011, the Cornpany's ufimate shareholder, Petr6leo Brasileiro S.A. has declared to continue to provide such financlal support as is necessary to enable the Company to continue as a going concern and to meet its liabilities as they fall due, at least for the next twelve months. Therefore, management is of the opinion that the going concern assumption is justified.

1.4 Changes in accounting policies for pensions

Until 1 January 2009, the recognition and measurement of pension plans was based on characteristics and risks. For plans, the so-called defined benefit plans, the net commitrnent with respect to the plan was determined by estimating the pension benefits accrued by staff in exchange for their services during the reporting period and prior periods. These pension benefits were discounted to determine the present value, and the fair value of the plan assets was deducted. The calculation was performed using the projected unit credit method.

In 2009, the RJ published a new Guideline 271.3 (2009) concerning pensions, which rnay be applied with immediate effect. Main principle of departure of the new Guideline is that for all pension plans the pension charge to be recognized is in principle equal to the pension contribution payable, unless there are additional comrnitments as at balance sheet date. It has been decided to apply this Guideline as from 1 January 2009, which has resulted in a change to the accounting principies.

As at 1 January 2009, this change in accounting principles has had no effect on the capital. The comparative figures of profit and loss account have therefore not been adjusted to the new accounting poiicy .

Petrobras International Braspetro B.V., Amsterdam

1.5 Consolida tion

The Company has applied the consolidation exemption in accordance with article 408 Section 1, Book 2 of the Netherlands Civil Code. The financia1 staternents of the Cornpany and its subsidiaries are included in the consolidated financial staternents of Petr6leo Brasileiro S,A., Rio de Janeiro (Brazil), which will be filed at the Trade Register of the Chamber of Commerce.

f .5 Related parties

The Company entered into transactions in the ordinary course of business with various related parties during the year. These transactions relate to service charges based on service agreernents between certain associated companies, and funds provided by and to associated companies to finance the operations of the Company, including interest thereon. All these transactions are in principie carried out on an arrn's-length basis.

The ultimate shareholder of Ihe Group is Petrbleo Brasileiro S.A., registered in Rio de Janeiro, Brazil. All of the related parties are also ultimately controlled by the ultimate shareholder.

1.6 Accounting policies for the cash flow statement

The cash flow statement has been prepared using the indirect rnethod and discloses cash at bank and in hand and the bank credit recognized under current liabilities. Cash flows denominated ln foreign currencies are translated into the functional currency using their average rates of exchange. Exchange differences in relation to cash items are disclosed separately in the cash flow statement. Interest incorne and expense, dividends received and taxes on profits are included in cash flow frorn operating activities. Dividends paid are included in cash flow from financing activities.

Investments in group companies are stated at cost net of cash at bank and in hand held by the acquired cornpany.

1.7 Estimates

The preparation of financial statements in conforrnity with the relevant rules requires the use of certain critical accounting estirnates. It also requires management to exercise its judgement in the process of applying the Group's accounting policies. Actual results may differ from these estimatss. The estimates and underlying assumptions are constantly assessed. Revisions of estimates are recognised in the period in which the estimate is revised. If necessary for the purposes of providing the view required under Section 362(1), Book 2, of the Netherlands Civil Code, the nature of these estimates and judgrnents, including the related assumptions, is disclosed in the notes to the financial statement items in question.

2 Accounting policies for the balance sheet

2.1 General

The financial staternents are prepared in accordance with the statutory provisions of Part 9, Book 2 of the Netherlands Civil Code and the firrn pronouncements in the Guidelines for Annual Reporting in the Netherlands as issued by the Dutch Accounting Standards Board. The financial statements are denorninated in US dollars and were approved by the Board of Directors on 23 March 201 1,

In general, assets and liabilities are stated at the amounts at which they were acquired or incurred, or fair value. If not specifically stated otherwise, they are recognized at the amounts at which they were acquired or incurred. The balance sheet, profit and loss account and cash flow statement include references to the notes.

Petrobms International Braspetro 8.K Amsterdam

2.2 Comparative figures

The accounting policies are consistent with those used in the previous year.

2.3 Foreign currencies

Functional currency The functionai currency 1s the US dollar as the majority of the Cornpany's transactions is denominated in US dollars. Arnounts denominated in foreign currencies are translated into US dollars at the exchange rates prevailing on balance sheet date. Exchange differences from such currency transactions are recognized in the profit and loas account. 'rhe share capital of the Company is translated at year-end rates with the resulting translation gains or losses included in the other reserves.

At year-end the following rates have been used:

2009: EUR I = USO 1.4398 2010: EUR 1 = USD 1.3281

Transactions, assets and liabilities Transactions denominated in foreign currencies wnducted in the reporting period are recognized in the financia1 staternents at the rates of exchange on the transaction date. Monetary assets and liabílities denominated in foreign currencies are translated at the exchange rates on the balance sheet date. Any resulting exchange differences are taken to the profit and loss account.

2.4 Intangibie fixed assets

Concessions, licences and bonuses are valued at cost.

In case of a successful discovery, those capitalized costs are amortized based on the unit-of-production method using total proven reserves. These reserves are determined by the Cornpany's geologists and petroleum engineers in accordance with lnternational standards and are reviewed annually or when there are indications of significant changes in the reserves. No arnortization is calculated as long as exploration activities are in progress. In case of unsuccessfui exploration efforts, or upon relinquishment of the concession or licence, the corresponding capitalized amounts are fully written off.

Computer software

Software licenses acquired are capitalized at acquisition cost and amortized over their estírnated useful lives. Expenditures incurred for the production of identifiable software products that are tailor-made for the Cornpany are capitalized. When internally produced, such assets are capitalized if future econornic benefits are expected and the cost can be measured reliably. Expenditure in connection with maintenance of computer software and research expenditure is recognized in the profit and loss account.

2.5 Tangible fixed assets

Producing assets relating to the exploration of oil and gas are depreciated on a fleld-by-field basis, using the unit-of-production method based upon proven developed reserves. The effects of changes in reserve quantities are recognized prospectively.

Cost includes interest capitalized during the construction of certain major installations. No depreciation is calculated for assets under construction.

Common installations which treat hydrocarbons originated from more than one field are depreciated using the unit-of-production method taking into account the production and proven developed reserves of the related fields.

Petrobras Internatlonel Bmspetro 8. V., Amsterdam

r:.

Wells in progress at year-end are capitalized under tangible fixed assets, with a maxirnurn of 12 months, until sufficient inforrnation is available in order to establish whether these wells show commercial quantities of proven reserves.

Plant and equipment, which are mainly facilities related to the respective producing assets, are depreciated on a field-by-field basis, using the unit-of-production method based upon proven developed reserves.

The other tangible fixed assets are stated at cost less depreciation based on the estimated economic lives of the assets concerned,

2.6 Financia1 fixed assets

Participations Due to the fact that the Cornpany is acting as an international based intermediate holding cornpany which is consolidated, together with its participations, into the consolidated accounts of its ultimate parent cornpany, Petrbleo Brasileiro S.A, the Company has elected to value its participations using the historical cost rnethod.

Hence, subsidiaries and other participating interests are stated at cost net of a provision for any perrnanent impairment in value, based on rnanagement's assessrnent. 'rhe cost value is defined as the net asset value and in case of newly incorporated subsidiaries share capital plus acquisition costs of the subsidiary or other participating interest at the time of acquisition.

Receivables included in the financia1 fixed assets are valued at face value less provisions where necessary,

2.7 Stock

Ra w materiais, consumables and finished goods Stated at the lower of cost at weighted average prices and market value, less a provision for obsolescence or slow-moving.

2.8 Debtors

Debtors are carried at the fair value of the consideration, usually its face value. A provision is made for doubtful debts.

2.9 Cash and cash equivalents

Cash and cash equivalents represent cash in hand, bank balances and deposits with terms of fewer than twelve months, Current account overdrafts at banks are included under debts to credit institutions under the heading current liabilities. Cash and cash equivalents are stated at face value.

Petrobras Intematlonal Braspetro 8. V., Amsterdam

2.10 Provisions

General Provisions are recognized for legally enforceable or constructive obligations existing at the balance sheet date, the settlement of which is probable to require an outflow of resources whose extent can be reliably estimated. Provisions are measured on the basis of the best estimate of the amounts required to settle the obligations at the balance sheet date. Unless otherwise indicated, provisions are stated at the present value of the expenditure expected to be required to settle the obligations.

Deferred taxes Deferred tax assets and liabilities are recorded on timing differences arisen from valuation of assets and liabilities for annual account purposes and tax purposes. The deferred tax assets and liabilities are calculated based on the tax rate prevailing at year-end or applicable future tax rates, insofar as already decreed by law. Deferred tax assets, including those resulting from loss carry-forwards, are valued if it can be reasonably assumed that these will be realized.

Abandonment and res toration provisions At the end of the producing life of the wells, costs may be incurred in moving and decommissioning production facilities. The Company, in this case, recognizes the full discounted cost of decommissioning as an asset or liability, as soon as the obligation to rectify environmental damage arises.

The decommissioning cost is allocated to the respective fixed assets component. The liability is recorded as a provision. The amortization of the asset, calculated on a unit-of-production basis based on proven developed reserves, is allocated to the cost of sales whereas the decommissioning charge in the profit and loss account and the unwinding of discount is classified as interest payable and similar expenses.

2.7 7 Commitments and contingent liabilities

Consistently with the industry practice, the Company has a sole and shared liability for certain commitments entered into on account of or by the joint ventures. These commitments arise in the ordinary course of business and have not been disclosed separately. The Company is not aware of any conditions as a result of which the Company may be held liable for the commitments of its joint venture partners.

2.72 Financial instruments

The Company's principal financlal instrurnents comprise bank loans, investments and cash. The purpose of these financial instruments is to finance the Company's operations. The Company has other financial instruments, such as debtors and creditors, which arise directly from its operations.

The risks arising from the financial instruments are managed in close coqjunction with the controlling company, Petrbleo Brasileiro S.A.

The fair value of the Company's financial instruments, which is largely related to the risk profile of the Company's operations, does not differ significantly from the value presented in the accounts.

Derivatives are initially recognised at fair value on the date a derivative is entered into and are subsequently remeasured at their fair value. The company does not apply hedge accounting. Consequently the resulting gains and losses are immediately recognised in the profit and loss account in financial income and expenses.

Petrobras Intemetlonal Braspetro 8. V,, Amsterdam

3 Accounting pollcles for the proflt and loss account

3.1 Net tumover

The net turnover shown in the profit and loss account is the revenue from goods traded to Petrobras group companies and third partles as well as services supplied to Petrobras group companies and to a lesser extent to third parties, net of discounts and valueadded tax.

3.2 Revenue recognition

The Company's criteria to recognize the revenues are: - uncondltional certainty on the realization of the selling operation; - delivery of the goods or the service; - determined selling price; and - receipt of the selling operations is quite certain.

The Company only recognizes its revenue when all the above mentioned criteria are met, which therefore the transfer of the risks and rewards.

Sale of goods Measured at the fair value of the conslderation received or receivable, net of returns and allowances, trade discounts and volume rebates. Revenue is recognized when the significant risks and rewards of ownership have been transferred to the buyer, recovery of consideration is probable, the associated costs and possible return of goods can be estimated reliably, and there is no continuiug management involvement with the goods, Transfers of risks and rewards vary depending on the individual terms of the contract of sale.

3.3 Cost of sales

Cost of sales represents the direct and indirect expenses attributable to revenue, including raw materiais and consurnables, cost of work contracted out and other external expenses, the employee benefits expense in respect of production staff, depreciation charges for buildings and equipment, and other operating expenses that are attributable to cost of sales.

3.4 Personnel benefits

Short-term employee benefits Salaries, wages and social security contributions are taken to the profit and loss account based on the terrns of employment, where they are due to employees.

Foreign Pensions Plans Employees of the companies in Colornbia (excluding contractors and temparary staff) benefit from a defined pension scherne, During their professional lives with the Company, employees progressively acquire service years that determine the amount of benefits and pensions, which they are entitled to at the end of their employment. A separate external pension fund rnanages the financia1 assets and obligations.

For foreign pension schemes which are not similar to the way the Dutch pension system is designed and operates a best estimate is made of the obligation at the balance sheet. The liability is determined using the projected unit credit method, as used in FASB Accountlng Standards Codification (ASC) 715- Cornpensation, which js acceptable in the Netherlands.

When the calculation results in a benefit to the Group, the recognized asset is lirnited to the net total of any unrecognized actuaria1 losses and past service costs and the present value of any future refunds from the plan or reductions in future contributions to the plan or reductions in future contributions to the plan.

The employees in Angola, Libya, Portugal, Mozarnbique and New Zealand do not have any pension arrangement Petrobms Internatlonel Baspetro 8. V., Amsterdern 21

3.5 Other costs

Recognized in accordance with the historical cost convention and are allocated to the reporting year to which they relate.

The costs incurred with exploration and production of oil and gas are recorded in accordance with the successful-efforts method. This method requires that the costs related to successful exploratory wells and the development of production wells are capitalized. Costs relating to geological and geophysical exploration activities are charged to operating results. Costs relating to dry and commercially uneconornical wells are also charged to operating result.

3.6 Amotiization and depreciation

Intangible assets, including goodwill, are amortized over the useful lives and property, plant and equipment depreciated over their estimated useful lives or using the unit of production method for those assets related to the oil producing field as from the inception of their use. Land and investment property are not depreciated. Future depreciation and amortization is adjusted if there is a change in estimated useful life, or in the proven development reserves.

3.7 Finance income and costs ,*

Intemst paid and received Recognized on a time-weighted basis, taking into account the effective interest rate of the assets and Iiabilities concemed. When recognizing interest paid, allowance is made for transaction costs on loans received.

Dividends Dividsnds receivable from associates not carried at net asset value and securities are recognized as soon as the Company acquires the right to them.

3.8 Taxation

Taxation on results is calculated on the profitl(loss) before taxation in the profit and loss acwunt, taking into account any Iosses carried forward from previous financia1 years (insofar as these are not included in deferred tax assets). tax-exempt items and non-deductible expenses. Account is also taken of changes in deferred tax assets and deferred tax liabilities owing to changes in the applicable tax rates.

The Company forms part of a fiscal unity with its subsidiaries in the Netheriands. Dutch corporate income taxes due and corporate income tax receivables deemed recoverable, will be settled in the current account with its subsidiaries.

Petrobrus Internaflonal Braspetro B. V., Amsterdam

Notes to the balance sheet

4 Intangible fixed assets

Movernents in intangible fixed assets can be broken down as follows:

Exploration Development Conces- Soítware Total slons

USD USO USD USD USD

Balance as at 1 January 2010

Cost 7,077 795,032 672,480 72,691 1,547,280 Accumulated amortization O (671,9171 (133,246) (32.7731 (837,9361 ~ o o k value J123.115539.234-

Movements in book value

Additions O Impairment O Disposals (5,384) Reclassifications ' O Amortiration disposals . 0 Amortiration O Balance (5.3841

Balance as at 31 December 2010

Cost 1,693 806,885 705,115 78,755 1,592,448 Accumulated amortization O (712,034) (1 33.540) (47.5731 (893,1471 ~ o o k value 1.69394.851 571.57531.182699.301 Amortization rate ,%---a

For the investments in concessions relate to the Angola branch, no amortization is calculated as long as exploration activities are ln progress. In case of unsuccessful exploration efforts, or upon relinquishment of the concession or licence, the corresponding capitalired arnounts are fully written off. The periods of the concessions are between 4 and 8 year. In case of a successful discovery, the capitalired costs such as exploratlon, development and concession costs are arnortized based on the unit-of-production rnethod using total proven reserves.

The investments in sofiware relate to the purchase of a SAP soítware application to be used by Petrobras Energla S.A. and the companies in Chile. The implementation was effected in January 2008 and May 2009, respectively.

Petrobms Internetiona! Braspetro B.V., Amsterdam

5 Tengible fixed assets

Movements in tangible fixed assets are broken down as follows:

Land and Plant and Other fixed Assets under Total bulldlngs equipment assets constructlon

USD USD USD USD U SD

Balance as at 1 January 2010

Cost 62,051 130,232 11,445 107,828 31 1,557 Accumulated depreciation (4 ,07a (92,357) (7.9421 O í 104.372) ~ o o k value -37.8753.503107.829-

Movements In book value

Additions 99 O 2,640 195,513 198,252 Reclassiflcations 3,071 (7,888) 10,667 (47,771) (41,921) Dlsposals (39,376) (2,555) (570) (1 04,885) (147,386) Depreciation in the year (463) (6,626) (2,414) O (9,503) Depreciation disposal 4 117 278 Q 399 Balance (36.8651..1_16,952).10.601-


Cost 25,845 11 9,906 24,469 150,686 320,502 Accumulated depreciation (4.532) (98,9831 (10.3651 O (1 13,4761 Book value cG-L&2u20.923~150.686207.926

Depreciation rates (*) 5- 5-.2p, --L%.LQ 0

(*) For assets related to the producing of oil field, the unit-of-production method is applied.

As of December 31,2010 the additions under assets under construction relate to:

The capitaiized exploration drilling costs in Angola branch amounting to US$ 106 rnillion, which are mainly related to Block 18106 (Well Mangands 01) in deep waters, located 200 kilometers away from the city of Luanda. Sociedade de Combustlveis de Angola is the concessionaire of Block 18/06. The Company is the block's operator, holding 30% of the stakes for it.

The other amount of approximately US$ 90 million, relates explorations capitalized costs of 26 joint venture consortiums in Colombia.

'rhe disposals refer mainly to the write-off of the capitalized exploration costs of block 18/06 (well Prata, Zinco and Titânio) and block 06106 (well Painho), in Angola, in total amount approximately USt 78 million, due to the fact that analysis of the wells showed that it is not feasible to continue investing in those areas. Further it refers to the write off ofdry well in Colombia in the amount of US$4 million.

Petrobres Internationel Brsspetro 6. V., Amsterdam

6 Financia1 fixed assets

The Company's direct interests in other companies comprise lhe following:

Name, registered offlce Share In issued

capital as percentage

Petrobras Colombia Combustibles S.A., Colombia Petrobras Paraguay Distribución Ltd., Paraguay Petrobras Paraguay Gas S.R,L,, Paraguay Petrobras America Inc., Houston, USA Petrobras Participaciones S.L,, Madrid, Spain Petrobras Bolivia Inversiones Y Servicios S.A., Santa Cruz, Bolivia Petrobras Uruguay de lnversidn S.A., Uruguay Petrobras de Valores Internacional de Espana S.A., Madrid, Spain Petrobras Mexico I1 SRL CV, Nuevo Lebn, Mexico Petrobras Oil & Gas B.V., Amsterdam, the Netherlands Petrobras Middle East B.V., Amsterdam, the Netherlands Petrobras Tanzania Ltd., Dar Es Salaam, Tanzania Petróleo Brasileiro Nigeria Ltd., Lagos, Nigeria Brasoil Oil S e ~ i c e s Company Nigeria Ltd,, Lagos, Nigeria Petrobras Paraguay Operaciones Y Logistica S.R.L., Paraguay PT MORUYII S.A. Paraguay Petrobras Venezuela Investments & Services B.V., Amsterdam, the Netherlands Petrobras Chile Petrolera Limitada, Santiago, Chile Petr6leo Brasileiro Mexico, Mexico Petrobras Colombia Limited, London, United Klngdom Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS), Tokyo, Japan Brazil Japan Ethanol Co. LTD., Tokyo, Japan DrillShip international B.V., Amsterdam, the Netherlands Petrobras Energia S.A., Peru Oleoducto de Colombia S.A. Compariia Petrolera 31 Oil S.A, Downstream Participaçbes LTDA, Brazil Petrobras Australia Oil & Gas PTY Ltd, Australia Belem BioEnergy B.V., Amsterdam, the Netherlands Petrobras Asphalt Trading B.V,, Curacao

The full overview of the directly and indirectiy held interests is included in the enclosure to the accounts.

Petrobras Intematlonal Braspetro B.V., Amsterdam

Patticipations in group companies

31-12-2010 31 -12-2009 USD USD

Petrobras de Valores Internacional de EspaAa S.A. Petrobras Paraguay Distribucibn Ltd. Petrobras Paraguay Gas S.R.L. Petrobras Arnerica Inc. Petrobras Paraguay Operaciones Y Logistica S.R.L, Petrobras Participaciones S.L. Petrobras Bolivia Inversiones Servicios S.A. Brasoil 011 Services Company (Nigeria) Ltd. Petroleo Brasileiro Nigeria Limited Petrobras Colombia Downstrearn S.A. Petrobras Chile Petrolera Ltda. Petrobras Colombia Combustibles S.A. Brazil Japan Ethanol Co. Ltd. Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS), Japan Petrobras Uruguay de Inversidn S.A Petrobras Middle East B.V. Petrobras Venezuela Investments & Services B.V. Petrobras Oil & Gas B.V. Petrobras Tanzania Ltd. DrillShip International B.V. Petrobras Energia Peru S,A. Downstream Participaçbes LTDA Petrobras Mexico II SRL CV, Nuevo Ledn Petrbleo Brasileiro Mexico Downstream Participaçees LTDA Compariia Petrolera 31 Oil S.A. PT MORUYII S A. Petrobras Australia Oil & Gas PTY Ltd. Belern BioEnergy B.V.

Movements in financia1 fixed assets can be broken down as follows:

A. PARTICIPATING INTERESTS (x 1,000)

Balance as at 1 January Acquisition of participating interests Impaiment Capital contribution

31-12-201 O 31 -1 2-2009 USD USD

Balance as at 31 December !iJ&%3d &215.532

1A) Acqulsltlons and capital contrlbutlons: In 2007, the Company acquired 40% of the shares of Petrobras de Valores Internacional de Espana S.A. from Petrobras Argentina S.A. (previously named Petrobras Energia S.A.). The total cost of this acquisition arnounted to USO 423.3 rnillion. Durlng 2009, the Company acquired the remaining 60% of the shares from Petrobras Energia Peru S.A. by USD 619.5 rnillion.

In 2008, the Company acquired 8725% of Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS) in Japan. 'rhe total cost of the acquisition amounted to USD 83 rnillion.

Petrobras InternaUonal Braspetro 8. V., Amsterdam 26

During 2010, PIB BV acquired the rernaining shares in the Japanese company by USD 47 million after being informed by Surnitomo about its interest in exercising the option to sell 12,5% of NSS share capital.

In 2009, the Company acquired 0.20% of the shares of Petrobras Energia Peru S.A. The total cost of the acquisition amounted to USD 2.124 million.

As per authorization issued by General Shareholders Meeting of the subsidiary Petrobras Colombia Combustibles S.A. ("PECOCO") the company Petrobras Colombia Downstream S.A. ("PECDOWN") was merged in March ls t , 2010.

In June 2010 the company incorporated a new subsidiary, Petrobras Australia Oil & Gas PTY Ltd, for participating in exploratory blocks.

In 2010, the Company acquired 50% of the shares of Belem BioEnergy B.V. The total cost of the acquisition amounted to USD 13 thousand.

In 2010 capital contributions were made to the following investments: (x 1,000)

- Petrobras Amerlca Inc., USA USD 827,531 - Petrobras Oil & Gas B.V., the Netherlands USD 112,644 - Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS), Japan USD 76,714 - Petrobras Tanzania Ltd., Dar Es Salaam, Tanzania USD 59,000 - Petrobras Uruguay de Inversibn S.A, Uruguay USD 8,303

USD 1,084,192

The equity as at 31 December 2010 and thgnet result of the subsidiaries are set out below:

Petrobras America I nc. Petrobras Bolivia Inversiones y Servicios S.A. Brasoil Oil Services Company (Nigeria) Limited Petróleo Brasileiro Nigeria Limited Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS), Japan Petrobras Participaciones S.L. Petrdleo Brasileiro Mexico SRL CV Petrdleo Brasileiro Mexico II SRL CV Petrobras Middle East B.V. Petrobras Tanzania Ltd. Downstream Participaçbes LTDA. Petrobras Oil & Gas B.V, Petrobras Colombia Downstream S.A. Petrobras Colombia Combustibles S.A. Petrobras Chile Petrolerã Ltda. Petrobras Venezuela lnvestments & Seivices B.V. Petrobras Uruguay de Inversidn S.A. Petrobras Paraguay Gas S.R.L. Petrobras Paraguay Operaciones Y Logistica S.R.L. Petrobras Paraguay Distribucibn Ltd, Brazil Japan Ethanol Co. Petrobras de Valores Internacional de Espana S.A. DrillShip International B.V. Petrobras Energia S.A. Peru Petrobras Australia Oil & Gas PTY Ltd. Belern BioEnergy B.V.

Eqult~ Result USD USD

Pettvbras International Braspetro B.V., Arnsterdem

(B) Impairment Management of the Company is confident that future cash flows of the subsidiaries exceed the current book value on an individual basis. All participating interests have been concluded as cost net of a provision for any permanent irnpairment in value, based on management's assessment. At balance sheet date one participating interest has been impaired based on the expected cash flow analysis and also the decision in not investirlg in that area in the coming future. This relates to Petrobras Oil & Gas B.V., for which an impairment loss for USD 251,589 was recorded.

7 Loans to gmup companies

31 -1 2-2010 31-1 2-2009 USD USD

Loans to Brasoil Oil Services Company (Nigeria) Ltd. 1,132,629 1,260,706 Loans to Petrbleo Brasileiro Nigeria Ltd 568,192 679,478 Loans to Petrobras Argentina S.A. 200,000 200.000

--- -lLkmda 2.140.184

The loan to Brasoil Oil Services Company (Nigeria) Ltd. bears an interest rate of 4.1175% per annum. The maturity date of the loan is in 2017, The loans to Petróleo Brasileiro Nigeria Ltd bear an interest of 4,03344% per annurn. The maturity date of the loans is in 2016, The loan to Petrobras Argentina S.A. bean an interest rate of 7.22% per annum. The rnaturity date of the loan is in 2015.

8 Other receivables 31-1 2-201 0 31-12-2008

(x 1,000) USD USD

Block 2/85 33,563 O Deferred tax asset 11,043 30,785 Prepaid expenses related to BPN Paribas loan 9,767 O Other 91 2 5

55.28530.790

Angola Branch is holding 27.5% of the stakes of the consortium that owns Block offshore 2185. As of 31 Decernber 2010, the total amount capitalized was reclassified from Fixed Assets to Other Current Assets held for sale due to rnaturity of the project and consequently, have been valued at their realizable value of the amounting to US$ 33.5 million.

The deferred tax assets were mostly generated by the branches in Colombía.

9 Stock

( x 1,000)

Raw materiais Finished goods

Less: Provision for losses

31-1 2-2010 31-1 2-2009 USO USD

The provision for losses relates to the valuation of the finished goods at the iower of the average cost price and market value as disclosed in note 2.7.

I Petrobras Intemationel Braspetro B.V., Amsterdam

10 Receivables from group companies

(x 1,000)

Loans and interests Petrobras America Inc. Loans and interests Petroleo Brasileiro Mexico SRL CV Loans and interests Petrobras Participaciones S.L. Loans and interests Petrobras Middle East B.V. Loans and interests Petrobras Oil 8 Gas B.V. Loans and interests Petrobras Venezuela Investments 8 Services B.V. Loans to Brasoil Oil Servlces Cornpany (Nigeria) Ltd. Loans and interests Petr6leo Brasileiro Nigeria Ltd. Loans and interests Bolivia Inversiones y Servicios S.A. Loans and interests Petrobras Uruguay de Inversiones S.A. Loans and interests Petrobras Tanzania Ltd Loans and interests Drillship International B.V. Loans and interests Petrobras Energia S.A. Loans and interests Petrobras Venezuela S.A. Loans and interests PTD Servicios Multipie's SRL CIA Petrobras Venezuela Investments & '

Services B V. CIA Petrobras Participaciones S.L. CIA Petrobras America Inc. CIA Petroleo Brasileiro Nigeria Ltd. CIA Brasoil Oil Services Company Nigeria Ltd. CIA Petrobras S.A. CIA Petrobras International Finance Company CIA Petrobras Uruguay de Inversi6n S.A. CIA Petrobras Oi l8 Gas B,V. CIA Others

31-1 2-2010 31-12-2009 USD USD

Ali loans have a rnaturity date in 2011. The interest ranges from 3,46% to 4.80%. There were no transactions within group companies that were not on a cornmercial market price,

I I Other receivables

(r 1,000)

Other debtors Taxation and social security contributions

31 -1 2-2010 31 -1 2-2009 USD USD

72 Cash and cash equivalents Cash and cash equivalents (as at 31 December amounts to USD 182,065 (USD 131,294 in 2009) and include rnargin deposit up to an amount of USD 7.0 rnillion. 'rhis deposit is placed with Citibank to ensure fulfilment of contract obllgations relating to the future contracts, which are entered into by the Company.

The other liquid assets are available on dernand. I

Petrobras Internatlonal Brespeíro B.V., Amsterdam 29 I

13 Shareholder's equity Issued and Share Other Unappro- Total

pald-up premlum resewes priated share capital reserve result

(x 1,000) USD USD USD USD USD

Balance as at 1 January 2010 2,403 884,404 (41,732) (591,153) 253,922

Movements Translation result (1 63) 163 O Issuance of ordinary shares 1,658 1,658 Paid in share premium 598,340 598,340 Undistributed result - (591,153) 591,153 O Result for the year - (302.553) (302.553). Balance as at 31 December 2010 J 1.4- -1302.5531

f 4 Issued and paid-up share capital The authorized capital arnounts to EUR 5,000,000 and is divided into 5,000 shares of EUR 1,000 nominal value, of which 2,935,099 shares have been issued and are pald up. At 31 December 2010, the issued share capltal amounts at year-end exchange rate to USP 3,898,134 (USD 2,403,026 in 2009).

2010 2009 (x 1,000) USD USD

Balance as at 1 January Issuance of ordinary shares Translation result Balance as at 31 December

15 Other reserves

Balance as at 1 January Appropriated result prior year

Translation result share capital for the year Balance as at 31 December

Petrobr8~ Intemational Braspetro B. V., Amsterdam

201 0 2009 USD USD

16 Provisions Movernents in provisions were as follows:

Balance as at 1 January 20 10 Exchange difference Movement Balance as at 31 Decernber 2010

Pension Deferred Other Total provision taxes provisions

USD USD USD USD

7 7 Pension provision Movements in the pension provlsion for defined benefit schemes are as follows:

Balance as at 1 January Provisions made during the year Exchange difference

2010 2009 US D WSD

Balance as at 31 Decernber 4.685 ===Jz%!

Actuaria1 assurnptions Principal actuaria1 assurnptions at the reporting date (expressed as weighted averages):

Discount rate at 31 December 201 0 Expected rate of return on plan assets at 31 Decernber 2010 Future salary increases Future social security increases Future cost of living increases

7.50% Not applicable Not applicable

3.0% per annum 3.0% (for pension only)

Petrobras Jntematlonal Braspetro 5. V,, Amsterdam

18 Deferred taxes Movernents in the deferred tax provision were as follows:

2010 2009 (X 1,000) USD USD

Balance as at I January Movements during the year Balance as at 31 December

79 Other provisions

(X 1,000)

Provision for tax contingencies Provision for litigation Restoration and abandonment

31-1 2-201 O 31-1 2-2009 USO USD

The civil claim sulted by Tolima state and the city of Melgar against Petrobras Colombia Limited ("Colombia branch") and other pattners of Boquerdn's joint venture regarding the royalties regime applicable to Guando Field was declared in favour of Colombia branch by Tolima's Administrative and Contentious Court. The contingency is now backed to its first instante.

Based on legal counsels' advice, Colombia branch has reassessed the risks of losses as remote. Therefore, the total provision amounting to US$ 103 millions was reverted ln December 2010.

Provision for tax contingencies

(x 1,000)

Contingency income tax Angola Contingency tax Soyo Port Angola

31 -12-2010 31-1 2-2009 USD USD

The Company is in coutt against MINFIN (Ministry of Finance of Angola Government) in relation to the Petroleum Taxes for the years ended 2003, 2005 and 2006, The amount claimed by MINFIN is USD 7 million. Due to a court decision already taken ín favour of the Cornpany, the amount has already been reduced by approxlmately 25%.

Petrobnis Internatlonal Braspetro B.V., Amsterdem

Restoration and e bandonment

Balance as at I January

Unwinding (interest accumulation or accretion) 2010 Colombia "BPT' Revisions (based on new inforrnation) Colombia " BPT " Unwinding (interest accumulation or accretion) 201 0 Colombia "PEC" Revisions (based on new information) Colombia " BPT " Revisions (based on new information) Angola Recognition of abandonments payments done during the year in Angola

Balance as at 31 December

Breakdown per branch:

Colombia "BPT" Colombia "PEC" Angola


2010 USD

The provision is stated at discounted value. The interest rlsk fee adjusted rate varies from 6.83% (2009: 7.45%) in Colombia to 14.56% (2009: 14,56%) in Angola.

, . Restoration and abandonment obligations of Angola arB defined according to the Producting Share Agreement for Block 2. According to the agreement, the Concessionaire (Sonangol E.P.) is responsible for the restoration and abandonrnent activities on Block 2. However, the Join Parterns shall bear these costs by regular annual contributions on a scroll-account in name of Sonangol E.P. These payments are budgeted each year by the Joint Partners per field until the end of the production activities.

The Angola provision is presented in net terrns. The total discounted liability amounts to USO 88,683 (USD 63,361, 2009) and the advances already made to the scroll-account amounts to USD 73,123 (USD 57,520, 2009).

20 Payables fo gmup companies, non-cunent 31-12-2010 31 -1 2-2009

(X 1,000) USD USD

Petrobras International Finance Company -422.729

This reflects loans due to Petrobras International Finance Company with an interest rate varylng from 3.74% to 7.21% per annum. The maturity date of the loans is at 23 February 2015 and 30 December 2016. No securities have been given and no repayment schedule has been agreed upon.

Petrobres Internaffonal Braspetro 6. V., Amsterdam

21 Other non-current liabilities

Remittance tax Colombia

22 Credit institutions long term

(x 1,000)

Credit institutions Banco BNP Paribas (a) Credit institutions Banco Colombia S.A. (b)

31 -1 2-201 0 31-12-2009 USD USD

31 -1 2-201 0 31-12-2009 USD USD

(a) In 2010 the Company entered into a loan agreernent with Banco BNP Paribas to finance working capital in the amount of US$ 300 million with final maturity in 2022. The agreement states an interest rate of 1.82054% per year. Each six months, a portion of the principal and interest is due. The short term of this loan is recorded in "amount owned to credit institutions - short term" (refer to Note 23),

(b) On March 01, 2007 Petrobras Colombia Ltd. signed a loan agreernent with Banco Colombia S.A. which has as maturity date 28 February 2021. 'rhe interest rate is 10,37%. As at 31 December 201 0, the loan amounts to USD 50.6 rnillion.

23 Amount owed to credit institutions - shorf term

31 -1 2-2010 31 -12-2009 USD USD

Credit institutions Banco BNP Paribas (a) 26,972 O Credit institutions Colombia branches (b) 1,502 47,577 Credit institutions PIB BV Standard Chartered Bank (c) O 173.696

28.474221.273

(a) and (b) refer to Note 22.

(c) On 22 June 2009, PIB BV signed a loan agreement with Standard Chartered Bank with an interest rate of 3,67% per annum and a maturity date on 26 August 2010 that was fully amortized on mentioned date.

Petrobms Internationel Brespetro 6. V., Amsterdam

24 Payables to group cornpanies, short terrn 31-12-2010 31 -12-2009

USD USD

Loans, interests Petrobras International Finance Cornpany 1,748,323 1,205,500 Loans and interests Braspetro Oil Services Company 7,518,641 8,004,739 Loans and interests Petrobras Bolivia S.A. 52,733 40,665 Loans and interests Petrobras Energia International S.A. O 2,124 Loan and interests World Fund Financia1 Services 18,024 O Loan and interests Petrobras Oil & Gas B.V 20,554 O Loans, interests and current accounts Petrobras Energia S.A. 21 1,569 563,997 CIA Petrobras Venezuela Investments & Services B.V, 18,259 13,526 CIA Petrobras International Finance Cornpany 81,504 33,363 CIA Petrobras S.A. 66,271 42,549 CIA Petrobras America Inc. O 5,692 CIA Others 1,048 1,012

-- -.acaaa9.913.167 All loans have a maturity date in 201 1. The interest ranges from 1.56% to 4.79%. There were no transactions within group companies that were not on a cornmercial market price.

25 Other liabilities and accruals 31-1 2.2010 31-12-2009

USD USD

Creditors 154,653 71,810 Accrued expenses 91,188 67,713 Loans and interests Yacimientos Petroliferos Fiscales Bolivia (YPFB) 12.343 1 1.687

258.1-

26 Contingencies and commitments '

Commitments In 2005, the Cornpany and Oil Search (Libya) Lirnited (hereafter "the Parties") entered into an exploration and production share agreement with the National Oil Corporation of Libya. The Cornpany has a 70% interest and Oil Search (Libya) Limited a 30% interest. The Parties undertake, as a minimum exploraitlon commitrnent, to complete the Exploration Program in accordance with Good Oil Field Practices. In the event the Parties have not compieted the Exploration Prograrn by the earlier of (i) the end of the Exploration Period or (ii) the date of any termination of the agreement, then the Parties shall pay an amount with a rnaximum of USD 21,000. The exploration period shall be 5 years, starting March 2005.

In 2009, the Company drilled the obiigatory well and after the end of the works concluded as an "unsuccessful effort". According to the National Oil Corporation of Libya (NOC) a second well should be drilled due to the fact that the first well did not reach the depth agreed in the intend to drill docurnent. The Company applied for two years extension of the concession to drill the second well already agreed by NOC. The Cornpany is studying a location to drill a new well.

In 2006, the Cornpany entered, together with other partners, into four new Production Sharing Agreernents with Sociedade Nacional de Combustiveis de Angola - Sonangol. The Company, through its branch in Angola, is the operator of three of the blocks. 'rhe Parties undertake, as a minimum exploration commitment, to complete the Exploration Prograrn in accordance with Good Oil Field Practices for an amount of USD 297,000. The exploration period shall be 5 to 8 years, depending on the block, starting in 2007.

Petrobms Internatlonal Braspetro B. V., Amsterdam

In 2007, the Company, together with PETROGAL SA and PARTEX OIL & GAS, entered into an exploration and production concession agreement with the MINIST~RIO DA ECONOMIA E INOVAÇAO De PORTUGAV. The Company, through the branch in Portugal, will be the operator of four blocks in which it has a 50% interest in each one of them. The parties undertake, as a minimum exploration commitment, to complete the exploration program in acwrdance with Good Oil Field Practices for an arnount of USD 23.5 rnillion. In accordance with the contract the Parties have an option to drill one up to three wells after the third year, with an estimated cost on the total amount of USD 180 million. The exploration period shall be 8 years, starting May 2007.

In 2010, the'company, together with PETROGAL SA, entered into a new wncession agreement whereby the company will be the operator of three blocks in which it has a 50% interest in each one of them. The parties undertake, as a minimum exploration commitrnent, to complete the exploration program in accordance with Good Oil Field Practlces for an amount of USD 9.0 rnillion. In accordance with the contract the Parties have an option to drill one up to three wells after the third year, with an estimated cost on the total amount of USD 135 million. 'rhe exploration period shall be 8 years, starting April2010.

Contingent liabilities

In January 2008, the Company (through its branch in Angola) was notified about the MINFIN disagreed with the tax value on the profit oil related to 2006. The total amount of the assessment proposed by the tax departrnent in Angola is USD 916 thousand, In relation to the years 2007 and 2008, the Company did not receive any tax assessment t om the Angola tax authorities yet.

At year end, guarantees issued amounted to USD 171,8 million (matures in 2011 and 2013).

Fiscal unity

The Cornpany is head of a fiscal unity with Petrobras Oil 8 Gas B.V., Petrobras Middle East B.V. and Petrobras Venezuela Investrnents & Services B.V. The Company is liable for the VAT and Corporate income tax of the fiscal unity.

Market Rlsk In the normal course of business, the company enters into exchange traded oil and gas future and oil swaps to reduce oil and gas market risk exposures stored in oil tanks. The executive Board has issued a risk market directive in which Value at Risk limits, exposure limits and stop loss limits are established. These limits are daily checked by Management Risk Group. Any exception needs the epproval of the Executive Board, The company does not trade in these derivatives. lf the counterparty of the oil or gas swap fails to meet its payment obligations to the company, the resulting losses are limited to the fair value of the swaps. The contract value or principal amounts of the futures and swaps serve only as an indication of the extent to which such derivatives are used, and not of the value of the credit or market risks.

Credlt Rlsk The carrying amount of financial assets represents the maximum credit exposure. Management regularly monitors and analyzes the credit quality of the Cornpany's financial assets. As debtor balances mainly relate to balances owed from the ultimate parent company Petr6leo Brasileiro S.A., rnanagement conslders the Company's exposure to credlt risk limited.

Interest Rate rlsk Management considers the Company's exposure to interest rate risk limited, as the revolving credit facility agreement with a group company bears annual interest against a fixed base rate. The Company's policy is therefore not to use derivative financial instruments to control interim or other interest rate fluctuations.

Fair values loans and borrowlngs The fair value of most of the financial instruments stated on the balance sheet, including debtors, cash and cash equivalents and current liabilities, is close to the carrying amount.

Petrobms lntemetionel Braspetro 6. V., Amsterdam 36

Notes to the profit and loss account

28 Net turnover 2010 2009 USD USD

Oil and nas sales 1 . 4 9 2 . 6 1 4 8 5 8 . 0 3 8

The net turnover refers to the trading activities and the results of the branches oil operations.

The sales volume has increased with 33% compared to the previous year frorn 10.485.000 bbl to 13.992.000 bbl.

Geographical snalysis of turnover 201 0 2008

(X 1,000) USD USD

South America 343,252 324,369 Europe 1,106,168 599,104 Af rica 43.194 34,563

1.492.614958.038 The sales are to Petrobras group cornpanies and to third parties.

The branch in Angola, the two branches in Colornbia and the Cornpany head office are responsible for the net turnover.

29 Other operating income 201 0 2009

(X 1,000) USD USD

Release provision litigation (a) Services related to the extraction of oil Rental income tanks Services related to technical assistance Personnel cost recovery Other operating income

(a) Reference is made to Note 19.

Petrobrss Intemstionel Braspetro B.V., AmsterdPm

30 Wages and salaries

Gross salaries Social security contributions Pension prerniums Other payroll costs

2010 2009 USD USD

Average number of employees

During the year 2010, the average nurnber of ernployees calculated on a full-timeequivalent basis was 467 (455 in 2009). All of these employees were ernployed abroad.

31 Exploration expenses

(x 1,000)

2010 2009 USD USD

Costs of dry wells (a) 163,532 133,500 Seismic expenses and research & development (b) 95,945 55,853 Retirernent assets of Tibu Project (c) . 24,635 O Geological and geographical services . 13,777 1,538 Other 5.822 9,434

-200.326 (a) refers, mainly, to PIB BV Holding and Angola. (b) refers to PIB BV Holding, Angola, Colornbia and Portugal (c) refer to the write-off of assets in Tibu exploration project.

32 General and administrative expenses

External services (a) Selling expenses (b) Rent Maintenance and repairs Litigation provision Other general expenses

Cost recovered frorn partners (c)

2010 2000 USD USD

(a) Basically, refers to consulting services. (b) The selling expenses relates mainly to expedition and storage of products. (c) As per JOA (Joint Venture Agreement Operating agreement) the wsts incurred by the operator should be recovered frorn the partner's consortiutn in Angola and Colombia at the sarne proportion of Its interests.

Petrobras lnternatlonal Bmspetro B. V., Amsterdem

33 Auditor's fees The audit expenses for the Dutch head office to be invoiced by KPMG Accountants N.V. in respect of the financia1 year 2010 arnount to EUR 133,000 (EUR 132,000 in 2009). There were no non audit services in 201 0 and 2009.

34 Financial income and expenses

Dividend income Interest income - related parties Revenue hedging interest income - third parties Other interest incorne

2010 2009 USD USD

201 0 2009 USD USD

Interest expenses - related parties 368,354 470,805 Expenses hedging 32,824 58,050 Interest expenses - third parties 16,889 6,902 Interest expenses - unwinding of discount on abandonment and restoration provision 552 2,079

(118.618-

Financia1 income and expenses, net J ‘ m a A w & & The dividend Income 201 0 relates to the received dividends from Petroleo Brasileiro Nigeria Limited and Brasoil Oil Services Company Nigeria Ltd (USD 336.8 million).

'rhe dividend income 2009 relates to the received dividends from Petrobras Paraguay Operaciones Y Logistica S.R.L. (USD l , 1 million).

Petrobras Infemational Braspetro 6. V., Amsferdarn

35 Taxafion

Corporate income tax Non-refundable withholding taxes

2010 2008 USD USD

The Company is taxable in the Netherlands. As a consequence of double tax relief under applicable tax treaties for the avoidance of double taxation or under the Dutch Unilateral Decree for the Avoidance of Double Taxation (2001), branch profits are in principie not taxed in the Netherlands. Branch tosses are tax deductible, but subject to recapture rules which means that future prafits from that branch country will only be exempt until the previously claimed loss has been recaptured. Double tax relief is calculated by PIB BV on a per country basis.

The Company forrns a fiscal unity with its Dutch subsidiaries Petrobras Middle East B.V., Petrobras Oll & Gas B,V. and Petrobras Venezuela Investments & Services B,V. as from the date of their inception.

The actual taxation expense rate differs from the national tax rate in the Netherlands, mainly because of higher effective tax rates for the branches taking into account partially allawable expenses as well as the effect of the inclusion of tax levy on crude oil lifting in those branches.

The effective tax rate for 2010 is calculated at nihil and is reconciled as follows:

Statutory result

Fiscal corrections Building Machinery and equipment Cars and other means of transport Other amortisation and depreciation General and administrative expenses Capitalized interest Exploration PVIS Withholding tax Corporate incorne tax Others

Fiscal result

Fiscal corrections Participation exernption Non deductible interest

Taxable amount

Petrobras Interna tional Braspetro 5. V., Amsterdam

USD

263.775

Please note that on the first EUR 200,000 of taxable profit a tax rate of 20% applies in 2010 and that the rate of 25.5% only applies to profits In excess to this amount of EUR 200,000. Possible recapture claims for branch losses or entitlements to profit exernptions for utiliration in future years have not yet been determined by the Dutch tax authorities.

Petrobras Oil & Gas B.V.(a) Petrobras Midd le East B.V.

201 0 2009 USD USD

(a) Reference is made to Note 6.

37 Remuneration of Managing and Supervisoty Boards

The Company has four Managing Directok and no Supervisory Board. The directors did not receive any remuneration during the year ended 31 December 2010.

38 Subsequent events

Activities in J a ~ a n after earthauake

The activities of Nansei Sekiyu K.K. (wholly PIB BV subsidiary) were not affected by the earthquake happened in March l l t h , 201 1 at the northeast cost in Japan. The office is located In Tokyo and the refinery is located at Okinawa Island (South of Japan). AI1 employees are safe and there is no damage on the refinery plant that is operating normally.

Amsterdam, 23 March 201 1

Petrobras International Braspetro B.V,

Board of Director?:

Mr. ~ a r c o 9 / ~ o ~ c ! á r l a ç

Mr. ~lexahdre' ~ e n n a Rodrigues

vr.Drnel is Franciscus Jozef Looman

- Mr. Jose Raimundo Bran7iBÕPereir4

Petrobms Internetional Bnispetro 6. V., Amsterdam

Other information

Provislon In the articles of association governing the appropriation of profits

Pursuant to article 19 of the Articles of Association, the result is at the disposal of the Annual General Meeting of Shareholders,

Appropriation of result

The Annual General Meeting of Shareholders will be invited to allocate the result for the year to the other reserves.

l h e proposed appropriation has not yet been incorporated in the balance sheet.

Auditor's report

The report of the auditor is presented on the next page.

Auditor's report to be inserted here

Auditor's report to be inserted

ENCLOSURE LIST OF DIRECT AND INDIRECT PARTICPATIONS (1)

Participation Interest - Petrobras International Braspetro BV Holding Office

Petrobras Internatlonal Braspetro B.V. Sucursal Angola Petrobras International Braspetro B.V. Sucursal Mozambique Petrobras Internatlonal Braspetro B.V. Sucursal Portugal Petrobras Internatlonal Braspetro B.V. Sucursal Colombla Petrobias Internatlonal Braspetro B.V. Sucursal Llbya Petrobras Internatlonal Braspetro B.V. Sucursal New Zeland Petrobras Mlddle East B.V.

Petrobras Middle East B.V. - Sucursal Iran Petrobras Colornbla Combustibles S.A,

Petrobias 011 & Gas B.V, P&M Drilling International B.V. Petrobras Oil & Gas B.V. Sucursal Turkey Petrobras Colombia Combustibles S.A.

Drlll Shlp Internatlonal B.V. P&M Drilling International B.V.

Petrobias Venezuela Investments & Servlces B.V. Petrobras Venezuela Invei'siones Y Servicios S.A. Petrobras Colombia ~ombustibles S.A. Petrobras Caribe Ltd.

Petrobras Chile Distribución Ltda. Petrobras Chile Industrial Ltda.

Petrobras Chile Red Ltda. Petrobras Chile Lubricantes S.A.C Sonacol Ltda. SIAV Ltda. Petrobras Chile Red Ltda,

Petrobras Chile Inmobiliaria Ltda. Petrobras Chile Lubricantes S.A.C.

PT Moruy 1IS.A. Petrobras Chlle Petrolera Ltda. Oleoducto de Colombla S.A. Petrobras Colombla Ltd.

Petrobras Colombia Ltd. Sucursal Colombia Oleoducto de Colombia S.A.

Petrobras Colombla Combustlbles S.A. Petrobras Amerlca Inc.

Pasadena Refining System Inc. Petrobras America Inc. PRSI Trading Limited LLC

PRSI Trading Co., LP Petrobras America Inc.PRSI Trading General LLC

PRSI Trading Co., LP Astra Real Property Holdings LLC

Branch Branch Branch Branch Branch Branch

100,00% Branch 0,01%

100,00% 51 ,OO% Branch 0,01%

100,00% 49,00%

100,00% 100,00%

0,01% 100,00% 99,00% 97,00% 75,00% 99,00% 22,00% 33,00% 25,00% 99,00%

1 ,OO% 50,00% 99,99%

1,8g0h 100,00%

Branch 4,66% 8,80%

100,00% 100,00% 100,00% 49,50%

1 OO,OO% 0,50%

100,00%

Angola Mozambique Portugal Colom bia Libya New Zeland Netherlands Iran Colombia Netherlands Netherlands Turkey Colombia Netherlands Netherlands Netherlands Venezuela Colombia Bahamas Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile Chile Venezuela Chile Colornbia United Kingdom Colombia Colombia Colom bia USA USA USA USA USA USA USA


Petrobras Tanzanla Ltd. Petrobras Australia 011 and Gas PTY Ltd Petrobras Uruguay $.A. de Inverslón

Conecta S.A. Distribuidora de Gas de Montevideo S.A. Petrobras Uruguay Servicios y Operaciones S.A.

Conecta S A. Petrobras Uruguay Distribuciõn S.A.

MISUROL S.A. Bosilur S.A. Lurimpre S.A. Tramaco S.A.

Petroleo Brasllelro Nlgerla Ltd. Brasoll 011 Sewlces Co.(Nlgerla) Ltd. Petrobras Paraguay Gas S.R.L.

Petrobras Paraguay Operaciones y Servicios S.R.L. Petrobras Paraguay Dlstrlbucibn Ltd.

Petrobras Paraguay Gas S.R.L. Petrobras Paraguay Operaciones y Logistica S.R.L. Petrobras Paraguay Operaciones y Servicios S.R.L. Petrobras Paraguay Distribución Ltd. - Sucursal Paraguay

Petrobras Paraguay Operaciones y Loglstfca SRL Petr6leo Brasllelro Mexlco S.R.L. de C.V,

PTD Servicios Multiples SRL Petrobras Mexlco, S de R,L. de C,V. Petrobras Bolivla Inverslones Y Servlcios S,A.

Petrobras Gas Bolivia S,A.

Petrobras Bolivia Transportes S.A. Petrobras Bolivia S.A. Transierra S,A. Petrobras Bolivia Distribuci6n S.A.

Petrobras de Valores Internaclonal de Espana S.L. Petrobras Energia Venezuela S.A.

Coroil S.A. Petroven-Bras. S.A.

Petrolera Coroil S.A. Corod Produccidn S.A.

Petrobras Energia Peru S.A. Compariia Petroiera 31 Oil S.A.

Petrobras Energla Peru S.A. CompaAla Petrolera 31 011 S.A. Brazll Japan Ethanol Company Ltd. Nansel Seklyu Kabushlkl Kalsha

99,99% 1 OO,OO% 100,00% 25,00% 66,00%

100,00% 30,00%

100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 30,00% 99,99% 99,99% 99,62% 5,00%

100,00% 0,38% 1,26%

95,00% Branch 98,74% 99,96% 45,00% 99,00% 99,66%

98,OO0h 99,99% 99,99% 44,50% 99,99%

1 OO,OO% 100,00% 29,00% 10,80% 20,00% 1 O,OO% 99,79% 99,99% 0,21% 0,OI %

50,00% 1 OO,OO%

Tanzania Australia Uruguay Uruguay Uruguay Uruguay Uruguay

Uruguay Uruguay Uruguay Uruguay Uruguay Nigeria Nigeria Paraguay Paraguay United Kingdorn Paraguay Paraguay Parag uay Paraguay Paraguay Mexico Mexico Mexico Bollvia

Bolivia Bolivia Bolivia BolMa Bolivia Spain Venezuela Venezuela Venezuela Venezuela Venezuela Peru Ecuador Peru Ecuador Japan Japan


Petrobras Partlcipeciones S.L. Petrobras Colombia Combustibles S.A. Compatiia Mega SOAt Petrolera Entre Lomas S.A, Petrobras Chile Distribucibn Ltda. Petrobras Chile Inmobiliaria Ltda. Petrobras Chile Industrial Ltda. Petrobras Energia S.A.

Petrolera Entre Lomas S.A. PESA Sucursal Bolivia PESA Sucursal Peru PESA Sucursal Venezuela Compatiia de Inversiones de Energia S.A. Transporte y Servicios De Gas em Uruguay S.A. PetrokariRa S.A. Petroven-Bras S.A. Petrowayu S.A. Propyme S,G.R. Petrobras Energia Internacional S.A.

Eletricidade Com S.A. Innova S.A. Telcosur S.A. Petrobras Electricidad de Argentina S.A.

Distrilec Inversora S.A. Empresa Distribuidora Sur S.A.

Sacme Sociedad Anonima

World Energy Business S A. Petrobras Energla de Mexico S.A. de C.V.

Petrobras Energia de Mexico S.A. de C.V. EG3 Red S,A. EG3 Asfaltos S.A. Petrobras Energia Operaciones Ecuador S.A, Atalaya Energy S.R. L. Canadian Hunter Argentina S.R.L.

Eletricidade Com S.A. Petrobras Eletricidad de Argentina S.A. Ecuador TLC S.A. Petroritupano S.A. EG3 Red S.A.

Carlota Combustibles S.A. EG3 Asfaltos S.A. Carlota Combustibles S.A. Madegas S.A. Corod Produccibn S.A.

1 OO,OO% 90,10% 34,00% 39,67% 1 ,OO% 1 ,OO% 3,00%

67,24% 19,21% Branch Branch

Branch 25,00% 51 ,OO% 29,20% 29,20% 36,00% 47,23% 95,00% 99,99% 99,90°/o

0,02% 6,41%

38,50% 56,36%

Spain Colombia Argentina Argentina Chile Chile Chile Argentina Argentina Bolivia Peru

Venezuela Argentina Uruguay Venezuela Venezuela Venezuela Argentina Argentina Brazil Brazil Argentina Argentina Argentina Argentina

Argentina Argentina Mexico Mexico Argentina Argentina Ecuador Argentina Argentina Brazil Argentina Ecuador Venezuela Argentina Argentina Argentina

Argentina Argentina Venezuela


Enecor S.A. Refineria de1 Nort S. A.

Refinor Trading S.A. Oleoductos Del Valle S.A. Inversora Mata S.A.

PetrokariAa S.A.

Uruguai-l S.A. Petrolera Mata S.A. Termoelectrica Jose de San Martin S.A. Termoelectrica Manuel Belgrano S.A. Petrobras Hispano Argentina S.A.

CompaAia de Inversiones de Energia S.A. Transp.De Gas Del Sur S.A.

Telcosur S.A,

Transporte y Servicios De Gas em Uruguay S.A.

Empreendimientos de Gas Del Sur S.A. Transportadora de Gas e Servicos do Brasil S.A.

Empreendimientos de Gas de1 Sur S.A. Gas Lin k S.A. Transportadora de Gas e Servicos do Brasil S.A.

Petrobras Bolivia Internacional S.A.

Petrobras Holding Austria Gbmh Petrobras Energia Ecuador Ltd.

Petrobras Energia Ecuador Ltd. Sucursal Ecuador Petrolera San Carlos S.A.

Cia.Andnima Mixta San Carlos

Argentina

Argentina Argentina

Argentina Venezuela

Venezuela

Argentina Venezuela

Argentina

Argentina

Spain Argentina Argentina

Argentina

Uruguay

Argentina

Brazil Argentina Argentina

Brazil

Bolivia

Austria

1 OO,OO% Branch

Gran Cayman Ecuador

Venezuela Venezuela

Petrobras Finance Bermuda Ltd.

Distrilec Inversora S.A.

Oleoducto de Crudos Pesados Ltd.

Oleoducto de Crudos Pesados S.A. Petrobras Energia Operaciones Ecuador S.A.

100,00% Bermudas

10,00% Argentina

11,42% Gran Cayman 100,00% Ecuador 99,00% Ecuador

Petrobras ~nerg ia Colombia Ltd. 100,00% Gran Cayman

Petrobras Energia Colombia Ltd. Sucursal Colombia Branch Colombia


Petrobras Energia Internacional S.A. Petrobras Energia Bermuda Ltd. Atalaya Energy S.R.L. Canadian Hunter Argentina S.R.L. World Energy Business S, A.

Coroil S.A. Downstream Particlpaç6es Ltda. Belem Bioenery B.V.

Argentina Bermudas Argentina Argentina Argentina Venezuela Brazil Netherlands

Independent auditor's report To: the shareholder of Petrobras Intemational Braspetro B.V.

Report on the financial statements

We have audited the accompanying financial statements 2010 of Petrobras Intemational Braspetro B.V., Amsterdarn, which comprise the balance sheet as at 31 December 2010, the profit and loss account and the cash flow statement for the year then ended and the notes, comprising a summary of the accounting policies and other explanatory information.

Manugemenf 's responsibiliiy

Management is responsible for the preparation and fair presentation of the financial statements and for the preparation of the ~irectors" report, both in accordance with Part 9 of Book 2 of the Netherlands Civil Code. Furthermore, management is responsible for such internal control as it determines is necessary to enable the preparation of the fmancial statements that are free from material misstatement, whether due to fraud or error.

Audltor 's responsibiliiy

Our responsibility is to express an opinion on these financial statements based on our audit. We conducted our audit in accordance with Dutch law, including the Dutch Standards on Auditing. This requires that we comply with ethical requirements and plan and perform the audit to obtain reasonable assurance about whether thc financial statements are free from material misstatement.

An audit involves perforrning procedures to obtain audit evidence about the amounts and disclosures in the financial statements. The procedures selected depend on the auditor's judgment, including the assessment of the risks of material misstatement of the financial statements, whether due to fiaud or error. In making those risk assessments, the auditor considers internal control relevant to the entity's preparation and fair presentation of the financial statements in order to design audit procedures that are appropriate in the circurnstances, but not for the purpose of expressing an opinion on the effectiveness of the entity's interna1 control. An audit also includes evaluating the appropriateness of accounting policies used and the reasonableness of accounting estimates made by management, as well as evaluating the overall presentation of the financial statements.

We believe that the audit evidence we have obtained is suficient and appropriate to provide a basis for our audit opinion.

KPMG Aocounonm N.V. rsglmmd *h ths Qade ragirkrin t h i Nmharlmd~ unjar nurrlior 3320883. ia a s&ildli* oi KPMG Eurcpi U P ind a m m h r i l im 01 the KPMG n a m i k of Inoepsndant mrnhr ilrmo aillllnsd wlch KPMG lniarnnimnl CocpraUv4 I'KPMO lntsmiiionsl'). a Swks a W .

In our opinion, the financia1 statements give a true and fair view of the financia1 position of Petrobras International Braspetro B.V. as at 3 1 December 201 0 and of its result and cash flow for the year then ended in accordance with Part 9 of Book 2 of the Netherlands Civil Code.

Report on otber legal and regulatory requirements

Pursuant to the legal requirements under Section 2:393 sub 5 at e and f of the Netherlands Civil Code, we have no deficiencies to report as a result of our examination whether the Directors' report, to the extent we can assess, has been prepared in accordance with part 9 of Book 2 of this Code, and if the inforrnation as required under Section 2:392 sub 1 at b - h has been annexed. Further, we report that the Directors' report, to the extent we can assess, is çonsistent with the financia1 statements as required by Section 2:391 sub 4 of the Netherlands Civil Code.

Amstelveen, 23 March 20 1 1

KPMG ACCOUNTANTS N.V. ,<,'

Petrobras Transporte S.A. - Transpetro Empresa do Sistema Petrobras

Demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2010 e 2009

2



Conteúdo

Parecer dos auditores independentes 3 - 5

Balanços patrimoniais 6

Demonstrações de resultados 7

Demonstrações de resultados abrangentes 8

Demonstrações das mutações do patrimônio líquido 9

Demonstrações dos fluxos de caixa 10

Demonstrações do valor adicionado 11

Notas explicativas às demonstrações contábeis 12 - 61

3

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONTRAÇÕES CONTÁBEIS Ao Conselho de Administração e ao Acionista da Petrobras Transporte S.A. - Transpetro Rio de Janeiro - RJ Examinamos as demonstrações contábeis individuais e consolidadas da Petrobras Transporte S.A. - Transpetro (“Companhia”), identificadas como Controladora e Consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2010 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas. Responsabilidade da administração sobre as demonstrações contábeis A administração da Companhia é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis individuais de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e das demonstrações contábeis consolidadas de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB, e de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, assim como pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Responsabilidade dos auditores independentes Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis estão livres de distorção relevante.

.

KPMG Auditores Independentes Av. Almirante Barroso, 52 - 4º 20031-000 - Rio de Janeiro, RJ - Brasil Caixa Postal 2888 20001-970 - Rio de Janeiro, RJ - Brasil

Central Tel 55 (21) 3515-9400 Fax 55 (21) 3515-9000 Internet www.kpmg.com.br

4

Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis da Companhia para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Companhia. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião. Opinião sobre as demonstrações contábeis individuais Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petrobras Transporte S.A. - Transpetro em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Opinião sobre as demonstrações contábeis consolidadas Em nossa opinião as demonstrações contábeis consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira consolidada da Petrobras Transporte S.A. - Transpetro em 31 de dezembro de 2010, o desempenho consolidado de suas operações e os seus fluxos de caixa consolidados para o exercício findo naquela data, de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB e as práticas contábeis adotadas no Brasil. Ênfase Conforme descrito na nota explicativa nº 3, as demonstrações contábeis individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da Petrobras Transporte S.A. - Transpetro essas práticas diferem do IFRS, aplicável às demonstrações contábeis separadas, somente no que se refere à avaliação do investimento em controlada pelo método de equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria custo ou valor justo. Conforme divulgado nas notas explicativas nºs 1 e 10, as operações da Petrobras Transporte S.A. - Transpetro são basicamente efetuadas com empresas do Sistema Petrobras e, portanto, estas demonstrações contábeis devem ser lidas nesse contexto.

5

Demonstrações do valor adicionado Examinamos, também, as demonstrações, individual e consolidada, do valor adicionado (“DVA”), referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2010, cuja apresentação é requerida pela legislação societária brasileira para companhias abertas, e como informação suplementar pelas IFRS que não requerem a apresentação da DVA. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.



Marcelo Luiz Ferreira Contador CRC RJ-087095/O-7

Petrobras Transporte S.A. - TranspetroEmpresa do Sistema Petrobras

Balanços patrimoniais

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2010, 2009 e 1º de janeiro de 2009

(Em milhares de reais)

Nota 31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009 31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009 Nota 31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009 31/12/2010 31/12/2009 01/01/2009Ativo Passivo

Circulante Circulante Caixa e equivalentes de caixa 7 398.234 124.113 711.067 524.322 218.452 729.119 Fornecedores 298.167 218.054 185.778 304.526 223.789 195.074 Títulos e valores mobiliários 8 4.526 151.046 - 4.526 151.046 - Arrendamentos a pagar 17 26.659 27.859 37.392 26.659 27.859 37.392 Contas a receber: Contas a pagar a controladora e ligadas 10 266.019 317.336 523.216 282.895 327.538 523.216 Clientes 9 8.690 10.881 29.343 8.690 10.881 29.343 Impostos e contribuições sociais a recolher 12 96.341 76.061 45.270 96.341 76.061 45.270

Prov. p/ créd. de liq. Duvidosa 9 (2.943) (1.437) (19.009) (2.943) (1.437) (19.009) Provisão para imposto de renda e contribuição social 8.606 10.230 - 8.606 10.230 - Controladora, controlada e ligadas 9 e 10 577.048 858.872 891.693 571.387 853.113 937.177 Dividendos 18 127.721 94.508 140.663 127.721 94.508 140.663 Adiantamento a fornecedores 3.612 1.842 6.268 3.613 2.992 6.268 Salários e encargos sociais a recolher 11.222 24.770 5.614 11.223 24.770 5.614 Sinistros avisados 7.291 5.078 2.980 16.749 12.175 7.741 Provisão de férias 6.496 4.204 2.508 6.496 4.204 2.508 Estoques 5.333 4.844 4.798 5.333 4.844 4.798 Provisão para participação de empregados 21 98.000 85.726 60.500 98.000 85.726 60.500 Impostos a recuperar 11 92.889 112.790 102.040 92.889 112.790 102.040 Demais contas e despesas a pagar 981 1.048 3.177 980 1.048 3.176 Despesas antecipadas 7.370 4.887 7.165 20.429 15.212 25.011 Demais ativos circulantes 48.650 12.051 7.316 48.650 12.051 7.316 940.212 859.796 1.004.118 963.447 875.733 1.013.413

Não circulante1.150.700 1.284.967 1.743.661 1.293.645 1.392.119 1.829.804 Financiamentos 24 543.179 281.553 26.306 543.179 281.553 26.306

Arrendamentos a pagar 17 39.989 69.648 130.872 39.989 69.648 130.872 Imposto de renda e contribuição social diferidos 12 22.476 - - 22.476 - -

Não circulante Provisão para contingências 15 16.806 27.982 25.678 16.806 27.982 25.678 Realizável a longo prazo

Títulos e valores mobiliários 8 36.977 17.078 55 36.977 17.078 55 622.450 379.183 182.856 622.450 379.183 182.856 Imposto de renda e contribuição social diferidos 12 40.525 39.177 28.599 40.525 39.177 28.599 Outros ativos realizáveis a longo prazo 3.471 3.470 3.470 3.471 3.470 3.469 Patrimônio líquido Adiantamento para aquisição de imobilizado 24 143.856 111.189 - 143.856 111.189 - Capital realizado 18 2.072.466 1.716.880 1.470.205 2.072.466 1.716.880 1.470.205

Reserva de capital 18 5.792 5.792 5.792 5.792 5.792 5.792 224.829 170.914 32.123 224.829 170.914 32.123 Dividendo adicional proposto 18 264.279 248.396 101.337 264.279 248.396 101.337

Permanente Reservas de lucros 18 350.822 200.961 484.657 350.822 200.961 484.658 Investimentos 13 95.559 64.032 39.233 - - - Ajustes de avaliação patrimonial 13 g (34.255) (23.478) - (34.255) (23.478) - Imobilizado 14 e 24 2.726.562 1.843.683 1.420.130 2.702.411 1.816.500 1.382.516 Intangível 24.116 23.934 13.818 24.116 23.934 13.818 2.659.104 2.148.551 2.061.991 2.659.104 2.148.551 2.061.992

2.846.237 1.931.649 1.473.181 2.726.527 1.840.434 1.396.334

3.071.066 2.102.563 1.505.304 2.951.356 2.011.348 1.428.457

4.221.766 3.387.530 3.248.965 4.245.001 3.403.467 3.258.261 4.221.766 3.387.530 3.248.965 4.245.001 3.403.467 3.258.261


Controladora Consolidado Controladora Consolidado

6


Demonstrações de resultados


(Em milhares de reais, exceto o lucro por ação)

Nota 2010 2009 2010 2009

Receita de serviços prestados 4.255.072 3.666.660 4.496.426 3.937.043 Custo dos serviços prestados (2.876.809) (2.587.632) (3.084.274) (2.812.404)

Lucro bruto 1.378.263 1.079.028 1.412.152 1.124.639

Despesas (receitas) operacionais Vendas (24.141) (19.730) (24.141) (19.730) Gerais e administrativas: Honorários da Diretoria e do Conselho de Administração (7.237) (4.876) (7.237) (4.876) De administração (504.890) (443.893) (504.890) (443.894) Receitas financeiras 50.576 60.127 50.954 60.389 Despesas financeiras (7.283) (8.726) (7.298) (8.748) Variações monetárias cambiais, líquidas (28.595) 27.726 (28.594) 27.726 Tributárias (25.546) (23.047) (25.546) (23.047) Outras despesas operacionais 22 41.563 (21.338) 45.961 (22.453)

(505.553) (433.757) (500.791) (434.633)

Participação em controlada 38.651 44.735 - -

911.361 690.006 911.361 690.006

Lucro antes da contribuição social e do imposto de renda 911.361 690.006 911.361 690.006 Imposto de renda 12 (192.906) (149.970) (192.906) (149.970) Contribuição social 12 (72.169) (54.504) (72.169) (54.504)

Lucro antes das participações dos empregados 646.286 485.532 646.286 485.532 Participações dos empregados 21 (98.000) (85.726) (98.000) (85.726)

Lucro líquido do exercício 548.286 399.806 548.286 399.806

Lucro por ação 19 0,31 0,24

Quantidade de ações ao final do exercício 18 2.072.466.128 1.716.880.471


ConsolidadoControladora

Lucro operacional

7


Demonstrações de resultados abrangentes



Nota 2010 2009 2010 2009

Lucro (prejuízo) líquido do exercício 548.286 399.806 548.286 399.806 Ajustes - Avaliação Patrimonial FIC (10.777) (27.240) (10.777) (27.240)

Resultado abrangente do exercício 537.509 372.566 537.509 372.566

Total do resultado abrangente atribuído a: Participação dos acionistas não controladores - - - - Participação dos acionistas controladores 537.509 372.566 537.509 372.566


Controladora Consolidado

8


Demonstrações das mutações do patrimônio líquido



Reserva de capital

Capital Incentivos Lucros a Incentivos Dividendo Retenção Lucros Ajustes de Nota social fiscais Legal realizar Fiscais Adicional

Propostode lucros acumulados avaliação

patrimonial Total

Saldos em 31 de dezembro de 2008 1.470.205 5.792 142.819 1.240 - - 336.837 - 3.762 1.960.655 Dividendos complementares (AGO 20/03/2009) 18 - - - - - - (90.162) - - (90.162) Aumento de capital (AGO 20/03/2009) 18 246.675 - - - - - (246.675) - - - Lucro líquido do exercício - - - - - - - 399.806 - 399.806 Destinações:

Reserva legal 18 - - 19.990 - - - - (19.990) - - Reserva de incentivos fiscais - - - - 1.784 - - (1.784) - - Reserva de retenção de lucros 18 - - - - - - 35.128 (35.128) - - Dividendos 18 - - - - - - - (94.508) - (94.508) Dividendos adicional proposto 18 - - - - - 248.396 - (248.396) - -

Variação cambial acumulada em investimento no exterior - - - - - - - - (27.240) (27.240)

Saldos em 31 de dezembro de 2009 1.716.880 5.792 162.809 1.240 1.784 248.396 35.128 - (23.478) 2.148.551

Dividendos complementares (AGO 19/03/2010) 18 - - - - - - (6.424) - - (6.424) Ajuste acumulado de conversão (Lei 11.638/07) - - - - - - - - (10.777) (10.777) Aumento de capital (AGO 29/12/2010) 18 355.585 - - - - - - - - 355.585 Lucro líquido do exercício - - - - - - - 548.286 - 548.286 Destinação do lucro - - - - - - - - - -

Reserva legal 18 - - 27.414 - - - - (27.414) - - Reserva de incentivos fiscais - - - - 9.987 - - (9.987) - - Reserva de retenção de lucros 18 - - - - - - 118.885 (118.885) - - Dividendos 18 - - - - - (248.396) - (127.721) - (376.117) Dividendos adicional proposto 18 - - - - - 264.279 - (264.279) - -

Saldos em 31 de dezembro de 2010 2.072.465 5.792 190.223 1.240 11.771 264.279 147.589 - (34.255) 2.659.104


Reservas de lucros

9


Demonstrações dos fluxos de caixa - Método Indireto



31/12/2010 31/12/2009 31/12/2010 31/12/2009

Atividade operacional Lucro líquido do exercício 548.286 399.806 548.286 399.806

Ajustes: Participação em empresa controlada (38.651) (44.735) - - Depreciação e amortização 175.030 215.659 183.579 222.524 Valor residual de bens baixados do permanente 19.930 4.527 19.930 4.527 Variações cambiais e despesas (receitas) de juros (5.049) (29.703) (5.049) (28.071) Encargos financeiros sobre dividendos - 9.897 - 9.898 Provisão para devedores duvidosos 1.506 - 1.506 - Imposto de renda e contribuição social diferidos 21.128 (10.578) 21.128 (10.578)

Variações nos ativos e passivos: Redução de contas a receber a curto prazo 2.191 890 2.191 889 Redução de contas a receber de

empresas controladora e coligadas 279.244 29.398 279.146 73.506 Aumento de estoques (489) (45) (489) (45) Bens destinados a venda Redução de demais ativos de curto e longo prazos (43.065) (7.457) (48.155) (9.443) Aumento (redução) de fornecedores e arrendamentos a pagar 49.254 (8.778) 49.877 (10.145) Redução de contas a pagar

a controladora e empresas ligadas (51.317) (205.880) (44.643) (192.754) Aumento de impostos, taxas e

contribuições de curto e longo prazo 38.558 10.230 38.558 10.230 Redução (aumento) de demais passivos de

curto e longo prazos 21.890 80.999 19.184 81.552

Recursos líquidos provenientes da atividade operacional 1.018.446 444.230 1.065.049 551.896

Atividade de financiamento Financiamentos 230.228 255.248 230.227 255.248 Dividendos pagos (19.893) (342.059) (19.893) (342.059)

Recursos líquidos utilizados na atividade de financiamento 210.334 (86.811) 210.334 (86.811)

Atividade de investimento Aquisição de bens imobilizado (1.082.944) (776.304) (1.091.399) (791.100) Títulos e valores mobiliários 128.285 (168.068) 128.285 (168.069)

Recursos líquidos utilizados na atividade de investimento (954.659) (944.372) (963.114) (959.169)

Utilização de caixa e equivalentes no exercício 274.121 (586.953) 312.269 (494.084)

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 124.113 711.066 218.452 729.119

Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa - - (6.399) (16.583)

Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 398.234 124.113 524.322 218.452

Variação de caixa e equivalentes de caixa 274.121 (586.953) 312.269 (494.084)



10


Demonstrações do valor adicionado



31/12/2010 31/12/2009 31/12/2010 31/12/2009

Receitas 6.217.923 4.958.881 6.460.381 5.243.119 Vendas de serviços 4.992.560 4.254.209 5.233.914 4.524.592

Outras receitas operacionais 157.998 49.966 157.998 49.966 Receitas relacionadas a construção de ativos para uso 1.065.859 653.578 1.066.963 667.433 (-)Provisão devedores duvidosos 1.506 1.128 1.506 1.128

Insumos adquiridos de terceirosCusto dos serviços prestados (1.291.726) (1.065.985) (1.358.631) (1.134.039)

Materiais consumidos (228.682) (200.596) (241.758) (216.673) Energia, serviços de terceiros e outros (1.221.104) (805.969) (1.217.421) (817.855) Créditos fiscais sob materiais consumidos (14.010) (14.325) (14.010) (14.325) Créditos fiscais sob energ. serv. terc. outros (105.224) (121.585) (105.224) (121.585)

(2.860.746) (2.208.460) (2.937.044) (2.304.477)

Valor adicionado bruto 3.357.177 2.750.421 3.523.337 2.938.642

RetençõesDepreciação e amortização (175.030) (215.659) (183.579) (222.524)

Valor adicionado líquido produzido pela Companhia 3.182.147 2.534.762 3.339.758 2.716.118

Valor adicionado recebido em transferência Resultado de equivalência patrimonial 38.651 44.735 - - Receitas financeiras - receita financeira e receita de variações monetárias e cambiais 60.558 80.216 60.921 80.455

99.209 124.951 60.921 80.455

Valor adicionado total a distribuir 3.281.356 2.659.713 3.400.679 2.796.573

Distribuição do valor adicionadoPessoal

Pessoal e encargos 548.226 454.233 548.226 454.233 Participações de empregados 98.000 85.726 98.000 85.726 Honorários da diretoria e conselho de administração 7.237 4.876 7.237 4.876 Mão de obra adicional 424.550 389.669 424.550 389.669 Vantagens (alimentação transportes e outros) 123.326 94.236 123.556 94.518 FGTS 31.515 25.484 31.515 25.484

1.232.854 1.054.224 1.233.084 1.054.506

Entidades governamentaisImpostos contribuições federais 588.983 480.352 588.983 480.352 Impostos contribuições estaduais 243.751 172.698 243.751 172.698 Impostos contribuições municipais 55.013 36.799 55.013 36.799 Imposto renda e contribuição social diferido 21.128 (10.578) 21.128 (10.578)

908.875 679.271 908.875 679.271

Instituições financeirasDespesas financeiras e aluguéis 591.342 526.412 710.435 662.990

Acionistas Lucros retidos 420.564 56.902 420.564 56.902 Dividendos 127.721 342.904 127.721 342.904

Resultado do período 548.285 399.806 548.285 399.806

Valor adicionado total distribuído 3.281.356 2.659.713 3.400.679 2.796.573



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Petrobras Transporte S.A. - Transpetro

Empresa do Sistema Petrobras

Notas explicativas às demonstrações contábeis Exercícidos findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009


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1 Contexto operacional

A Petrobras Transporte S.A. - Transpetro foi constituída em 12 de junho de 1998, como controlada integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, e tem por objeto social as operações de transporte e armazenagem de granéis, petróleo e seus derivados e de gás em geral, por meio de dutos, terminais ou embarcações, próprias ou de terceiros, e quaisquer outros modais de transporte, incluindo rodoviário, ferroviário e multimodal; o transporte de sinais, de dados, voz e imagem associados às suas atividades fins; a construção e operação de novos dutos, terminais e embarcações, mediante associação com outras empresas, majoritária ou minoritariamente; a participação em outras sociedades controladas ou coligadas, bem como o exercício de outras atividades afins e correlatas. Atualmente, 98% das operações comerciais da Companhia são realizadas com as Empresas do Grupo Petrobras.

2 Apresentação das demonstrações contábeis

As presentes demonstrações financeiras incluem: As demonstrações financeiras consolidadas preparadas conforme as Normas Internacionais

de Relatório Financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board (IASB) e também de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (PCABR), que seguem os pronunciamentos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPCs); e

As demonstrações financeiras da controladora preparadas de acordo com o PCABR.

Contudo, não há diferença entre o patrimônio líquido e o resultado consolidado e o patrimônio líquido da controladora em suas demonstrações financeiras individuais. Assim sendo, as demonstrações financeiras consolidadas e as demonstrações financeiras individuais estão sendo apresentadas lado-a-lado em um único conjunto de demonstrações financeiras. Essas são as primeiras demonstrações consolidadas preparadas conforme as IFRS nas quais o CPC 37 foi aplicado.


Notas explicativas às demonstrações contábeis (Em milhares de reais)

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Demonstrações contábeis de 2009

Até 31 de dezembro de 2009, a Transpetro apresentava suas demonstrações contábeis individuais e consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil que incorporavam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09 (MP 449/08), complementadas pelos pronunciamentos do CPC, aprovados por resoluções do CFC e de normas da CVM até 31 de dezembro de 2008. Conforme estabelecido na Deliberação CVM 609/09 (CPC 37 - Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade), os padrões internacionais foram implementados retroativamente a 1º de janeiro de 2009. Dessa forma, as informações contábeis consolidadas e individuais, originalmente divulgadas, foram ajustadas e estão apresentadas de acordo com as normas contábeis internacionais e com as práticas contábeis adotadas no Brasil, respectivamente. A autorização para a conclusão destas demonstrações contábeis foi concedida pelo Conselho de Administração da Companhia em 15 de fevereiro de 2011.

3 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 - Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade, e estão apresentadas a seguir:

3.1 Transição das práticas contábeis

3.1.1 Variações cambiais registradas em conta específica 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.



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Entretanto, em função dos requerimentos estabelecidos pela CPC 37, o saldo de ajustes acumulados de conversão existentes em 31 de dezembro de 2008, no montante de R$ 3.762 mil, foi transferido para lucros acumulados, 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.

3.2 Dividendos

A Companhia reconhecia a totalidade dos dividendos propostos em conta do passivo circulante. A partir de 2009 visando atender à conceituação de obrigação presente que consta do item 8 da Interpretação Técnica ICPC 08/09, apenas a parcela do dividendo mínimo obrigatório, que se caracterize efetivamente como uma obrigação legal, foi registrada no passivo. A parcela proposta dos órgãos da administração à assembléia de sócios excedente ao mínimo obrigatório foi mantida no patrimônio líquido, em conta específica de dividendos adicionais propostos, até aprovação por assembléia.

3.3 Reclassificação

A seguinte reclassificação foi realizada objetivando adequar a forma de apresentação da Companhia aos requerimentos dos IFRS: Imposto de renda diferido e contribuição social diferida que eram apresentados no ativo e

passivo circulante foram reclassificados para o não circulante.

4 Resumo das principais práticas contábeis

As políticas contábeis descritas abaixo foram aplicadas de maneira consistente em todos os períodos apresentados nessas demonstrações financeiras individuais e consolidadas e na preparação do balanço patrimonial de abertura apurado em 1º de janeiro de 2009 com a finalidade da transição para as normas IFRS e normas CPC.



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a. Apuração do resultado

As receitas são reconhecidas com base nos períodos em que as embarcações estão à disposição da Petrobras e nos volumes de petróleo, derivados e de gás em geral transportados, e as despesas e custos são reconhecidos quando incorridos. O resultado inclui os rendimentos, encargos e variações monetárias e cambiais, a índices ou taxas oficiais, incidentes sobre os ativos e passivos circulantes e não circulantes e, quando aplicável, os efeitos de ajustes de ativos para o valor de mercado ou de 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 no registro de estimativas contábeis. Ativos e passivos significativos sujeitos a essas estimativas e premissas incluem a mensuração de instrumentos financeiros, a provisão para devedores duvidosos, o imposto de renda e a contribuição social diferidos ativos, o valor residual do imobilizado e a 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 Companhia revisa as estimativas e premissas periodicamente.

c. Instrumentos financeiros

Instrumentos financeiros não-derivativos incluem bancos, aplicações financeiras, contas a receber e outros recebíveis, empréstimos e financiamentos, contas a pagar, arrendamentos a pagar e outras dívidas. Instrumentos financeiros não-derivativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido, para instrumentos que não sejam reconhecidos pelo valor justo através de resultado, quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis. Posteriormente ao reconhecimento inicial, os instrumentos financeiros não-derivativos são mensurados conforme descrito a seguir.



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Instrumentos financeiros ao valor justo através do resultado. Um instrumento é classificado pelo valor justo através do resultado se for mantido para negociação, ou seja, classificado como tal quando do reconhecimento inicial. Os instrumentos financeiros são classificados pelo valor justo através do resultado se a Companhia gerencia esses investimentos e toma as decisões de compra e venda com base em seu valor justo de acordo com a estratégia de investimento e gerenciamento de risco documentado pela Companhia. Após reconhecimento inicial, custos de transação atribuíveis são reconhecidos nos resultados quando incorridos. Instrumentos financeiros ao valor justo através do resultado são medidos pelo valor justo, e suas flutuações são reconhecidas no resultado.

d. Moeda estrangeira

Os ativos e passivos monetários denominados em moedas estrangeiras foram convertidos para reais pela taxa de câmbio da data de fechamento do balanço e as diferenças decorrentes de conversão de moeda foram reconhecidas no resultado do exercício. Para a controlada localizada no exterior, os ativos e passivos foram convertidos para reais pela taxa de câmbio no fechamento do balanço, o resultado foi convertido pelas taxas médias mensais e o patrimônio líquido, pela taxa histórica.

e. Ativos circulante e não circulante

Contas a receber de clientes

As contas a receber de clientes são registradas pelo valor faturado, incluindo os respectivos impostos diretos de responsabilidade tributária da Companhia. Estes valores são apresentados líquidos da respectiva provisão para devedores duvidosos, que é contituída para os valores vencidos em aberto há mais de 180 dias, para os quais não haja expectativa clara de recebimento.



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Estoques

Os estoques são apresentados ao custo médio de aquisição, que não excedem os valores de mercado e/ou de reposição.

Despesas antecipadas

As despesas antecipadas são apresentadas ao custo, e apropriadas ao resultado na medida em que são incorridas.

Demais ativos circulantes

São apresentados pelo valor líquido de realização, com os respectivos rendimentos e variações monetárias e cambiais, quando aplicável.

Investimento em controlada

A participação em controlada é avaliada pelo método da equivalência patrimonial, baseada no patrimônio líquido expresso em dólares norte-americanos, convertidos para reais com base nas taxas de câmbio vigentes em 31 de dezembro de 2010. Os ganhos ou perdas cambiais, que nas demonstrações consolidadas não foram eliminados, são apresentados no patrimônio líquido como ajustes de avaliação patrimonial.

Imobilizado

O imobilizado é demonstrado ao custo de aquisição e é depreciado pelo método linear, às taxas mencionadas na Nota Explicativa nº 14, que levam em consideração a vida útil dos bens.



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A Companhia revisou a vida útil econômica dos ativos relacionados ao segmento do Transporte Marítimo, tendo por base laudos de avaliadores externos, resultando nas seguintes modificações de taxas:

Os efeitos da alteração das estimativas de vida útil desses ativos foram reconhecidos a partir de 1º de janeiro de 2010, portanto, a depreciação no período de janeiro a dezembro de 2010 foi reduzida em R$ 66.108. As Benfeitorias em Bens de Terceiros são reabilitações realizadas em bens de propriedade da Petrobras, mantidos pela Transpetro para uso na operação. Tais benfeitorias aumentam o uso do bem para campanha adicional e foram contabilizados da seguinte forma: a. Benfeitorias cujas obras foram concluídas tiveram seus gastos contabilizados em

“Benfeitoria em Bens de Terceiros”;

b. Benfeitorias cujas obras ainda não foram concluídas tiveram seus gastos contabilizados em “Obras em Andamento”.

Tipo de Ativo Atual Proposto Atual Proposto

Navios 20 anos 25 anos 5 4

Tempo Estimado de Vidas Úteis

Taxas Médias de Depreciação (%) aa



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Arrendamento mercantil

a. Arrendamento financeiro

Determinados contratos de arrendamento mercantil transferem substancialmente à Companhia os riscos e benefícios inerentes à propriedade de um ativo. Esses contratos são caracterizados como contratos de arrendamento financeiro e os ativos são reconhecidos pelo valor justo ou pelo valor presente dos pagamentos mínimos previstos em contrato. Os bens reconhecidos como ativos são depreciados pelas taxas de depreciação aplicáveis a cada grupo de ativo conforme a Nota Explicativa nº 14. Os encargos financeiros relativos aos contratos de arrendamento financeiro são apropriados ao resultado ao longo do prazo do contrato, com base no método do custo amortizado e da taxa de juros efetiva.

b. Arrendamento operacional

Pagamentos efetuados sob um contrato de arrendamento operacional são reconhecidos como despesas no demonstrativo de resultados em bases lineares pelo prazo do contrato de arrendamento.

Intangível

Está demonstrado pelo custo de aquisição. A amortização é calculada pelo método linear, com base em taxas determinadas em função do prazo esperado para geração de benefícios à Companhia. A Companhia apresenta, em seu ativo intangível, os gastos com licença, direito de uso e desenvolvimento de softwares.

Redução ao valor recuperável

O imobilizado e o intangível têm o seu valor recuperável testado, no mínimo, anualmente, caso haja indicadores de perda de valor.



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f. Passivos circulante e não circulante

Os passivos circulante e não circulante são demonstrados por valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos e variações monetárias e cambiais incorridos até a data do balanço.

Provisões

Uma provisão é reconhecida no balanço quando a Companhia possui uma obrigação legal 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.

Plano de pensão e de benefícios pós-emprego a funcionários

Os custos do patrocínio do plano de pensão da Transpetro, na modalidade de Contribuição Definida, são equivalentes à contribuição ordinária mensal dos participantes não gerando déficits (superávits).

g. Imposto de renda e contribuição social, corrente e diferido

O imposto de renda e a contribuição social do exercício corrente e diferido foram calculados com base na alíquota de 15%, acrescida do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$ 240.000,00 para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido. Os impostos ativos diferidos decorrentes de diferenças temporárias foram constituídos em conformidade com o CPC 32 - Tributos sobre o Lucro. A partir do exercício de 2010, as empresas obrigadas a apuração do Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro pela sistemática do Lucro Real, devem adotar o Regime Tributário de Transição - RTT. Com a adoção do RTT, são eliminados os efeitos contábeis das Leis nº 11.638 de 28 de dezembro de 2007 e 11.941 de 27 de maio de 2009, nas apurações fiscais.



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A Companhia está obrigada a apurar o Imposto de Renda e a Contribuição Social sobre o Lucro pelo Lucro Real. Dessa forma, os impactos da nova legislação contábil, foram desconsiderados nas apurações do Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro corrente do exercício de 2010.

h. Novas normas e interpretações ainda não adotadas

Diversas normas, emendas às normas e interpretações IFRS emitidas pelo IASB ainda não entraram em vigor para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010, sendo essas: Limited exemption from Comparative IFRS 7 Disclosures for First-time Adopters;

Improvements to IFRS 2010;

IFRS 9 Financial Instruments;

Prepayment of a minimum fund requirement (Amendment to IFRIC 14);

Amendments to IAS 32 Classification of rights issues. O CPC ainda não emitiu pronunciamentos equivalentes aos IFRSs acima citados, mas existe expectativa de que o faça antes da data requerida de sua entrada em vigor. A Companhia não estimou a extensão do impacto destas novas normas em suas demonstrações financeiras.

5 Demonstrações contábeis consolidadas

As demonstrações contábeis consolidadas incluem as demonstrações da Transpetro e de sua controlada integral Fronape International Company - FIC, localizada nas Ilhas Cayman. As políticas contábeis foram aplicadas de forma uniforme nas empresas controladora e controlada.



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O investimento na FIC está sendo mensurado de acordo com o método de equivalência patrimonial nas demonstrações financeiras individuais da controladora.

Descrição dos principais procedimentos de consolidação

O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado corresponde à soma horizontal dos saldos das contas do ativo, do passivo, das receitas e despesas, segundo sua natureza, complementada por: a. Eliminação dos saldos das contas de ativos e passivos entre as empresas consolidadas;

b. Eliminação das participações no capital, reservas e lucros acumulados da empresa

controlada; e

c. Eliminação dos saldos de receitas e despesas decorrentes de negócios entre as empresas.

6 Gerenciamento de risco

Visão geral

Nesta nota é realizado um breve esclarecimento sobre a estrutura do gerenciamento de risco da Transpetro e posteriormente são apresentadas informações sobre a exposição da Companhia aos seguintes riscos: crédito, investimentos, liquidez e taxa de juros. Divulgações quantitativas adicionais são incluídas ao longo dessas demonstrações financeiras.



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Estrutura do gerenciamento de risco

A Transpetro utiliza a Política e Diretrizes de Controles Internos da Petrobras, que tem por objetivo estabelecer os princípios que nortearão as Empresas do Sistema na gestão dos seus controles internos, de forma a exercê-la com excelência e contribuindo com a redução de custos e a mitigação de riscos empresariais relevantes, de natureza estratégica (governança e modelo de negócio), financeira (crédito, mercado e liquidez), operacional (processo, pessoal, informação, tecnologia e meio ambiente) ou de conformidade (“compliance”), garantindo a integridade dos dados utilizados na tomada de decisões de negócios, assegurando a confiabilidade dos relatórios financeiros, em atendimento aos requisitos legais e regulamentos aplicáveis, em conformidade com as melhores práticas de mercado e com a legislação vigente. Mantendo compromisso com a manutenção de elevados níveis de governança corporativa a Transpetro preocupa-se com a transparência, a credibilidade, a sinergia e a integração de seu sistema de controles internos para o atendimento de requisitos estratégicos, financeiros, regulatórios e legais, inclusive aqueles exigidos pela Lei Sarbanes-Oxley (SOX) ao Sistema Petrobras, visando, entre outros aspectos, garantir o adequado registro de ativos e obrigações, a salvaguarda de ativos e a segregação das operações. Para auxiliar este processo implementou, em 2010, ferramenta específica que efetua análise de risco no processo de criação e concessão de perfis de acesso, o GRC-AC (Governance, Risk and Compliance - Access Control).

Risco de crédito

Conforme descrito na Nota Explicativa nº 1, cerca de 98% das operações são efetuadas com a Controladora ou com empresas do Sistema Petrobras. A Administração não espera haver exposição ao risco de créditos decorrentes dessas operações.

Risco de liquidez

A Administração entende não haver exposição significativa ao risco de liquidez uma vez que a comparação entre os direitos realizáveis e as exigibilidades indica que os recursos existentes são suficientes para cumprir suas obrigações financeiras de curto e longo prazo junto a terceiros, na data de seus vencimentos.



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Risco de taxa 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. Considerando um possível aumento das taxas de juros do mercado, as despesas financeiras da Companhia aumentariam e, consequentemente, seria observado o impacto negativo nos resultados operacionais e na posição financeira da Companhia. A dívida a taxas de juros flutuantes em reais está sujeita, principalmente, à flutuação da taxa de juros de longo prazo (TJLP), divulgada pelo Banco Central do Brasil.


Controladora Consolidado 2010 2009 2010 2009 Caixa e bancos 14.253 9.039 14.537 9.340Aplicações financeiras 383.981 115.074 509.785 209.112 398.234 124.113 524.322 218.452 As aplicações financeiras da Controladora estão distribuídas em dois fundos de investimento distintos: a) Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-Padronizados (“FIDC-NP”) do Sistema Petrobras. Este fundo de investimento, administrado pelo Itaú Unibanco, 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; e b) Fundo de Renda Fixa, que é administrado pelo Banco do Brasil. Em 2010 a rentabilidade anual de cada um deles foi de 9,74% (9,90% em 2009) e 10,81% (10,59% em 2009), respectivamente. As aplicações efetuadas no exterior, através da FIC - Fronape International Company, são feitas em dólar, e administradas pelo Bank of America e Banco do Brasil New York, e rentabilizaram, em média, nesta moeda, 0,39% em 2010 (0,51% em 2009).



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8 Títulos e valores mobiliários

Em 31 de dezembro de 2010, os valores registrados em Títulos e Valores Mobiliários, representavam, em sua maioria, valores dados em garantia e bloqueios judiciais, tais como: Controladora e

Consolidado 2010 2009 Curto prazo

Depósito em garantia pelo benefício de admissão temporária dos navios Cartola e Ataulfo Alves (*)

- 146.316

Depósitos para incentivos fiscais - Reinvestimento (**) 4.526 4.730 4.526 151.046 Longo prazo

Bloqueios judiciais - FIDC 36.930 17.023 Outros 47 55

36.977 17.078 (*) Termos de responsabilidade por admissão temporária em conformidade com a Instrução

Normativa - IN SRF nº 285 (Repetro), referentes aos navios Ataulfo Alves e Cartola, nos quais a Companhia se compromete a manter, a título de caução, o montante de R$ 146.316 aplicados no Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-Padronizados do Sistema Petrobras (FIDC). A partir de maio de 2010, o valor foi transferido para aplicações financeiras, face conclusão da substituição da garantia, que passou a ser prestada através de carta-fiança oriunda da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro.

(**) Depósitos em garantia efetuados junto ao Banco do Nordeste e Banco da Amazônia,

relativos a incentivos fiscais de reinvestimento por projetos em andamento junto a Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste - “SUDENE” e Superintendência de Desenvolvimento da Amazônia - “SUDAM”.



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9 Contas a receber


2010 2009 2010 2009

Clientes Terceiros 8.690 10.881 8.690 10.881Provisão para créditos de liquidação duvidosa (2.943) (1.437) (2.943) (1.437)

5.747 9.444 5.747 9.444

Partes relacionadas (*) 577.048 858.872 571.387 853.113

582.795 868.316 577.134 862.557 (*) Neste saldo, em 31 de dezembro de 2009, está incluído o montante de R$ 220.198 referente

ao faturamento de dutos e terminais do mês de novembro de 2009, efetuado junto a Controladora, que foi recebido somente em 2010.

Movimentação da provisão para créditos de liquidação duvidosa

Controladora e Consolidado 2010 2009

Saldo em 1º de janeiro (1.437) (19.009)Adições (*) (2.943) - Baixas (**) 1.437 17.572

Saldo em 31 de dezembro (2.943) (1.437) (*) A Cia contabilizou a provisão do valor em aberto com a B Corporate Travel, em aberto há

mais de 180 dias.



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(**) Em 2010 baixa da provisão no montante de R$ 1.437 ocorreu em virtude do recebimento da dívida do cliente Braskem, em contrapartida a Companhia registrou o montante de R$ 2.943. Em 2009 a baixa da provisão no montante de R$ 17.572 ocorreu em virtude de acordo judicial com o cliente Vitol do Brasil Ltda., que resultou em um recebimento parcial da dívida.

10 Partes relacionadas

O CPC 05 estabelece que as demonstrações contábeis da entidade contenham as divulgações necessárias para evidenciar a possibilidade de que sua posição financeira e seu resultado possam ter sido afetados pela existência de transações e saldos com partes relacionadas. Os ativos e passivos em 31 de dezembro de 2010 e 2009, bem como as transações que influenciaram o resultado do exercício, decorrem de operações entre a Companhia, sua Controladora (Petrobras) e demais empresas ligadas, as quais foram realizadas em condições usuais de mercado para os respectivos tipos de operações. Em 2009 a Transpetro efetivou a venda do navio Camocim à Moorgate Shipping Inc, pelo montante de R$ 2.153. Esta operação gerou um prejuízo contábil de R$ 366, líquido do saldo residual capitalizado. A negociação foi feita em condições usuais de mercado baseada em laudo de avaliação independente.



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Petróleo Brasileiro

S.A. - Petrobras

Fronape International

Company

Petrobras Netherlands

B.V.

Petrobras Distribuidora

S.A. - BR

Petrobras América

Inc. REFAP TAG Demais

empresas 2010 2009 Controladora

Receitas operacionais por prestação de serviços 4.641.514 - - 17.161 - 90.283 137.641 47.893 4.934.492 4.199.806 Custo dos serviços prestados afretamento/arrendamento 478.421 - - - - - - - 478.421 457.338 Custo dos serviços prestados lubrificantes e outros - - - 16.709 - - - - 16.709 22.006 Contas a receber, principalmente por prestação de

serviços 538.484 6.195 - 2.530 - 9.951 10.359 9.530 577.048 858.872 Custo de pessoal cedido 425.314 - - - - - - - 425.314 389.155 Contas a pagar 258.109 - - 7.526 384 - - - 266.019 317.336

Consolidado Receitas operacionais por prestação de serviços 4.641.514 - 241.355 17.161 - 90.283 137.641 47.893 5.175.846 4.470.189 Custo dos serviços prestados

afretamento/arrendamento 478.421 - - - - - - - 478.421 457.338 Custo dos serviços prestados lubrificantes e outros - - - 16.709 - - - - 16.709 22.006 Contas a receber principalmente por prestação de

serviços 538.484 - 533 2.530 - 9.951 10.359 9.530 571.387 853.113 Custo de pessoal cedido 425.314 - - - - - - - 425.314 389.155 Contas a pagar 258.109 - 16.876 7.526 384 - - - 282.895 327.538



29

11 Impostos a recuperar

Controladora e

Consolidado

2010 2009 ICMS 634 628Imposto de renda e contribuição social 16.090 19.879COFINS 15.008 11.255PIS 3.272 2.456INSS 52.441 74.059ISS 5.391 4.467Outros 53 46

92.889 112.790 Os valores de Imposto de Renda, Contribuição Social sobre o Lucro, Pis e Cofins, são originários, principalmente, das retenções determinadas pela Lei nº 10.833 de 29 de dezembro de 2003, que afetam todas as receitas oriundas da Petróleo Brasileiro S/A - PETROBRAS. O valor de INSS, refere-se à retenção sobre os serviços prestados com cessão de mão de obra, conforme disposto, atualmente, pela IN RFB nº 971 de 13 de novembro de 2009. Nos exercícios de 2010 e 2009, a Companhia compensou parte dos impostos a recuperar com Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro a recolher, nos montantes de R$ 104.316 e R$ 50.822, respectivamente (R$ 98.124 e R$ 38.574 em 2009), apresentando seu Balanço Patrimonial líquido dos efeitos supracitados.



30

12 Imposto de renda e contribuição social

O imposto de Renda e a Contribuição Social sobre o Lucro diferidos são registrados para refletir os efeitos fiscais futuros, atribuíveis às diferenças temporárias entre a base fiscal de ativos e passivos e seus respectivo valor contábil. Os valores registrados em 2010 e 2009, nos montantes de R$ 12.891 e R$ 5.158, para Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro diferidos, respectivamente (R$ 28.427 e R$ 10.750 em 2009), foram constituídos com base nas diferenças temporárias. Decorrentes de: provisões para contingências (trabalhistas, cíveis e tributárias), devedores duvidosos, participação de empregados nos lucros - PLR e diferença entre a depreciação contábil com base no CPC 27 e a fiscal com base na IN SRF 162/98.

O imposto de renda e a contribuição social diferidos têm a seguinte origem

Controladora Consolidado 2010 2009 2010 2009Ativo não circulante:

Provisão para contingências 16.806 27.982 16.806 27.982Provisão para devedores duvidosos 2.943 - 2.943 -Provisão para perda com incentivos fiscais (dedutível somente para fins de CSL – 9%)

5.745 5.745 5.745 5.745

Provisão para PLR 98.000 85.726 98.000 85.726

Passivo não circulante Mudança de estimativa – redefinição de vida útil do ativo imobilizado

(66.106) - (66.106) -

A administração considera que os ativos e passivos diferidos decorrentes de diferenças temporárias, serão realizados na proporção da solução final das contingências e eventos.



31

Em virtude da adoção dos padrões internacionais de contabilidade os ajustes descritos no item 3.3 estão demonstrados conforme a seguir: 1/1/2009 31/12/2009

DivulgadoAjustado aos IFRS Divulgado

Ajustado aos IFRSAtivo

Circulante

Imposto de renda e contribuição social diferidos 19.788 - 29.147 -

Não circulante

Realizável a longo prazo: Imposto de renda e contribuição

social diferidos 8.811 28.599 10.030 39.177



32

A reconciliação dos encargos tributários de Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro, apurados conforme as alíquotas nominais e os valores reconhecidos nos resultados dos exercícios de 2010 e 2009 estão apresentados a seguir: Controladora e

Consolidado 2010 2009 Lucro antes dos impostos e após a participação de empregados e

administradores 813.361 604.280 Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (276.543) (205.455) Ajustes para apuração da alíquota efetiva: Adições/exclusões permanentes, líquidas 487 (2.745)Incentivos fiscais 4.757 409Outros 6.224 3.317 Despesa com formação de provisões para imposto de renda e

contribuição social (265.075) (204.474)

IR e CSLL correntes (243.947) (215.052)IR e CSLL diferidos (21.128) 10.578

Alíquota efetiva de imposto de renda e contribuição social 32,59% 33,84%



33

13 Investimento em controlada - Fronape International Company - FIC

A Transpetro é detentora de 100% do capital social integralizado da Fronape International Company - FIC. Essa companhia, sediada nas Ilhas Cayman, tem como objetivo a exploração de transporte por meio de embarcações. Em 12 de novembro de 2010, a Administração aprovou a constituição de uma nova subsidiária pela FIC na Holanda. Esta empresa assumirá as operações da FIC, que deverão ser concluídas em 2011.

Movimentação dos saldos

2010 2009 No início do exercício 64.032 39.233 Equivalência patrimonial 38.651 44.735Amortização do ganho apurado na venda dos navios 3.653 7.304Perda cambial sobre o patrimônio líquido de controlada no exterior - -Variação cambial acumulada em investimento no exterior (*) (10.777) (27.240) No fim do exercício 95.559 64.032 (*) Refere-se ao ganho patrimonial apurado sobre a variação cambial no processo de conversão.



34

14 Imobilizado

Por tipo de ativos

Controladora Consolidado 2010 2009 2010 2009

Vida útil estimada

em anos CustoDepreciação

acumulada Líquido Líquido Custo Depreciação

acumulada Líquido Líquido Edificações e benfeitorias 25 28.761 (9.675) 19.086 20.264 28.761 (9.675) 19.086 20.264Equipamentos e outros bens 5 - 10 584.993 (204.111) 380.882 161.451 616.804 (224.161) 392.643 173.832Benfeitorias em bens de terceiros 6 - 10 91.909 (39.326) 52.583 74.569 91.909 (39.326) 52.583 74.569Navios 25 866.107 (610.453) 255.654 267.312 866.107 (610.453) 255.654 267.312Terrenos - 12.177 12.177 12.177 12.177 12.177 12.177Projetos de expansão Promef - 887.348 887.348 441.237 887.348 887.348 441.237Reforma de tanques em andamento - 572.220 572.220 364.815 572.220 572.220 364.815Substituição de braços de carregamento em andamento - 135.059 135.059 123.006 135.059 135.059 123.006Outras obras em andamento - 92.883 92.883 27.777 92.883 92.883 27.777Arrendamento de navios - CPC 06 18 583.200 (264.530) 318.669 351.075 517.476 (234.718) 282.757 311.511 3.854.657 (1.128.095) 2.726.562 1.843.683 3.820.744 (1.118.333) 2.702.411 1.816.500



35

Movimentação do custo

Controladora

31/12/2009 Movimentação 31/12/2010

Custo Adições Baixas Transferências Custo

Edificações e benfeitorias 28.761 - - - 28.761Equipamentos e outros bens 331.260 101.924 (100.505) 252.314 584.993Benfeitorias em bens de terceiros 104.091 163 - (12.345) 91.909Navios 866.107 - - - 866.107Terrenos 12.177 - - - 12.177Projetos de expansão Promef 441.237 446.111 - - 887.348Reforma de tanques em andamento 364.815 447.374 - (239.969) 572.220Substituição de braços de carregamento

em andamento 123.006 12.053 - - 135.059Outras obras em andamento 27.777 65.106 - - 92.883Arrendamento de navios - CPC 06 583.200 - - - 583.200 2.882.431 1.072.731 (100.505) - 3.854.657

Consolidado

31/12/2009 Movimentação 31/12/2010

Custo Adições Baixas Transferência Custo

Edificações e benfeitorias 28.761 - - - 28.761Equipamentos e outros bens 356.358 108.638 (100.506) 252.314 616.804Benfeitorias em bens de terceiros 104.091 163 - (12.345) 91.909Navios 866.107 - - - 866.107Terrenos 12.177 - - - 12.177Projetos de expansão Promef 441.237 446.111 - - 887.348Reforma de tanques em andamento 364.815 447.374 - (239.969) 572.220Substituição de braços de carregamento

em andamento 123.006 12.053 - - 135.059Outras obras em andamento 27.777 65.106 - - 92.883Arrendamento de navios - CPC 06 517.476 - - - 517.476 2.841.805 1.079.445 (100.506) - 3.820.744



36

Controladora

1/01/2009 Movimentação 31/12/2009

Custo Adições Baixas Transferências Custo

Edificações e benfeitorias 28.761 - - - 28.761Equipamentos e outros bens 286.241 86.324 (41.305) - 331.260Benfeitorias em bens de terceiros 101.405 2.685 - - 104.090Navios 877.999 - (11.892) - 866.107Terrenos 12.177 - - - 12.177Projetos de expansão Promef 187.001 365.425 - - 552.426Reforma de tanques em andamento 81.575 283.240 - - 364.815Substituição de braços de carregamento

em andamento 115.816 7.190 - - 123.006Outras obras em andamento 18.863 8.914 - - 27.777Arrendamento de navios - CPC 06 583.200 - - - 583.200 2.293.038 753.778 (53.197) - 2.993.619

Consolidado

1/01/2009 Movimentação 31/12/2009

Custo Adições Baixas Transferência Custo

Edificações e benfeitorias 28.761 - - - 28.761Equipamentos e outros bens 304.033 96.464 (44.139) - 356.357Benfeitorias em bens de terceiros 101.405 2.685 - - 104.091Navios 877.999 - (11.892) - 866.107Terrenos 12.177 - - - 12.177Projetos de expansão Promef 187.001 365.425 - - 552.426Reforma de tanques em andamento 81.575 283.240 - - 364.815Substituição de braços de carregamento

em andamento 115.816 7.190 - - 123.006Outras obras em andamento 18.863 8.914 - - 27.777Arrendamento de navios - CPC 06 517.476 - - - 517.476 2.245.106 763.918 (56.031) - 2.952.993



37

Depreciação

Controladora 31/12/2009 Movimentação 31/12/2010 Custo Adições Baixas Transferência Custo Edificações e benfeitorias (8.498) (1.177) - - (9.675)Equipamentos e outros bens (169.810) (115.570) 81.354 (85) (204.111)Benfeitorias em bens de terceiros (29.521) (9.890) - 85 (39.326)Navios (598.795) (11.658) - - (610.453)Arrendamento de navios - CPC 06 (232.125) (32.405) - - (264.530) (1.038.749) (170.700) 81.354 - (1.128.095) Consolidado 31/12/2009 Movimentação 31/12/2010 Custo Adições Baixas Transferência Custo Edificações e benfeitorias (8.498) (1.177) - - (9.675)Equipamentos e outros bens (182.526) (122.904) 81.354 (85) (224.161)Benfeitorias em bens de terceiros (29.521) (9.890) - 85 (39.326)Navios (598.795) (11.658) - - (610.453)Arrendamento de navios - CPC 06 (205.965) (28.753) - - (234.718) (1.025.305) (174.384) 81.354 - (1.118.333)



38

Controladora 1/01/2009 Movimentação 31/12/2009 Custo Adições Baixas Transferência Custo Edificações e benfeitorias (7.320) (1.177) - - (8.498)Equipamentos e outros bens (116.241) (92.813) 39.244 - (169.810)Benfeitorias em bens de terceiros (20.397) (9.124) - - (29.521)Navios (529.232) (78.988) 9.425 - (598.795)Arrendamento de navios - CPC 06 (199.718) (32.407) - - (232.125) (872.908) (214.509) 48.669 - (1.038.749) Consolidado 1/01/2009 Movimentação 31/12/2009 Custo Adições Baixas Transferência Custo Edificações e benfeitorias (7.320) (1.177) - - (8.498)Equipamentos e outros bens (124.778) (93.368) 35.620 - (182.526)Benfeitorias em bens de terceiros (20.397) (9.124) - - (29.521)Navios (529.232) (78.988) 9.425 - (598.795)Arrendamento de navios - CPC 06 (180.863) (25.103) - - (205.965) (862.590) (207.760) 45.045 - (1.025.305)



39

Benfeitorias em bens de terceiros

A partir do exercício de 2007 os gastos com as reabilitações de bens arrendados da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras passaram a ser de responsabilidade da Transpetro. Dessa forma, as reabilitações dos tanques, definidas e atestadas pela Gerência Geral de Engenharia, tiveram seus gastos capitalizados e contabilizados da seguinte forma: 1. Os gastos com reabilitação de tanques, cujas conclusões ocorreram durante o exercício de

2010, foram contabilizados em “Benfeitorias em bens de terceiros”, no montante de R$ 230.652 (R$ 82.207 em 2009);

2. Os gastos com reabilitação de tanques, cujas obras ainda não foram concluídas, foram

contabilizados em “Reforma de tanques em andamento” no montante de R$ 207.406 (R$ 364.815 em 2009); e

3. O Plano de Inspeção Anual, elaborado pela Gerência Geral de Engenharia, atrelado ao PAN -

Plano Anual de Negócio - estima gastos no montante de R$ 332.493 a serem capitalizados durante o exercício de 2011.

Arrendamento mercantil

Os contratos de arrendamento dos navios Ataulfo Alves e Cartola, operados pela Transpetro desde 2002, estão sendo classificados, em atendimento à Lei nº 11.638/07 complementada pelo CPC 06, como contratos de arrendamento mercantil financeiro, reconhecidos como ativo imobilizado, depreciados com base na vida útil econômica, e as parcelas a vencer do contrato de arrendamento no passivo circulante e não circulante com base em seu valor presente, distribuído segundo sua natureza em principal, amortizável ao longo da vigência dos contratos, e juros a serem apropriados à medida que forem sendo incorridos, conforme Nota Explicativa nº 17.



40

Custo atribuído

Foi incentivada, na adoção inicial do Pronunciamento Técnico CPC 27, a utilização do custo atribuído para os bens ou conjuntos de bens de valores relevantes ainda em operação que apresentavam valor contábil substancialmente inferior ao seu valor justo em seus saldos iniciais. Contudo a Companhia decidiu não adotar a política de revisão do custo de aquisição tendo em vista as características tecnológicas dos navios e a perspectiva de substituição da frota atual (Promef).

15 Provisão para contingências

A Transpetro 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 e 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, como se segue:

a. Processos judiciais provisionados

Controladora e Consolidado

2009 Adições Baixas 2010

Processos judiciais trabalhistas 5.858 10.502 4.950 11.410Processos judiciais cíveis 16.460 3.066 15.576 3.951Processos judiciais tributários 5.664 1.445 5.664 1.445 Total provisionado no passivo não circulante 27.982 15.013 26.190 16.806



41

Controladora e Consolidado

1/01/2009 Adições Baixas 2009

Processos judiciais trabalhistas 5.551 1.053 (746) 5.858Processos judiciais cíveis 15.297 1.163 - 16.460Processos judiciais tributários 4.830 834 - 5.664 Total provisionado no passivo não circulante 25.678 3.050 (746) 27.982

b. Processos judiciais não provisionados

Com base no levantamento dos processos judiciais e procedimentos administrativos da área jurídica da Transpetro, demonstramos a seguir o valor total dos processos judiciais com perdas possíveis não provisionadas.

Ações 2010 2009 Cíveis 18.294 42.498Trabalhistas 68.289 31.951Tributárias 17.309 858 Total 103.892 75.307

16 Plano de pensão e de benefícios pós-emprego a funcionários

O Plano de Previdência da Transpetro, de contribuição definida, foi criado em parceria com a Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS, para garantir aos empregados da Companhia uma renda de aposentadoria complementar, dando total segurança aos participantes. Além da renda de aposentadoria, também cobre os benefícios para casos de morte ou invalidez permanente.



42

Para sustentação e estabilidade do plano, a Transpetro contribui mensalmente com uma quantia equivalente à contribuição ordinária mensal dos participantes, que representa 5,32% do seu salário real de contribuição. Em 2010, o total das contribuições pagas referentes à massa de participantes ativos atingiu o montante de R$ 22.026 (R$ 21.301 em 2009).

17 Arrendamento mercantil

Arrendamento mercantil financeiro

Em outubro de 2002, a controlada FIC concluiu a venda a terceiros dos navios aliviadores “Cartola” e “Ataulfo Alves” com um ganho equivalente a R$ 65.724. Em novembro de 2002, esses mesmos navios foram afretados à Transpetro por meio de contratos de “Bareboat Charter Party”, pelo prazo de 9 anos e 6 meses, e sub-afretados à Petrobras, no regime “Time Charter Party”, por prazo equivalente. Por força da Lei nº 11.638/07, complementada pelo CPC 06, estes navios passaram a ser apresentados nas demonstrações contábeis da Companhia, a partir de 1º de janeiro de 2008, como arrendamento mercantil financeiro e, consequentemente, reconhecidos como ativo imobilizado e depreciados com base em sua vida útil econômica. O registro contábil inicial na Controladora levou em consideração o custo de aquisição histórico no montante de R$ 583.200, que incluiu o ganho equivalente a R$ 65.724 auferido pela FIC em 2002. A Administração entendeu que a operação se caracterizou como um retroarrendamento e, como consequência, eliminou, para fins de consolidação, a parcela de R$ 26.159 do ganho total da FIC a ser diferida até o final do arrendamento mercantil com base no disposto no CPC 06.



43

Durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2010, a Companhia reconheceu como despesa no resultado referente a arrendamento mercantil financeiro os montantes de R$ 6.945 (R$ 8.232 em 2009) relativo a despesas financeiras, R$ 28.755 (R$ 28.755 em 2009) relativo à despesa de depreciação e R$ 3.590 (R$ 39.236 em 2009) referente à variação cambial positiva decorrente do reconhecimento inicial do passivo relacionado contrato de leasing financeiro dos navios Cartola e Ataulfo Alves em função a Lei nº 11.638/07 e CPC 06. Os pagamentos futuros mínimos com base em 31 de dezembro de 2010 destes contratos estão segregados da seguinte forma: Valor presente dos Pagamentos futuros pagamentos mínimos Juros mínimos Até um ano 26.659 5.385 32.044De um até cinco anos 39.989 2.162 42.151

Arrendamento mercantil operacional (arrendatário)

A FIC, subsidiária integral da Transpetro, possui uma frota de sete navios em operação arrendados de terceiros em contratos de afretamento de navios a casco nu do tipo “Bareboat Charter Party”. Esses contratos de arrendamento foram assinados entre 2002 e 2006 com valores de pagamentos diários que variam de US$ 21,6 mil (equivalentes a R$ 36) a US$ 35,5 mil (equivalentes a R$ 59) e possuem prazos de vigência entre 13 e 15 anos. Em 2011 estarão sendo agregados mais três navios a sua frota.



44

Por exigência da Transpetro junto aos arrendadores, de forma a garantir a continuidade das operações, foram incluídas cláusulas de opção de compra dos navios ao término de cada contrato. Estes valores foram estipulados com base em cotações de mercado à época e não caracterizavam preços de barganha nas datas de assinatura dos contratos. Adicionalmente, o programa de renovação da frota em sua segunda fase, prevê a construção de sete navios do tipo aliviadores de posicionamento dinâmico, assim como os navios da FIC em operação, porém com recursos e tecnologia mais avançados e apropriados às necessidades atuais da operação. Desta forma, a Transpetro possui a intenção de substituir os navios existentes ao término de cada contrato e de não exercer as opções de compra estabelecidas nos contratos destes sete navios. Os pagamentos futuros mínimos com base em 31 de dezembro de 2010 destes contratos estão segregados da seguinte forma: Valor presente dos Pagamentos futuros pagamentos mínimos Juros mínimos Até um ano 136.550 8.621 145.171De um até cinco anos 667.308 339.338 1.006.646Acima de cinco anos 167.508 275.794 443.302

Arrendamento mercantil operacional (arrendador)

a. Navios arrendados à Petrobras

A Transpetro possui um contrato principal de afretamento marítimo do tipo “Time Charter Party” com a Petrobras, onde a frota principal de 41 navios é disponibilizada às operações de sua Controladora sob o comando técnico e operacional da Transpetro. Esses contratos são negociados anualmente e utilizados como base para definição do fluxo de recebimentos dos exercícios seguintes.



45

Os recebimentos futuros mínimos, com base nos contratos que estipulam os valores para o exercício de 2010, estão estimados da seguinte forma: Valor presente dos Recebimentos futuros Recebimentos mínimos Juros mínimos Até um ano 735.582 82.753 818.335

b. Navios arrendados à Petrobras Netherlands B.V. - PNBV

A atual frota da FIC, composta de sete navios, é disponibilizada às operações da PNBV em contratos de afretamento marítimo do tipo “Time Charter Party”. Esses contratos foram assinados entre 2002 e 2006, com prazo de vigência entre 13 e 15 anos e valores de afretamento que são renegociados ao final de cada ano. Os valores diários vigentes em 2010 variam entre US$ 45,9 mil (equivalentes a R$ 76) e US$ 60,8 mil (equivalentes a R$ 101). Em 2011 estarão sendo agregados mais três navios a sua frota. Os recebimentos futuros mínimos com base em 31 de dezembro de 2010 estão estimados da seguinte forma: Valor presente dos Recebimentos futuros recebimentos mínimos Juros Mínimos

Até um ano 270.708 16.981 287.689De um até cinco anos 1.319.545 669.063 1.988.608Acima de cinco anos 280.292 458.094 738.386 Os valores a serem recebidos podem variar de acordo com as flutuações do mercado de afretamento.



46

18 Patrimônio líquido (Controladora)

a. Capital social

O capital social subscrito e integralizado em 31 de dezembro de 2010 está representado por 2.072.466.128 ações ordinárias nominativas, sem valor nominal, todas escriturais, com direito de voto (1.716.880.471 em 2009). Em 17 de dezembro de 2010, o Conselho de Administração aprovou o aumento do capital social no montante de R$ 355.585, passando o capital social da Companhia de R$ 1.716.880.471 para R$ 2.072.466.128 mediante a emissão de 355.585 Ações Ordinárias, em função da integralização do saldo remanescente de dividendos a pagar de 2009.

b. Reservas

b.1. Reservas de lucro

Reserva legal

É constituída à razão de 5% do lucro líquido apurado em cada exercício social nos termos do artigo 193 da Lei nº 6.404/76, até o limite de 20% do capital social.



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Reserva de incentivos fiscais (Alteração Lei 11.638/07 - Deliberação CVM 555/08)

É constituída mediante destinação da parcela de incentivos fiscais, decorrentes de doações ou subvenções governamentais, apropriada no resultado do exercício em conformidade com o artigo 195-A da Lei das Sociedades por Ações, incluído pela Lei 11.638/07, a partir de 01de janeiro de 2008. No exercício de 2010, foi destinado do resultado o valor de R$ 9.987 mil referente ao incentivo para subvenção de investimentos no Nordeste, no âmbito da SUDENE, após aprovação deste órgão, com redução de 25% do imposto de renda devido, calculado sobre o lucro da exploração de atividades incentivadas.

Reserva de lucros a realizar

Reserva constituída em 1999, ou seja, anteriormente à vigência da Lei nº 10.303/01, com parcela do resultado de equivalência patrimonial em controlada, que será transferida para lucros acumulados e computada no cálculo do dividendo obrigatório quando do recebimento de dividendos da controlada.

Reserva de retenção de lucros

É destinada à aplicação em investimentos previstos no orçamento de capital da Companhia de acordo com o artigo 196 da Lei nº 6.404/76. Na proposta de destinação do resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2010 está sendo efetuada uma retenção de lucros, no montante de R$ 118.885 (R$ 35.128 em 2009), que se destina aos investimentos previstos no orçamento de capital do exercício de 2011, a ser aprovado na Assembléia Geral de Acionistas.



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b.2. Reservas de capital

Reserva de incentivos fiscais

Reserva constituída com aplicações em incentivos fiscais no Fundo de Investimento do Nordeste (FINOR), originadas de destinações de parte de seu imposto de renda dos anos de 1999 e 2000.

c. Remuneração aos acionistas

O Estatuto assegura aos acionistas um dividendo mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido ajustado nos termos do artigo 202 da Lei nº 6.404/76. Os dividendos relativos ao exercício de 2009, no valor de R$ 342.904 (R$ 0,20 por ação), correspondiam a 90,71% do lucro líquido ajustado daquele exercício. O Conselho de Administração através de reunião realizada em 19 de março de 2010 aprovou um complemento de dividendos propostos em 2009, pago ao acionista no exercício de 2010, no valor de R$ 6.424. A proposta de dividendos relativa ao exercício de 2010, que estará sendo encaminhada pela Administração da Transpetro à aprovação do seu acionista na Assembléia Geral Ordinária a ser realizada em 18 de março de 2011, é de R$ 392.000 (R$ 0,19 por ação), que corresponde a 77 % do lucro líquido ajustado do exercício.



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Os dividendos do exercício de 2010 foram calculados conforme se segue: 2010 2009 Lucro líquido do exercício 548.286 399.806(-) Reserva legal (27.414) (19.990)(-) Reserva de incentivos fiscais (9.987) (1.784) Base de cálculo 510.885 378.032 Dividendos propostos (77%) 392.000 342.904 Dividendos mínimos - Passivo circulante 127.721 94.508 Dividendo adicional proposto - Patrimônio líquido 264.279 248.396 Em virtude da adoção dos padrões internacionais de contabilidade o ajuste descrito no item 3.2 está demonstrado conforme a seguir: 1º/1/2009 31/12/2009

DivulgadoAjustado aos IFRS Divulgado

Ajustado aos IFRSPassivo

Circulante

Dividendos 242.000 140.663 342.904 94.508

Patrimônio líquido Dividendo adicional proposto - 101.337 - 248.396



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19 Resultado por ação

R$ mil 2010 2009 Lucro atribuível ao acionista controlador 548.286 399.806 Quantidade de ações 2.072.466 1.716.880 Resultado por ação ponderado pela quantidade de ações ordinárias em

poder dos acionistas em cada período 0,31 0,24

20 Seguros

As operações da Companhia se encontram seguradas contra termos de danos materiais, e responsabilidade civil. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis e, conseqüentemente, não foram examinadas pelos nossos auditores independentes. Os valores em risco e os limites máximos de indenização são os seguintes, em milhares de dólares norte-americanos:

Valor em

risco

Limite máximo de

indenização

Danos materiais navios 1.079.800 1.079.800Responsabilidade civil - 4.500.000 O limite máximo de indenização confere à Companhia a necessária cobertura securitária considerando as características do bem segurado, a probabilidade de ocorrência de sinistros e seu valor de reposição.



51

21 Participação de empregados

A participação de empregados nos 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. Diante disso, a Transpetro adotou um programa de participação nos lucros e resultados e, em 31 de dezembro de 2010, registrou uma provisão no valor de R$ 98.000 (R$ 85.726 em 2009), respeitando os limites estabelecidos pela Resolução nº 10, de 30 de maio de 1995, do Conselho de Controle das Empresas Estatais - CCE, conforme instruções emitidas pela Controladora (Ofício 1.939/2009-SE/MME e Oficio 703/DEST-MP). Com relação à provisão do exercício de 2009, a Transpetro em função das negociações do acordo coletivo, e por aprovação em reunião do Conselho de Administração realizada em 19 de março de 2010, complementou o valor da provisão em R$ 1.606 e contabilizou tal complemento no resultado no exercício de 2010.

22 Outras despesas e receitas operacionais, líquidas (Controladora)

Segue abaixo a composição de outras despesas operacionais: 2010 2009 Repasse de despesas para Petrobras 72.961 -Repasse de despesas da Companhia para a Petrobras - (61.706)Petróleo com elevado teor de água - 48.938Abono concedido (Acordo coletivo de trabalho) (20.904) -Complemento da PLR - exercício anterior (1.606) (22.576)Provisão para contingências 11.176 (2.304)Baixa de imobilizado (19.929) (4.527)Receita de Incentivos, doações e subvenções governamentais 9.987 1.784Outras (10.122) 19.053 Total 41.563 (21.338)



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23 Remuneração de dirigentes e empregados (em reais)

No exercício de 2010, a maior e a menor remuneração, em reais, atribuídas a empregados ocupantes de cargos permanentes e dirigentes, relativos ao mês de dezembro, foram de R$ 60.206,96 e R$ 1.295,43, respectivamente (R$ 49.719,93 e R$ 2.132,86 em 2009). A remuneração média naquele mês foi de R$ 6.084,38 (R$ 6.913,77 em 2009). Os salários, encargos, contribuição de seguridade social e participação nos lucros da empresa totalizaram em 2010 R$ 1.098.449 (R$ 959.988 em 2009).

24 PROMEF - Programa de modernização e expansão da frota

PROMEF I A Transpetro assinou em 2007 e 2008 contratos de compra e venda condicionada de navio com três estaleiros nacionais para a construção de vinte e três navios petroleiros e, considerando os aditivos assinados, o valor total dos contratos é de R$ 5.617.646. PROMEF II Em 2009 foram assinados os contratos de compra e venda condicionada de navio com dois estaleiros nacionais para a construção de dez navios petroleiros, no valor total de R$ 3.037.383. Em 2010 foram assinados os contratos de compra e venda condicionada de navio com um estaleiro nacional para a construção de 8 navios gaseiros, o valor total dos contratos é de R$ 917.715. PROMEF HIDROVIA Em 2010 foram assinados os contratos de compra e venda condicionada de navios do tipo comboio com o Estaleiro Rio Tietê Ltda. para a construção de 20 comboios, o valor total dos contratos é de R$ 432.316.



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A captação desses recursos (PROMEF I, II e HIDROVIA) foi feita junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, através do Fundo de Marinha Mercante - FMM.

Partes responsáveis pelos aportes financeiros Percentual de participação

Transpetro através de recursos próprios 10%BNDES - financiamento à Transpetro 36%Estaleiro através de recursos próprios 8%BNDES - financiamento aos estaleiros 46% Os percentuais supracitados correspondem aos percentuais globais e variam entre as partes a cada etapa do contrato. As condições estabelecidas nos contratos são demonstradas como segue: PROMEF I

Estaleiro Valor

R$ (mil)Taxa de

Juros Prazo Qtd. Tipo 10 Suezmax Estaleiro Atlântico Sul S.A. 2.847.729

TJLP + 2,5% a.a

20 anos e carência

de 48 meses a contar do

1º saque

5 Aframax Estaleiro Atlântico Sul S.A. 1.266.9024 Tanque/Produto Estaleiro Mauá-Petro UM S.A. 646.609

4 Panamax EISA-Estaleiro Ilha S.A. 856.406 5. 617.646



54

PROMEF II Estaleiro

ValorR$ (mil)

Taxa de Juros Prazo Qtd. Tipo

4 Suezmax Estaleiro Atlântico Sul S.A. 1.785.654 TJLP +

2,5%a.a para nacionais e 3% a.a para importados

20 anos e carência


1º saque

3 Aframax Estaleiro Atlântico Sul S.A. 1.141.1473 Bunker Superpesa Industrial Ltda. 110.582

8 Gaseiros Estaleiro Promar S.A. 917.715 3.955.098 PROMEF HIDROVIA

Estaleiro Valor

R$ (mil)Taxa de

Juros Prazo Qtd. Tipo

20 Comboios Estaleiro Rio Tietê Ltda. 432.316

TJLP + 2,5% a.a p/nac. e

3% a.a para importados

20 anos e carência


1º saque

432.316



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As eficácias previstas nos contratos assinados com o Estaleiro Atlântico Sul S.A., Estaleiro Mauá Petro-UM S.A. e Superpesa Industrial Ltda., correspondente ao adiantamento de 5% do valor do contrato (cláusula sétima dos contratos), foram pagas pela Transpetro no valor total de R$ 374.851, conforme abaixo:

Estaleiro

Ano

ValorR$ (mil)

Superpesa Industrial Ltda. 2010 5.218Estaleiro Atlântico Sul S.A. 2010 133.723Estaleiro Atlântico Sul S.A. 2009 65.507Estaleiro Mauá Petro-UM 2008 32.847Estaleiro Atlântico Sul S.A. 2007 137.556 374.851

Os montantes totais disponibilizados para a construção dos navios em andamento durante os exercícios de 2008, 2009 e 2010 foram: Parcelas disponibilizadas de recursos 2010 2009 2008 Transpetro através de recursos próprios 88.857 27.758 2.495Eficácia 374.851 235.910 170.403BNDES - financiamento à Transpetro 543.179 281.553 14.549Outros 24.317 7.205 1.599 Total Transpetro 1.031.204 552.426 189.046 Estaleiros através de recursos próprios 102.105 52.116 18.040BNDES - Financiamento aos estaleiros 566.467 304.853 150.190 Total estaleiros 668.573 356.969 168.230 Total 1.699.777 909.395 357.276



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25 Instrumentos financeiros

A Companhia mantém operações com instrumentos financeiros. A administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégias operacionais e controles internos, visando à liquidez, rentabilidade e segurança. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das taxas contratadas versus as vigentes no mercado. A Companhia não efetua aplicações de caráter especulativo, em derivativos ou quaisquer outros ativos de risco. As descrições dos instrumentos financeiros inclusos no balanço patrimonial (e seus respectivos critérios de manutenção) em 31 de dezembro de 2010 estão identificadas a seguir:

Caixa e equivalentes de caixa

Os saldos em conta corrente mantidos em bancos têm seus valores de mercado idênticos aos saldos contábeis. Para as aplicações financeiras, o valor de mercado foi apurado com base nas cotações de mercado dessas cotas em 31 de dezembro de 2010 e 31 de dezembro de 2009.

Transações com partes relacionadas

Estes saldos estão classificados como recebíveis e passivo financeiro não mensurado ao valor justo e se encontram reconhecidos pelo seu custo amortizado, conforme IAS 39 e OCPC 3.

Contas a receber de clientes

Estes saldos estão classificados como recebíveis e se encontram reconhecidos pelo seu custo amortizado, conforme IAS 39 e OCPC 3.

Empréstimos e financiamentos

Estes saldos estão classificados como passivo financeiro não mensurado ao valor justo e se encontram reconhecidos pelo seu custo amortizado, conforme IAS 39 e OCPC 3.



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Fornecedores

Estes saldos estão classificados como passivo financeiro não mensurado ao valor justo e se encontram reconhecidos pelo seu custo amortizado, conforme IAS 39 e OCPC 3.

Risco de Liquidez

A seguir, estão as maturidades contratuais de passivos financeiros em 31 de dezembro de 2010 e 2009: Controladora 31 de dezembro de 2010

Valor 6 meses 6-12 1-2 2-5 Mais que Contábil ou menos meses anos anos 5 anos

Passivos financeiros Partes relacionadas 266.020 260.628 5.386 2 2 2Empréstimos e financiamentos 543.179 - - 6.381 224.253 964.009Fornecedores 298.167 298.167 - - - -Arrendamentos a pagar 66.648 26.659 26.659 13.330 - -



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Consolidado 31 de dezembro de 2010

Valor 6 meses 6-12 1-2 2-5 Mais que Contábil ou menos meses anos anos 5 anos

Passivos financeiros Partes relacionadas 282.895 277.503 5.386 2 2 2Empréstimos e financiamentos 543.179 - - 6.381 224.253 964.009Fornecedores 304.526 304.526 - - - -Arrendamentos a pagar 66.648 26.659 26.659 13.330 - -

Controladora 31 de dezembro de 2009

Valor 180 6-12 1-2 2-5 Mais que contábil ou menos meses anos anos 5 anos

Passivos financeiros Partes relacionadas 317.336 313.706 2.510 1.088 32 -Empréstimos e financiamentos 281.553 - - - 148.980 569.808Fornecedores 218.054 218.054 - - - -Arrendamentos a pagar 97.507 27.859 27.859 27.859 13.930 -

Consolidado 31 de dezembro de 2009

Valor 6 meses 6-12 1-2 2-5 Mais que contábil ou menos meses anos anos 5 anos

Passivos financeiros Partes relacionadas 327.538 323.908 2.510 1.088 32 -Empréstimos e financiamentos 281.553 - - - 148.980 569.808Fornecedores 223.789 223.789 - - - -Arrendamentos a pagar 97.507 27.859 27.859 27.859 13.930 -



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Valor justo dos ativos e passivos financeiros

Os valores justos são determinados com base em cotações de preços de mercado, quando disponíveis, ou, na falta destes, no valor presente de fluxos de caixa esperados. Os valores justos de caixa e equivalentes a caixa, de contas a receber de clientes, da dívida de curto prazo e de contas a pagar a fornecedores são equivalentes aos seus valores contábeis. Os valores justos de outros ativos e passivos de longo prazo não diferem significativamente de seus valores contábeis. O valor justo estimado para os empréstimos de longo prazo com o BNDES, em 31 de dezembro de 2010, não difere significativamente de seus valor contábil. Conforme descrito na Nota Explicativa nº 24, estes empréstimos são considerados como empréstimos a valor de mercado, visto tratar-se de uma linha de crédito pública (embora específica ao segmento) e sem similaridade nacional no que se refere a disponibilidade de recursos. As taxas vigentes para contratação em 31 de dezembro de 2010 são as mesmas taxas contratadas pela Companhia para os empréstimos já existentes naquela data, de TJLP + 2,5%a.a (3%a.a. para produtos importados).

Análise de sensibilidade

A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para o valor justo do financiamento junto ao BNDES atualizado pela TJLP que se manteve em aproximadamente 6% a.a. em 2010. O cenário provável é o valor justo em 31 de dezembro de 2010, os cenários possível e remoto consideram a deterioração na variável de risco de 25% e 50%, o que geraria um impacto negativo de aproximadamente R$ 8.417 e R$ 16.834 , respectivamente, considerando um possível aumento desta taxa.

Valor Justo Hierárquico

A hierarquia dos valores justos dos ativos financeiros registrados como títulos e valores mobiliários no ativo circulante e não circulante, correspondente aos saldos mantidos no Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-Padronizados (“FIDC-NP”) do Sistema Petrobras são classificados como de nível 1 por possuírem dados provenientes de mercado ativo (preço negociado não ajustado) de forma que seja possível acessar diariamente, inclusive na data da mensuração do valor justo.



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26 Demonstrações do valor adicionado - DVA

Conforme requerimento dos PCABR aplicável as companhias abertas e como informação adicional para fins de IFRS, a Companhia elaborou demonstrações do valor adicionado individuais e consolidadas. Essas demonstrações, fundamentadas em conceitos macroeconômicos, buscam apresentar a parcela do Grupo na formação do Produto Interno Bruto por meio da apuração dos respectivos valores adicionados tanto pelo Grupo quanto o recebido de outras entidades, e a distribuição desses montantes aos seus empregados, esferas governamentais, arrendadores de ativos, credores por empréstimos, financiamentos e títulos de dívida, acionistas controladores e não controladores, e outras remunerações que configurem transferência de riqueza a terceiros. O referido valor adicionado representa a riqueza criada pelo Grupo, de forma geral, medido pelas receitas de vendas de bens e dos serviços prestados, menos os respectivos insumos adquiridos de terceiros, incluindo também o valor adicionado produzido por terceiros e transferido à entidade.

27 Evento subsequente

Conforme descrito na Nota Explicativa nº 13, a subsidiária FIC está em processo de transferência de sua sede para a Holanda. A Companhia está em fase de mensuração dos efeitos contábeis e tributários, contudo a Administração, com base em uma avaliação preliminar e estudos feitos pelo departamento tributário, não espera efeitos relevantes para o exercício de 2011.

* * *

Petrobras Transporte S.A. - Transpetro

Empresa do Sistema Petrobras

Demonstrações contábeis

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Conselho de Administração

José Sérgio Gabrielli de Azevedo Presidente

João Batista de Rezende Conselheiro

Paulo Roberto Costa Conselheiro

Eduardo Autran de Almeida Junior Conselheiro

Maria das Graças Silva Foster Conselheira

Diretoria Executiva

José Sergio de Oliveira Machado Presidente

Agenor Cesar Junqueira Leite Diretor

Marcelo Rosa Rennó Gomes Diretor

Claudio Ribeiro Teixeira Campos Diretor

Rubens Teixeira da Silva Diretor

Paulo Cesar Marques Contador CRC-RJ-27061-7

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)


2



Conteúdo

Relatório dos auditores independentes 3 - 4

Balanço patrimonial 5

Demonstração do resultado 6

Demonstração das mutações do patrimônio líquido 7

Demonstração dos fluxos de caixa 8

Demonstração do valor adicionado 9


3

.

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro Rio de Janeiro - RJ

1. Examinamos as demonstrações contábeis individuais e consolidadas da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (“Sociedade”), identificadas como Controladora e Consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2010 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas. Responsabilidade da administração sobre as demonstrações contábeis

2. A administração da Sociedade é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis individuais e consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Responsabilidade dos auditores independentes


4. Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis da Sociedade para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Sociedade. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.


4

Opinião

6. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais e consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petrobras Gás S.A. – Gaspetro e a posição patrimonial e financeira consolidada dessa sociedade e suas controladas em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Ênfase

7. Conforme mencionado na Nota Explicativa n°1, a Sociedade possui participação em empresas e projetos 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. Auditoria dos valores correspondentes ao exercício anterior

8. Os valores correspondentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2009 e ao balanço de abertura em 01 de janeiro de 2009, preparados com base nos saldos de 31 de dezembro de 2008, ajustados conforme descrito na Nota Explicativa n° 3, apresentados para fins de comparação, foram auditados por nós de acordo com as normas de auditoria vigentes por ocasião da emissão do relatório em 23 de fevereiro de 2010, que não conteve nenhuma modificação. As normas de auditoria então vigentes permitiam divisão de responsabilidade com os auditores das empresas investidas. Portanto, como as demonstrações contábeis das controladas em conjunto e coligadas mencionadas na Nota Explicativa n° 9, totalizando ativos consolidados de R$372.604 mil (R$442.042 mil em 2008), investimentos de R$216.184 mil (R$226.870 mil em 2008), receita líquida consolidada de R$504.184 mil e resultado de equivalência patrimonial de R$46.867 mil na controladora e R$16.743 mil no consolidado, foram examinadas por outros auditores independentes, a nossa opinião, no que diz respeito a estes valores, está baseada exclusivamente nos relatórios sem ressalvas daqueles auditores independentes. Demonstrações do valor adicionado



KPMG Auditores Independentes CRC SP-014428/O-6 F-RJ Manuel Fernandes Rodrigues de Sousa Contador CRC-RJ-052428/O-2

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Petrobras Gás S.A. - Gaspetro(Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Balanço patrimonialEm 31 de dezembro de 2010 e 2009(Em milhares de reais)

Ativo Nota 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 Passivo Nota 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009 31.12.2010 31.12.2009 01.01.2009

CirculanteCirculante Financiamentos 13 1.776.854 216.645 111.473 - - -

Caixa e equivalentes de caixa 6 513.277 3.937.330 489.088 51.972 50.061 7.812 Fornecedores 921.306 863.292 510.030 269 59 129 Depósitos vinculados 7 31.498 39.550 69.397 - - - Impostos, contribuições sociais diferidos Contas a receber - controladora, e a recolher 16b 654.773 622.421 289.863 33.047 32.635 24.649

controladas, controladas Controladora, controladas, em conjunto e coligadas 12 787.287 480.997 659.387 33.722 49.687 210.462 controladas em conjunto

Contas a receber, líquidas - clientes 221.505 179.816 160.793 2.114 1.802 1.360 e coligadas 12 849.137 1.118.050 723.449 41.007 28.124 24.689 Dividendos a receber 12 3.790 3.825 - 296.739 951.873 703.178 Empréstimos de demais acionistas 14 2.711 27.106 18.187 - - - Impostos, contribuições sociais Dividendos propostos - controladora,

a recuperar 17a 663.666 753.197 247.793 96.225 96.525 82.500 controladas e coligadas 12 e 19 289.478 - 175.730 289.478 - 175.730 Outros ativos circulantes 51.192 41.658 34.441 1.618 624 345 Dividendos propostos - terceiros 74.866 88.204 107.801 6 5 2

2.272.215 5.436.373 1.660.899 482.390 1.150.572 1.005.657 Provisão para perdas em investimento 10a 19.936 19.344 17.997 19.936 19.344 17.997 Provisão para contingências 19 77.195 82.069 21.977 67.373 74.756 15.106

Não Circulante Outras contas e despesas a pagar 84.224 81.657 31.310 8 7 3

Realizável a Longo Prazo 4.750.480 3.118.788 2.007.817 451.124 154.930 258.305 Contas a receber - controladora, Não Circulante

controladas, controladas Financiamentos 13 8.891.626 5.641.343 656.593 - - - em conjunto e coligadas 13 52.034 69.599 48.090 845.099 858.627 828.561 Controladora, controladas,

Contas a receber, líquidas - clientes 14.089 16.918 7.930 - - - controladas em conjuntoAdiantamento a fornecedores 124.647 146.962 - - - - e coligadas 12 753.788 773.365 1.271.113 - 14.617 393.835 Títulos e valores mobiliários 8 2.759 2.585 2.422 2.759 2.585 2.422 Empréstimos de demais acionistas 14 157.083 164.153 220.323 - - - Impostos e contribuição social diferidos 16c 209.698 283.337 230.506 47.703 38.612 19.938 Crédito para futuro aumento de capital 12 e 17 340.003 3 3 340.003 3 3 Crédito para futuro aumento de capital 13 e 18 - - - 340.496 - - Provisão para contingências 19 13.685 5.703 2.703 - - - Depósitos judiciais 19.290 5.714 3.134 3.343 1.862 1.640 Impostos e contribuição social diferidos 16d 532.922 368.108 29.528 9.399 7.776 7.167 Impostos a recuperar 16a 955.626 616.140 135.233 - - - Receitas diferidas 89.824 9.141 9.141 - - - Depósitos p/ incentivos fiscais 26.269 - - - - - Outras contas e despesas a pagar 24.577 18.047 23.487 - - - Outros ativos realizáveis a longo prazo 16.769 10.851 14.313 2 - - 10.803.508 6.979.863 2.212.891 349.402 22.396 401.005

1.421.181 1.152.106 441.628 1.239.402 901.686 852.561 Patrimônio líquido 18

Capital realizado 4.889.834 4.874.834 2.681.460 4.889.834 4.874.834 2.681.460 Reservas de capital 560 560 560 560 560 560

Investimentos 9 116.563 115.425 109.944 6.610.286 4.890.438 2.850.464 Reservas de lucros 1.404.700 1.541.959 1.352.477 1.468.167 1.569.653 1.395.747 Imobilizado 10 18.691.418 9.677.384 5.520.273 857 858 862 Contribuição Adicional de Capital 170.245 - - 170.245 - - Intangível 11 1.097.005 962.667 803.176 23.122 25.314 27.533 Reserva especial 1.026.725 - - 1.026.725 - -

19.904.986 10.755.476 6.433.393 6.634.265 4.916.610 2.878.859 Dividendos adicionais propostos - 346.495 - - 346.495 - 7.492.064 6.763.848 4.034.497 7.555.531 6.791.542 4.077.767

Participações de acionistas não controladores 552.330 481.456 280.715 - - -

8.044.394 7.245.304 4.315.212 7.555.531 6.791.542 4.077.767

23.598.382 17.343.955 8.535.920 8.356.057 6.968.868 4.737.077 23.598.382 17.343.955 8.535.920 8.356.057 6.968.868 4.737.077

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis

ControladoraConsolidado Consolidado Controladora

6


Demonstração do resultadoEm 31 de dezembro de 2010 e 2009(Em milhares de reais, exceto o lucro líquido por ação)

Nota 2010 2009 2010 2009

Receita de venda de produtos e serviçosVenda de produtos 1.857.147 1.565.716 Serviços prestados 2.410.018 1.995.103 1.117 1.295

4.267.165 3.560.819 1.117 1.295

Custo dos produtos vendidos (1.456.943) (1.247.551) - - Custo dos serviços prestados (920.939) (490.188) (986) (1.147) Lucro bruto 1.889.283 1.823.080 131 148

Receitas de construção da infraestrutura 11 190.456 207.717 Custos da construção da infraestrutura 11 (190.456) (207.717) Lucro bruto após construção da infraestrutura (ICPC 01) 1.889.283 1.823.080

Outras (despesas) receitas operacionaisDespesas de vendas (15.812) (14.012) - - Gerais e administrativas:

Honorários da Diretoria e do Conselho de Administração (6.344) (3.995) (132) (128) De administração (184.675) (140.231) (24.843) (8.859)

Tributárias (14.448) (23.216) (3.196) (2.948) Outras receitas (despesas) operacionais:

Outras despesas operacionais, líquidas 24.416 (61.415) 2.374 (64.825)

(196.863) (242.869) (25.797) (76.760) Participações em controladas em conjunto e coligadas

Resultado de equivalência patrimonial 28.080 16.655 1.136.300 1.312.334

Lucro operacional 1.720.500 1.596.866 1.110.634 1.235.722

Financeiras:Despesas (226.971) (230.519) (7.546) (7.031) Receitas 235.941 226.727 121.046 113.132

Variações monetárias e cambiais, líquidas 341.350 896.363 22.562 (2.909) 350.320 892.571 136.062 103.192

Lucro antes do imposto de renda da contribuição social 2.070.820 2.489.437 1.246.696 1.338.914

Imposto de renda corrente e diferido 16 (516.551) (626.631) (23.674) (7.722) Contribuição social corrente e diferido 16 (188.172) (227.068) (8.304) (2.789)

Lucro líquido do exercício 1.366.097 1.635.738 1.214.718 1.328.403

Acionistas da Companhia 1.218.125 1.343.460 1.214.718 1.328.403 Participações dos não controladores 147.972 292.278 - -

1.366.097 1.635.738 1.214.718 1.328.403

Lucro líquido por ação - R$ 383,32 420,49

Quantidade de ações ao final do exercício 3.168.917 3.159.196


ControladoraConsolidado

7


Demonstração das mutações do patrimônio líquidoEm 31 de dezembro de 2010 e 2009(Em milhares de reais)

Contrib. Adic. Reserva de

de Capital capitalÀ Incentivos Incentivos Retenção Lucros Reserva Dividendos

Nota Subscrito integralizar Integralizado fiscais fiscais Legal de lucros acumulados Especial Adicionais Total

Saldos em 1º de janeiro de 2009 2.681.460 - 2.681.460 - 560 111.883 1.220.457 63.407 - - 4.077.767

Lucro líquido do exercício 1.328.403 1.328.403 Resultado Abrangente do Período 1.328.403 1.328.403

Integralização de capital 2.208.374 (15.000) 2.193.374 2.193.374 Destinações: Reserva legal 18c 69.591 (69.591) Reserva de retenção de lucros 18d 167.722 (167.722) Dividendos antecipados 18f (808.000) (808.000) Dividendo adicional proposto 18g (346.497) 346.495 (2)

Total de contribuição de acionistas e distribuição aos acionistas

Saldos em 31 de dezembro de 2009 4.889.834 (15.000) 4.874.834 - 560 181.474 1.388.179 - - 346.495 6.791.542

Saldos em 1º de janeiro de 2010 4.889.834 (15.000) 4.874.834 - 560 181.474 1.388.179 - - 346.495 6.791.542

Lucro líquido do exercício 1.214.718 1.214.718 Resultado Abrangente do Período 1.214.718 1.214.718

Integralização de capital 15.000 15.000 15.000 Dividendos Declarados e pagos (346.495) (346.495) Contribuição adicional de capital 18h 170.245 170.245 Destinações: Reserva legal 18c 60.736 (60.736) Reversão de reserva de lucros 18d (162.222) 162.222 Reserva especial 18e (864.503) 864.503 - Dividendos propostos 18f (289.479) (289.479)

Total de contribuição de acionistas

Participação de não controladoresSaldos em 31 de dezembro de 2010 4.889.834 - 4.889.834 170.245 560 242.210 1.225.957 (0) 1.026.725 - 7.555.531

170.245 560 (0) 1.026.725 7.555.531


346.495

(346.495)

1.468.167

Reservas de lucros

(1.391.810) -

1.026.725

Capital subscrito e integralizado

4.889.834

Participação

2.208.374 (15.000) 2.193.374 - - 69.591 167.722 1.385.372

- 15.000 15.000 170.245 - 60.736 (162.222) (1.214.718) (450.729)

8


Demonstração dos fluxos de caixaEm 31 de dezembro de 2010 e 2009(Em milhares de reais)

2010 2009 2010 2009Atividade operacional

Lucro líquido do exercício 1.218.125 1.343.460 1.214.718 1.328.403

Ajustes:Resultado de equivalência patrimonial (28.080) (16.655) (1.136.300) (1.312.334) Participações de acionistas não controladores 147.972 292.278 - - Depreciações e amortização 274.629 187.892 2.193 2.222 Variações monetárias, cambiais e encargos financeiros sobre financiamentos, operações de mútuo e outras operações 205.089 (432.822) 14.902 17.007 Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos 95.976 116.473 (10.944) (25.403) Variação de outros ativos circulantes e não circulantes (208.143) (35.583) (2.961) (1.107) Variação de outros passivos circulantes e não circulantes (93.595) (29.489) (9.228) 70.766 Variação de operações de curto prazo com empresas controladas, controladas em conjunto e coligadas: Contas a receber (289.734) 168.445 (14.470) (1.598.449) Contas a pagar (606.430) 180.114 (2.913) (2.125)

715.809 1.774.113 54.997 (1.521.020)

Recursos líquidos provenientes da atividade de investimentoInvestimento em negócios de gás e energia (4.127.012) (4.768.344) 291.012 744.220

Recursos líquidos provenientes da atividade operacional (3.411.203) (2.994.231) 346.009 (776.800)

Atividade de financiamentoIntegralização de Capital 355.000 1.812.901 15.496 1.812.901 Financiamentos e operações de mútuo, líquido 75.828 5.593.577 - - Depósitos vinculados 8.052 29.847 - - Dividendos pagos a acionistas (451.730) (993.852) (359.594) (993.852)

Recursos líquidos provenientes na atividade de financiamento (12.850) 6.442.473 (344.098) 819.049

Variação líquida de caixa e equivalentes de caixa no exercício (3.424.053) 3.448.242 1.911 42.249

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 3.937.330 489.088 50.061 7.812

Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 513.277 3.937.330 51.972 50.061



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Demonstração do valor adicionadoExercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009(Em milhares de reais)

31.12.2010 2009 31.12.2010 2009Receitas Vendas de produtos e serviços 5.147.370 4.279.759 1.612 1.881 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - constituição 2.520 (9.038) - - Outras receitas operacionais, líquidas 22.830 16.276 - - Receitas relativas à construção de ativos para uso 4.839.765 4.156.842 - -

10.012.485 8.443.839 1.612 1.881 Insumos adquiridos de terceiros

Matérias-primas consumidas (1.682.376) (1.247.551) - - Custo das mercadorias para revenda e serviços (99.979) (490.188) (986) (1.147) Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (5.201.324) (4.082.955) (19.861) (71.481)

(6.983.679) (5.820.694) (20.847) (72.628)

Valor adicionado bruto 3.028.806 2.623.145 (19.235) (70.747)

Retenções Depreciação e amortização (274.629) (187.892) (2.193) (2.222)

Valor adicionado líquido produzido/(consumido) pela Sociedade 2.754.177 2.435.253 (21.428) (72.969)

Valor adicionado recebido em transferência Resultado de equivalência patrimonial 28.080 16.655 1.136.300 1.312.334 Receitas financeiras 246.162 220.441 176.233 186.434

274.242 237.096 1.312.533 1.498.768 Valor adicionado a distribuir 3.028.419 2.672.349 1.291.105 1.425.799


Pessoal Salários e mão de obra adicional 104.669 3% 100.232 4% 261 0% 326 0% Honorários da diretoria e conselho de administração 6.344 0% 3.995 0% 132 0% 128 0% Participações dos empregados nos lucros 7.160 0% 6.000 0% - 0% - 0%

118.173 4% 110.227 4% 393 0% 454 0%Tributos Impostos, taxas e contribuições federais 1.064.261 35% 1.126.311 42% 35.669 3% 39.019 3% Impostos, taxas e contribuições estaduais 432.332 14% 345.470 13% - 0% 421 Impostos, taxas e contribuições municipais 6.808 0% 3.585 0% - - Impostos de renda e contribuição social diferidos 95.975 3% 120.489 5% - (25.981)

1.599.376 53% 1.595.855 60% 35.669 3% 13.459 1%Instituições financeiras e fornecedores Juros, variações cambiais e monetárias, aluguéis (55.227) -2% (669.471) -25% 40.325 3% 83.483 6%

(55.227) -2% (669.471) -25% 40.325 3% 83.483 6%Acionistas Dividendos 364.340 12% 346.495 13% 289.479 22% 346.495 24% Participações de acionistas não controladores 147.972 5% 292.278 11% - 0% - 0% Lucros retidos 853.785 28% 996.965 37% 925.239 72% 981.908 69%

1.366.097 45% 1.635.738 61% 1.214.718 94% 1.328.403 93%

Valor adicionado distribuído 3.028.419 100% 2.672.349 100% 1.291.105 100% 1.425.799 100%



Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas explicativas às demonstrações contábeis 31 de dezembro de 2010 e 2009 (Em milhares de reais)

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1. Contexto operacional

A Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (“Gaspetro” ou “Sociedade”), com sede na cidade do Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro, situada na Avenida República do Chile, nº 65 – 12º andar (parte), 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 e coligada) em Sociedades 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 Norte, Nordeste e Sudeste, com o objetivo de expansão de malhas de transporte de gás, implementados através do Projeto Malhas (Gasodutos das regiões Nordeste e Sudeste) e Projeto Amazônia (Gasoduto Urucu-Coari-Manaus - Nota Explicativa nº 18-h), operados mediante constituição do Consórcio 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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2. Entidades da sociedade

As demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2010, 2009 e de 01.01.2009 abrangem as demonstrações contábeis da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e das seguintes empresas controladas e controladas em conjunto:

Percentual de participação no

capital em 2010, 2009 e 01.01.2009

Subscrito e

integralizado Votante Controladas

Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG 51,00 51,00Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG 100,00 100,00

Controladas em conjunto Gás de Alagoas S.A. - ALGAS 41,50 24,50Companhia de Gás da Bahia - BAHIAGAS 41,50 24,50Companhia Brasiliense de Gás - CEBGAS 32,00 21,00CEG RIO S.A. 37,41 26,19Companhia de Gás do Ceará - CEGÁS 41,50 24,50Companhia Paranaense de Gás - COMPAGAS 24,50 24,50Companhia de Gás do Amapá - GASAP 37,25 24,50Companhia Maranhense de Gás - GASMAR 23,50 21,00Companhia de Gás de Minas Gerais - GASMIG 40,00 40,00Companhia de Gás do Piauí - GASPISA 37,25 24,50Agência Goiânia de Gás Canalizado - GOIASGAS 30,46 19,50Companhia Paraibana de Gás – PBGAS 41,50 24,50Companhia Potiguar de Gás - POTIGAS 83,00 49,00Companhia de Gás Est. Mato Grosso do Sul - MSGAS 49,00 49,00Companhia Rondoniense de Gás - RONGAS 41,50 24,50Companhia de Gás de Santa Catarina - SCGAS 41,00 23,00Empresa Sergipana de Gás – SERGAS 41,50 24,50Companhia de Gás do Rio Grande do Sul - SULGAS 49,00 49,00GNL Gemini Com. e Logística de Gás Ltda. 40,00 40,00TNG Participações Ltda. 50,00 50,00TMN Transportadora S.A. 45,00 45,00


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3. Base de preparação

(a) Declaração de conformidade com relação às normas do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC

As demonstrações contábeis individuais e consolidadas 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, complementadas por pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade - CFC.

A emissão das demonstrações financeiras individuais e consolidadas foi autorizada pelo Conselho de Administração em 24 de fevereiro de 2011.

(b) Base de mensuração

As demonstrações contábeis individuais e consolidadas foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, exceto pela valorização de alguns ativos e passivos não circulantes e instrumentos financeiros.

(c) Moeda funcional e moeda de apresentação

Estas demonstrações são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Sociedade.

(d) Uso de estimativas e julgamentos

A elaboração de demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil requer que a Administração use de julgamento, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. O imposto de renda diferido ativo está sujeito a essas estimativas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

Estimativas e premissas são revistas continuamente. Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no período em que as estimativas são revisadas e em quaisquer períodos futuros afetados.


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3 Base de preparação - Continuação

(e) Comparação entre as demonstrações contábeis consolidadas ajustadas aos CPC e as divulgadas Conforme estabelecido no CPC 37 - Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade, os padrões internacionais foram implementados retroativamente a 1º de janeiro de 2009. Dessa forma, as demonstrações contábeis, originalmente divulgadas, foram ajustadas e estão apresentadas de acordo com as normas contábeis brasileiras. A comparação na data da adoção dos pronunciamentos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis e das demais informações ajustadas de 2009 estão evidenciados a seguir.

(i) Reclassificações

Reclassif. Publicado

Impostos, contribuições sociais diferidos e a recuperar 753.197 901.287

Adiantamento a fornecedores 146.962 - Impostos e contribuição social diferidos 283.337 120.980 Depósitos judiciais 5.714 - Impostos a recuperar 616.140 616.140 Outros ativos realizáveis a longo prazo 10.851 16.566

115.425 115.425 9.677.384 10.532.067 962.667 287.168 - 41.960

12.571.677 12.631.593

Investimentos ImobilizadoIntangívelDiferido


AtivoCirculante

Não Circulante



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(e) Comparação entre as demonstrações contábeis consolidadas ajustadas aos CPC e as divulgadas - Continuação

(i) Reclassificações - Continuação

(ii) Reconciliação do patrimônio líquido consolidado

(*) Data da adoção inicial

Reclassif. Publicado

Dividendos propostos - controladora, controladas e coligadas - 346.495

Controladora, controladas, controladas em conjunto e coligadas 773.365 773.368 Crédito para futuro aumento de capital 3 - Participações de acionistas - - não controladores - 481.456

Participações de acionistas - - não controladores 481.456 - Reservas de lucros 1.541.959 1.601.875 Dividendos adicionais propostos 346.495 -

Não Circulante

Patrimônio líquido



Passivo

Circulante

31.12.2009 01.01.2009 (*)

Patrimônio líquido consolidado conforme divulgado 6.477.269 4.110.391 Reclassificação dos juros capitalizados TBG (32.222) (32.624)

Transferência dos dividendos adicionais 346.495 -

Reversão da amortização do diferido (CPC 43-R1) (27.694) (43.270)

controladores 481.456 280.715

Patrimônio líquido consolidado ajustado aos CPC 7.245.304 4.315.212

Reclassificação da participação de acionistas não


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(e) Comparação entre as demonstrações contábeis consolidadas ajustadas aos CPC e as divulgadas - Continuação

(iii) Reconciliação do lucro líquido consolidado

A demonstração do resultado do exercício consolidada, relativa ao exercício findo em 31 de dezembro de 2009, elaborada de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil que incorporavam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09, complementadas pelos pronunciamentos do CPC, aprovados por resoluções do CFC até 31 de dezembro de 2008, exceto pela necessidade de reversão do saldo do Ativo Diferido e respectivas amortizações, no valor de R$ 15.057, não apresentaram diferenças no seu resultado final com relação à adoção aos CPC vigentes em 31 de dezembro de 2010. Para atendimento à evidenciação do Serviço de Construção e do Custo de Construção, conforme requerido pelo ICPC 01 - Contratos de Concessão, apesar da inexistência da prestação de serviço de construção e de margem, o valor de R$ 190.456 (R$ 207.717 em 2009), relativo à infraestrutura de gasodutos de distribuição de gás passou a ser demonstrado, nas demonstrações contábeis consolidadas, no resultado do exercício (Nota Explicativa nº 11).

(iv) Reconciliação do fluxo de caixa consolidado

A demonstração do fluxo de caixa consolidado, relativo ao exercício findo em 31 de dezembro de 2009, elaborada de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil que incorporavam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09, complementadas pelos pronunciamentos do CPC, aprovados por resoluções do CFC até 31 de dezembro de 2008, não apresentaram diferenças com relação à adoção aos CPC vigentes em 31 de dezembro de 2010.


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(e) Comparação entre as demonstrações contábeis individuais ajustadas aos CPC e as divulgadas - Continuação

(v) Reconciliação do patrimônio líquido da controladora


(vi) Reconciliação do lucro líquido da controladora

4. Principais práticas contábeis As práticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os períodos apresentados nessas demonstrações contábeis individuais e consolidadas e na preparação do balanço patrimonial de abertura apurado em 1o de janeiro de 2009 com a finalidade da transição para as normas do CPC.

31.12.2009 01.01.2009 (*)

Patrimônio líquido da controladora conforme divulgado 6.520.377 4.089.690 Transferência dos dividendos adicionais 346.495 - Eliminação dos juros capitalizados da Controlada TAG (65.636) -

(10.798) (13.047) 1.104 1.124

6.791.542 4.077.767 padrões contábeis brasileiros (CPC)Patrimônio líquido da controladora ajustado aos novos

Passivo a descoberto de controlada em conjunto Eliminações e ajustes

2009

Lucro líquido da controladora conforme divulgado 1.391.810 Eliminação dos juros capitalizados da Controlada TAG (65.636)

do investimento (852) 3.081

1.328.403 padrões contábeis brasileiros (CPC)

Prejuízo de controlada em conjunto limitado ao valor

Eliminações e ajustesLucro líquido da controladora ajustado aos novos


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4 Principais práticas contábeis - Continuação

a. Base de consolidação

(i) Combinações 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 dos pronunciamentos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis, a Sociedade optou por não aplicar retroativamente os requerimentos do CPC 15 - Combinações de Negócios, conforme permitido pelo CPC 37 - Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade. Portanto, os ágios existentes em 31 de dezembro de 2008, líquidos da amortização, foram mantidos e não são mais amortizados.

(ii) Controladas e controladas em conjunto

As demonstrações financeiras de controladas e controladas em conjunto são incluídas nas demonstrações financeiras consolidadas a partir da data em que o controle, controle compartilhado, se inicia até a data em que o controle, controle compartilhado, deixa de existir. As políticas contábeis de controladas e controladas em conjunto estão alinhadas com as políticas adotadas pela Gaspetro. Nas demonstrações contábeis individuais da controladora as informações contábeis de controladas e controladas em conjunto, assim como as coligadas, são reconhecidas através do método de equivalência patrimonial.

(iii) Investimentos em coligadas

As coligadas são aquelas entidades nas quais a Companhia, direta ou indiretamente, tenha influência significativa, mas não controle, sobre as políticas financeiras e operacionais. A influência significativa supostamente ocorre quando a Companhia, direta ou indiretamente, mantém entre 20 e 50 por cento do poder votante de outra entidade. Os investimentos em coligadas são contabilizados por meio do método de equivalência patrimonial e são reconhecidos inicialmente pelo custo.


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a. Base de consolidação - Continuação

(iv) Transações eliminadas na consolidação

Saldos e transações intragrupo, e quaisquer receitas ou despesas derivadas de transações intragrupo, são eliminados na preparação das demonstrações financeiras consolidadas. Ganhos não realizados oriundos de transações com companhias investidas registrado por equivalência patrimonial são eliminados contra o investimento na proporção da participação da Gaspetro na Companhia investida. Prejuízos não realizados são eliminados da mesma maneira como são eliminados os ganhos não realizados, mas somente até o ponto em que não haja evidência de perda por redução ao valor recuperável.

b. Moeda estrangeira

As transações realizadas em moeda estrangeira são convertidas para Reais, pela taxa de câmbio da data de cada transação.

c. Instrumentos financeiros

(i) Ativos e passivos financeiros não derivativos

Estão mensurados ao custo amortizado, acrescido, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridas até a data do balanço.

(ii) Empréstimos e recebíveis

Os empréstimos e recebíveis abrangem contas a receber e a pagar de clientes, de fornecedores, partes relacionadas e instituições financeiras, e são medidos pelo custo amortizado, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.

(iii) Caixa e equivalentes de caixa

Caixa e equivalentes de caixa estão representados por saldos de bancos e aplicações financeiras 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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c. Instrumentos financeiros - Continuação

(iv) Capital social

Ações ordinárias Ações ordinárias são classificadas como patrimônio líquido. Custos adicionais diretamente atribuíveis à emissão de ações e opções de ações são reconhecidos como dedução do patrimônio líquido, líquido de quaisquer efeitos tributários. Ações preferenciais As ações preferenciais são classificadas como patrimônio líquido e não dão direito a voto e possuem preferência na liquidação da sua parcela do capital social.

d. 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.

e. Intangível

(i) Ágio

O ágio por expectativa de rentabilidade futura, relativo às aquisições de participações em distribuidoras de gás natural canalizado anteriores a 1º de janeiro de 2009, não são amortizados e têm o seu valor recuperável testado anualmente.

(ii) Contratos de concessão de serviços

A Gaspetro reconhece um ativo intangível em um contrato de concessão, relacionado ao direito de cobrar dos usuários uma tarifa, quando realiza a construção da infraestrutura necessária a prestação de serviço de distribuição, que é mensurada pelo custo, o qual inclui os custos de empréstimo capitalizados, deduzidos da amortização acumulada e perdas por redução ao valor recuperável.


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e. Intangível – Continuação

(ii) Contratos de concessão de serviços - Continuação

A Sociedade exerce o controle compartilhado sobre distribuidoras estaduais de gás que são consolidadas na proporção das participações da Gaspetro no capital social das mesmas. Tais distribuidoras atuam sob regimes de concessão e suas atividades se enquadram nos requerimentos da Interpretação Técnica ICPC 01 e da Orientação OCPC 05 - Contratos de Concessão. Conseqüentemente, direitos apresentados como parte do ativo imobilizado dessas empresas, no valor de R$ 675.499, passaram a ser tratados como ativos intangíveis (Nota Explicativa nº 11).

(iii) Outros ativos intangíveis

Outros ativos intangíveis que são adquiridos pela Gaspetro e que têm vidas úteis finitas são mensurados pelo custo, deduzido da amortização acumulada e das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas.

(iv) Amortização

Amortização é calculada sobre o custo de um ativo, ou outro valor substituto do custo, deduzido do valor residual.

A vida útil de um ativo intangível em um contrato de concessão de serviços de distribuição de gás natural canalizado é o período durante o qual as distribuidoras tem a capacidade de cobrar seus clientes pelo uso da infra-estrutura até o final do período da concessão. Métodos de amortização, vidas úteis e valores residuais são revistos a cada encerramento de exercício financeiro e ajustados caso seja adequado.

f. Redução ao valor recuperável - impairment

Ativos não financeiros

Os valores contábeis dos ativos não financeiros da Gaspetro, exceto os ativos biológicos, propriedade para investimento, estoques e imposto de renda e contribuição social diferidos, são revistos a cada data de apresentação para apurar se há indicação de perda no valor recuperável. Caso ocorra tal indicação, então o valor recuperável do ativo é determinado. No caso de ágio e ativos intangíveis com vida útil indefinida ou ativos intangíveis em desenvolvimento que ainda não estejam disponíveis para uso, o valor recuperável é estimado todo ano na mesma época.


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f. Redução ao valor recuperável - impairment - Continuação

Ativos não financeiros - Continuação

O valor recuperável de um ativo ou unidade geradora de caixa é o maior entre o valor em uso e o valor justo menos despesas de venda. Ao avaliar o valor em uso, os fluxos de caixa futuros estimados são descontados aos seus valores presentes através da taxa de desconto antes de impostos que reflita as condições vigentes de mercado quanto ao período de recuperabilidade do capital e os riscos específicos do ativo.

Para a finalidade de testar o valor recuperável, os ativos que não podem ser testados individualmente são agrupados juntos no menor grupo de ativos que gera entrada de caixa de uso contínuo que são em grande parte independentes dos fluxos de caixa de outros ativos ou grupos de ativos (a “unidade geradora de caixa” ou “UGC”). Para fins do teste do valor recuperável do ágio, o montante do ágio apurado em uma combinação de negócios é alocado à UGC ou ao grupo de UGCs para o qual o benefício das sinergias da combinação é esperado. Essa alocação reflete o menor nível no qual o ágio é monitorado para fins internos e não é maior que um segmento operacional determinado de acordo com o CPC 22.

g. Provisões

Uma provisão é reconhecida, em função de um evento passado, se a Gaspetro tem uma obrigação legal ou construtiva que possa ser estimada de maneira confiável, e é provável que um recurso econômico seja exigido para liquidar a obrigação. As provisões são apuradas através do desconto dos fluxos de caixa futuros esperados a uma taxa antes de impostos que reflete as avaliações atuais de mercado quanto ao valor do dinheiro no tempo e riscos específicos para o passivo.

h. Resultado por ação

O resultado por ação básico e diluído é calculado por meio do resultado do período atribuível aos acionistas da Sociedade no respectivo período.

i. Receita operacional

(i) Serviços

A receita de serviços prestados é reconhecida no resultado em função de sua realização.


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i. Receita operacional - Continuação

(ii) Venda

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.

j. Receitas financeiras e despesas financeiras

As receitas financeiras abrangem receitas de juros sobre fundos investidos, que são reconhecidos no resultado, através do método dos juros efetivos. As despesas financeiras abrangem despesas com juros sobre empréstimos.

k. 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. O resultado com imposto de renda e contribuição social compreende o imposto de renda e a contribuição social correntes e diferidos. 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 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.

l. Demonstração do valor adicionado

A Sociedade elaborou demonstração do valor adicionado (DVA) nos termos do pronunciamento técnico CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado a qual é apresentada como parte integrante da demonstração contábil.


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5. Determinação do valor justo

Diversas políticas e divulgações contábeis da Sociedade exigem a determinação do valor justo, tanto para os ativos e passivos financeiros como para os não financeiros. Os valores justos têm sido apurados para propósitos de mensuração e/ou divulgação baseados nos métodos abaixo. Quando aplicável, as informações adicionais sobre as premissas utilizadas na apuração dos valores justos são divulgadas nas notas específicas àquele ativo ou passivo.

(a) Empréstimos e financiamentos


(b) 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.


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Consolidado Controladora 2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009 Caixa e bancos 19.661 26.020 44.878 531 416 784 Aplicações financeiras: No País - Fundo de renda

fixa de direitos creditórios (FIDC) 493.616 3.911.310 444.210 51.441 49.645 7.028

513.277 3.937.330 489.088 51.972 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 2010, o montante de R$ 30.980 (R$ 39.069 em 2009) 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 controladora da Sociedade à TBG, e R$ 518 (R$ 481 em 2009) 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 representadas por quotas de fundo cambial, constituídas para proteger o pagamento do serviço da dívida em moeda estrangeira da flutuação do dólar. Tais aplicações financeiras apresentaram desvalorização de 5,18 % (desvalorização de 24,2% em 2009), enquanto a apreciação do Real frente ao Dólar norte-americano foi de 4,3% (apreciação de 25,5% em 2009).


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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 2010 o saldo registrado na conta era de R$ 2.759 (R$ 2.585 em 2009).


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9. Investimentos – Controladora (a) Mutação dos investimentos

TBG TAG 2010 2009 BAHIAGÁS SULGÁS GASMIG SCGÁS Outras Partc. 2010 2009 COPERGÁS TSB 2010 2009

No início do exercício 499.068 3.154.887 3.653.955 1.808.293 138.994 63.968 299.678 81.065 268.882 852.587 663.704 83.396 6.616 90.012 84.589

Reversão dividendos propostos - 293.654 293.654 - - - - - - - - - - Capitalização de dividendos - 589.116 589.116 - - - - - - - - - - Aquisição e aporte de capital - - - 1.660.000 - - - - 5.500 5.500 124.764 - - - (750) Equivalência patrimonial 153.372 718.496 871.868 1.123.156 51.185 49.303 39.476 32.388 76.420 248.772 172.385 15.623 37 15.660 16.793 Contrib. adicional de capital - 170.245 170.245 - - - - - - - - - - - - Dividendos (77.916) (189.739) (267.655) (937.494) (32.748) (45.670) (38.203) (26.035) (48.596) (191.252) (108.266) (16.060) - (16.060) (10.620)

- No fim do exercício 574.524 4.736.659 5.311.183 3.653.955 157.431 67.601 300.951 87.418 302.206 915.607 852.587 82.959 6.653 89.612 90.012

2010 2009

Controladas, controladas em conjunto e coligadas 6.316.402 4.596.554 Participação acionária no exterior (b) 24.254 24.254 Outras participações acionárias no Brasil 92 92 Outros investimentos 560 560 Total dos investimentos antes do ágio 6.341.308 4.621.460

Saldo de ágio (c) 268.978 268.978 Total dos investimentos 6.610.286 4.890.438

Provisão para perdas em investimento - passivo (a) 19.936 19.344

Controladas Controladas em conjunto Coligadas

(a) A provisão para perdas em investimento no montante de R$ 19.936 em 31 de dezembro de 2010 (R$ 19.344 em 2009) está apresentada no passivo circulante e corresponde ao investimento na controlada Indústria Carboquímica Catarinense S.A. - ICC, a qual se encontra em processo de liquidação.

(b) Refere-se ao investimento na Gás Transboliviano S.A. - GTB.

(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 2010 e 2009), tendo em vista a manutenção de expectativa de lucratividade futura, conforme confirmado pelo resultado do fluxo de caixa descontado a valor presente, bem como pelo fato da principal causa do passivo a descoberto ser temporária e passível de reversão (perda por teste de impairment).


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9 Investimentos - Controladora - Continuação

(b) Informações sobre as controladas, controladas em conjunto e coligadas

Capital subscrito em 31 de dezembro de 2010

Milhares de ações Lucro líquido

(prejuízo) do exercício/ período(*)

Total de ações

ordináriasou quotas

Total de

ações preferenciais


Controladas Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG (1) 203.288 203.288 - 1.126.518 300.070Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG (1) 3.145.540 3.145.334 - 4.882.700 798.901

Controladas em conjunto (*) Gás de Alagoas S.A. - ALGAS (1) 23.277 93.970 187.940 43.952 13.259Companhia de Gás da Bahia - BAHIAGAS (1) 242.308 3.440 6.881 379.351 125.055Companhia Brasiliense de Gás - CEBGAS (3) 5.100 60 120 2.555 (606)CEG RIO S.A. (1) 87.520 665.008 1.330.022 238.145 79.079Companhia de Gás do Ceará - CEGAS (1) 56.844 13.133 26.667 82.285 19.538Companhia Paranaense de Gás - COMPAGAS (1) 135.943 11.200 22.400 212.930 52.096Companhia de Gás do Amapá - GASAP (3) 1.500 240 240 161 (577)Companhia Maranhense de Gás - GASMAR (3) 3.720 547 547 2.883 (415)Companhia de Gás de Minas Gerais - GASMIG (1) 643.780 136.418 272.837 752.377 90.064Companhia de Gás do Piauí - GASPISA (3) 5.803 843 843 4.011 (696)Agência Goiânia de Gás Canalizado - GOIASGAS (3) 5.000 1.000 2.000 1.990 (176)Companhia Paraibana de Gás - PBGAS (2) 39.694 407 814 64.723 14.510Companhia Potiguar de Gás - POTIGAS (1) 36.059 1.415 2.830 45.438 6.973Companhia de Gás Est Mato Grosso do Sul - MSGAS (3) 12.775 4.258 8.517 (11.086) 10.953Companhia Rondoniense de Gás - RONGAS (3) 3.335 1.111 2.223 (810) (3.560)Companhia de Gás de Santa Catarina - SCGAS (1) 121.545 3.583 7.166 213.216 78.995Empresa Sergipana de Gás - SERGAS (2) 16.801 234 467 35.442 5.837Companhia de Gás do Rio Grande do Sul SULGAS (1) 67.656 21.563 - 137.961 92.360GNL Gemini Com. e Logística de Gás Ltda. (**) (3) 70.613 70.613 - 46.522 (4.286)TMN Transportadora S.A. (3) 14.170 7.085 7.085 12.837 (636)TNG Participações Ltda. (**) (3) 12.626 12.626 - 11.176 (412)

Coligadas (*) Companhia Pernambucana de Gás - COPERGÁS (3) 109.924 27.164 54.327 210.645 31.582Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A. - TSB (3) 26.692 80.500 - 26.576 85

(*) 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 2010.

(**) Sociedade cujo capital é formado com quotas de participação.

(1) Auditadas na extensão julgada suficiente pelos mesmos auditores da controladora, conforme NBC-TA 600.

(2) Apresentaram o exame sobre as demonstrações contábeis auditadas para o período findo em 30 de novembro de 2010 realizado por outros auditores independentes.

(3) Possuem auditoria independente contratada, mas não apresentaram opinião sobre as demonstrações contábeis auditadas para o período findo em 30 de novembro de 2010.


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(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 2010 e 2009

2010 2009

BAHIAGÁS SULGÁS GASMIG SCGÁS CEG-RIOOutras Distrib.

Outras Cias TOTAL TOTAL

Ativo circulante 117.910 87.200 233.841 60.888 76.368 246.938 8.672 831.817 712.897Ativo não

circulante 2.294 6.256 25.593 13.860 23.191 22.528 416 94.138 90.527Investimento - 24 140 1 - 362 - 527 506Imobilizado - - - - - - 23.182 23.182 22.496Intangível 84.557 37.197 377.427 66.456 94.379 159.547 1 819.564 687.924Diferido - 763 - - 11.171 2.579 7.728 22.241 22.203 Passivo

circulante 46.137 63.838 195.384 49.727 81.765 229.537 8.479 674.867 572.250Passivo não

circulante 1.194 - 140.666 4.059 34.264 20.694 1.546 202.423 111.623 Receita operac.

líquida 406.631 185.116 222.530 184.505 422.495 438.582 8.290 1.868.149 1.577.965Lucro líquido (prejuízo) do

exercício 51.898 45.256 36.026 32.388 29.580 43.676 (2.206) 236.618 172.622 Percentual 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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(e) Informações sobre coligadas, proporcional à participação da Gaspetro em 31 de dezembro 2010

COLIGADAS

COPERGÁS TSB Ativo circulante 54.803 1.114Ativo não circulante 67.655 5.811Imobilizado - 5.376Intangível 68.240 435 Passivo circulante 39.235 198Passivo não circulante 7 83 Receita operacional 174.976 812Lucro líquido do exercício 13.107 21 Percentual de participação 41,5% 25,0%


Notas explicativas às demonstrações contábeis 31 de dezembro de 2010 e 2009 (Em milhares de reais)

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10. Imobilizado

Por tipo de ativos 1 2 3 5 6 1 O OControladora

TBG GPT+TBG Equipamentos Gasodutos e Gasodutos e Benfeitorias TBG Outras TAGEdificações e outros equip. transp. equip. transp. bens terc. Obras em Obras em Obras em

e benfeitorias Terrenos bens TBG (a) TAG TAG (b) andamento andamento andamento Total Total (c) Em 1º de janeiro de 2009 5.789 888 55.243 2.327.469 469.258 - 208.015 2.927 2.455.147 5.524.736Aquisição e construção 247 - 2.522 53.471 200.842 135.986 224.011 3.847 3.877.543 4.498.469Baixa (líquida de depreciação) - Desp. Deprec. Juros Capitaliz. (65.635) (65.635) Transferência (líquida) (125.362) (125.362) Depreciação (309) - (5.044) (122.164) (27.307) - (154.824) (4)

5.727 888 52.721 2.258.776 642.793 135.986 432.026 6.774 6.141.693 9.677.384 (4)

Custo total 7.716 888 78.319 3.659.440 726.109 135.986 432.026 6.774 6.141.693 11.188.951 897 Depreciação acumulada (1.989) - (25.598) (1.400.664) (83.316) - - - - (1.511.567) (39)

Em 31 de dezembro de 2009 5.727 888 52.721 2.258.776 642.793 135.986 432.026 6.774 6.141.693 9.677.384 858 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Em 1º de janeiro de 2010 5.727 888 52.721 2.258.776 642.793 135.986 432.026 6.774 6.141.693 9.677.384 858 Aquisição e construção 4.418 95.372 154.418 8.920 13.719 3.845.720 4.122.567Incorporação da TUM 5.038.031 5.038.031Transferência (líquida) (819) 288.278 8.896.886 819 (288.278) (589) (8.896.886) (589) Depreciação (2.015) - (825) (120.398) (22.737) (145.975) (1)

7.311 888 147.268 2.581.074 9.525.862 150.524 143.748 6.185 6.128.558 18.691.418 857

Custo total 11.315 888 173.691 4.102.136 9.631.915 150.524 143.748 6.185 6.128.558 20.348.960 897 Depreciação acumulada (4.004) - (26.423) (1.521.062) (106.053) - - - - (1.657.542) (40)

Em 31 de dezembro de 2010 7.311 888 147.268 2.581.074 9.525.862 150.524 143.748 6.185 6.128.558 18.691.418 857

4% a 10% 5% a 10% 3,3% 3,3%7.311 888 2.581.074 9.525.862 150.524 143.748 6.185 6.128.558 18.691.418

- - 147.268 - - - - - - -

(b) Refere-se às obras no Gasoduto Urucu-Coari.

(c) O valor de R$ 857 refere-se exclusivamente ao terreno localizado em Imbituba/SC, considerando que os demais bens estão totalmente depreciados.

Consolidado

(a) Do custo total, R$2.650.348 referem-se ao trecho norte e R$1.451.788 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 técnico.

Taxas anuais de depreciação



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11. Intangível

Por tipo de intangível

Servidões de Concessão Ágio expect. Servidões depassagem distrib. gás (a) rentab. Futura (b) Software Total passagem Software Total

Em 1º de janeiro de 2009 6.471 521.051 268.978 6.676 803.176 27.496 37 27.533 Aquisição 473 196.264 3.776 200.513 Transferência 1.100 4.538 5.638 Baixas (líquidas de amortização) - - - Amortização (34) (41.816) (4.810) (46.660) (2.187) (32) (2.219)

8.010 675.499 268.978 10.180 962.667 25.309 5 25.314

Custo total 8.046 943.373 592.558 29.490 1.573.467 43.744 157 43.901 Amortização acumulada (36) (267.874) (323.580) (19.310) (610.800) (18.435) (152) (18.587) Em 31 de dezembro de 2009 8.010 675.499 268.978 10.180 962.667 25.309 5 25.314

- - - - - - - - Em 1º de janeiro de 2010 8.010 675.499 268.978 10.180 962.667 25.309 5 25.314 Aquisição - 190.554 1.406 191.960 - Transferência (1.667) 765 (902) - Amortização (8) (52.282) - (4.430) (56.720) (2.187) (5) (2.192)

6.335 813.771 268.978 7.921 1.097.005 23.122 - 23.122

Custo total 6.379 1.133.927 592.558 31.661 1.764.525 43.744 157 43.901 Amortização acumulada (44) (320.156) (323.580) (23.740) (667.520) (20.622) (157) (20.779) Em 31 de dezembro de 2010 6.335 813.771 268.978 7.921 1.097.005 23.122 - 23.122

- - - - - - - - - - - - - -

Taxas anuais de amortização 5% 3,3% a 10% 20% 5% 20%


(b) O ágio decorrente da aquisição das participações nas distribuidoras deixou de ser amortizado a partir do exercício social de 2009, em função do preconizado pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC 13)

(a) O percentual de amortização é limitado ao prazo de concessão ou vida útil da infraestrutura, o que for menor, quando não há evidência formal de renovação da concessão.



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11 Intangível - Continuação

a) Contratos de concessão de serviços de distribuição de gás natural canalizado

A Sociedade exerce o controle compartilhado sobre distribuidoras estaduais de gás que possuem contratos de concessão públicos celebrados com os respectivos Governos Estaduais. Essas Sociedades reconhecem como intangível o direito de cobrar dos usuários uma tarifa de distribuição em função da infraestrutura para fornecimento de gás, em substituição ao montante dos bens até 31.12.2008 integrantes do ativo imobilizado, vinculados à prestação do serviço especificado nos contratos de concessão de serviços. Os contratos de concessão, que possuem cláusulas que permitem a prorrogação, têm prazos de 30 ou 50 anos, cujas atividades iniciaram-se em diferentes períodos, fazendo uso de gasodutos construídos ou adquiridos de terceiros, para atender ao serviço de distribuição de gás natural. A remuneração pela prestação de serviços (tarifa) consiste na combinação de dois componentes: (i) custos e despesas operacionais; e (ii) remuneração do capital investido composto do custo da construção da infraestrutura, cujos reajustes são praticados de modo a refletir as mudanças na estrutura de custo da operação, do impacto dos investimentos em construção e/ou de indicadores de preços ao consumidor, respeitada a fórmula econômica paramétrica definida nos respectivos Contratos de Concessão. A amortização do direito de prestar o serviço de distribuição, segundo o entendimento da administração, está intrinsecamente relacionada ao beneficio econômico por ele gerado, relacionado ao cumprimento do contrato de concessão, e ocorre ao longo do prazo da concessão e/ou de vida útil dos gasodutos, o que for menor. A receita do serviço de distribuição é reconhecida no período no qual este é prestado pelas distribuidoras de gás, detentoras dos contratos de concessão. As distribuidoras prestam apenas o serviço de distribuição de gás natural definido em um contrato de concessão de serviços, logo, a remuneração recebida é alocada a este único serviço de distribuição de gás natural. A receita do serviço de construção de infraestrutura ou sua melhoria não é considerada como prestação de serviços ao Poder Concedente, tendo em vista o entendimento da administração sobre a inexistência deste serviço, a natureza de um contrato ainda a ser executado, a falta de previsão deste serviço como fonte de receita no contrato de concessão e a ausência de qualquer especificação do bem a ser construído.



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11 Intangível - Continuação

a) Contratos de concessão de serviços de distribuição de gás natural canalizado - Continuação

Para fins de divulgação e em atendimento ao ICPC 01, a receita e custo de construção estão sendo reconhecidos na demonstração do resultado do exercício pelos valores incorridos para a construção da infraestrutura em 2010 e 2009 para fins de comparabilidade, demonstrando a inexistência de margem, caso esse serviço fosse prestado. O custo de construção adicionado ao Intangível em 2010 foi de R$ 190.456 (R$ 207.717 em 2009) e refere-se aos gastos para formação da infraestrutura de gasodutos vinculados às concessões, que permitem a prestação de serviço de distribuição de gás natural canalizado. Os investimentos realizados nos últimos 5 ou 10 anos da concessão ou o valor residual do bens vinculados à prestação de serviço serão financeiramente reembolsados pelo Poder Concedente no final da concessão. Os investimentos que atualmente correspondem ao direito de receber valores do Poder Concedente estão registrados no Ativo Não Circulante. O Poder Concedente não fornecerá pagamentos mínimos para cada ano de operação da infraestrutura de gasodutos ou no final dos prazos pactuados. Ao final do período de concessão, não havendo renovação, as infraestruturas de gasodutos serão revertidas ao Poder Concedente, não havendo mais envolvimento das distribuidoras em exigências de operação ou manutenção. Os contratos de concessão possuem cláusulas relativas à extinção, estabelecendo que o Poder Concedente poderá extingui-lo em função da deficiência na execução dos serviços prestados pelas distribuidoras e de violação material nos termos do contrato. Os direitos das distribuidoras de rescindi-lo estão relacionados ao descumprimento das normas legais ou contratuais pelo Poder Concedente.

b) Ágio por expectativa de rentabilidade futura (goodwill)

O ágio por expectativa de rentabilidade futura, decorrente de aquisição de participação com controle compartilhado (controladas em conjunto) em distribuidoras de gás natural canalizado, não estão sendo amortizados e foram submetidos ao teste de recuperabilidade disposto no CPC 01 - Redução ao Valor Recuperável de Ativos.



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12 Partes relacionadas

2009 2009Petrobras Outras Total Total Petrobras TBG TAG REFAP Distrib. Outras Total Total

Ativo Circulante Contas a receber (a) 787.287 787.287 480.997 19.070 2.501 1.978 10.173 33.722 49.687 Dividendos e JSCP a receber 3.790 3.790 3.825 - 77.916 175.992 42.831 296.739 951.873

787.287 3.790 791.077 484.822 19.070 80.417 175.992 1.978 53.004 - 330.461 1.001.560 Não circulante Realizável a longo prazo Contas a receber (b) 20.429 31.605 52.034 69.598 - 163.494 - - - 31.605 195.099 856.923 Contrato de mútuo - - - - - - 650.000 - - - 650.000 - Créditos para futuro aumento de capital - - - 1 - - 340.000 - - 496 340.496 1.704

20.429 31.605 52.034 69.599 - 163.494 990.000 - - 32.101 1.185.595 858.627 Passivo Circulante

Repasses de financiamentos (FINAME - vinculados à construção do GASBOL) (c) 47.161 - 47.161 54.101 - - - - - 28.124 Aquisição antecipada - capacidade de transporte (d) 42.696 - 42.696 199.077 - - - - - - - - Contrato de Gerenciamento de obras - TAG (e) 329.180 - 329.180 476.191 Dividendos propostos 289.478 - 289.478 - 289.478 - - - - - 289.478 - Outras contas a pagar 430.100 - 430.100 388.681 31.538 2.538 - 5.078 1.828 25 41.007 -

1.138.615 - 1.138.615 1.118.050 321.016 2.538 - 5.078 1.828 25 330.485 28.124 Não circulante

Repasses de financiamentos (FINAME - vinculados à construção do GASBOL) (c) 370.313 - 370.313 73.597 - - - - - - - - Aquisição antecipada - capacidade de transporte (d) 362.527 - 362.527 646.629 - - - - - - - - Créditos para futuro aumento de capital 340.003 - 340.003 3 340.003 - - - - - 340.003 3 Outras Contas a pagar 20.948 - 20.948 53.139 - - - - - - - 14.617

1.093.791 - 1.093.791 773.368 340.003 - - - - - 340.003 14.620 Resultado do exercício Receita de vendas e serviços prestados 2.390.410 376.101 2.766.511 2.655.207 - (301) - (816) - - (1.117) 1.295 Rec. Financeiras-inclui variações monetária e cambial 51.161 4.051 55.212 21.759 18.920 14.169 134.505 - 280 506 168.380 113.914 Desp. Financeiras-inclui variações monetária e cambial (2.306) (2.135) (4.441) 180.028 (14.907) - - - - - (14.907) (17.007)

(e) Valores relativos a serviços de engenharia (CMA) para gerenciamento das obras.

Consolidado2010

Controladora2010

(b) O valor a receber da TBG (empréstimo "sub-loan") é remunerado com base na variação cambial do Dólar norte-americano mais juros de 15% a.a., capitalizados anualmente (Nota Explicativa nº 14).

(a) O valor relacionado à Petrobras refere-se principalmente às operações de transporte e distribuição de gás natural canalizado.

(c) Nos 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.

(d) Os valores são remunerados com base na variação cambial do dólar norte-americano mais juros de 15% a.a. capitalizados anualmente



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12 Partes relacionadas - 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 controladora da Gaspetro e instituições financeiras para aquisição de materiais e equipamentos, repassados à TBG mediante contratos e nas mesmas condições contratadas. As operações comerciais envolvendo o transporte e a venda de gás natural entre a a controladora da Gaspetro 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 Sociedades estaduais distribuidoras de gás natural canalizado do país. Quanto ao relacionamento da TBG e TAG com a controladora da Gaspetro, que envolve transações comerciais relativas ao transporte de gás natural, 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.

Efeito cambial sobre a tarifa da TBG

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 2010 foi apurado o montante de R$ 12.163 a ser recuperado, em 2011, via aumento de tarifa (em 2009 foi apurado o montante de R$ 158.674, ressarcido, durante 2010, via redução de tarifa).



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Repasse de financiamentos da Petrobras para a TBG

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).

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, que 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.

Adiantamentos recebidos pela TBG da Petrobras

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.

Contrato de prestação de fiança

A Gaspetro firmou, em 12 de junho de 2008 e em 17 de ,maio de 2010, com sua controladora Petrobras e com a Transpetro, empresa controlada da Petrobras, respectivamente, contratos de prestação de fiança assumindo a responsabilidade como principal pagadora dos tributos federais suspensos (IN SRF nº 04/2001 e 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 Petrobras e Transpetro, respectivamente, remuneram a Gaspetro o valor equivalente a 0,30% (trinta centésimos de cento) e 0,333% (trezentos e trinta e três milésimos de cento) ao ano pro-rata ao final de cada ano, sob o montante de tributos suspensos. No exercício de 2010 foi auferida a receita de R$ 18.901 (R$ 9.779 em 2009).



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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 22 de março de 2010. Foi deliberada a fixação do montante global de R$ 458 válida para o período compreendido entre abril de 2010 e março de 2011.

13 Financiamentos Consolidado Circulante Não Circulante 2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009

No exterior Instituições financeiras - Agências

Multilaterais de Crédito (TBG) (a) 68.239 70.270 93.004 286.689 369.984 588.607BB Fund 1.251.387 - - - - -

No País Banco Nacional de Desenv. Econômico

e Social - BNDES - TAG (b) 439.880 115.436 - 8.462.211 5.228.551 -Banco Nacional de Desenv. Econômico

e Social - BNDES (Distribuidoras) 12.331 16.411 15.421 132.559 28.778 42.267Outros 5.017 14.528 3.048 10.167 14.030 25.719

Total 1.776.854 216.645 111.473 8.891.626 5.641.343 656.593

(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 2010 e 2009 são compostos como segue:

2010 2009 01.01.2009

Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) 188.374 221.687 330.652

Banco Internacional para Reconstrução e Desenvolvimento (BIRD) 58.771 83.862 140.978

Corporación Andina de Fomiento (CAF) 44.815 62.459 104.906 Banco Europeu de Investimento (BEI) 62.968 72.246 105.075 354.928 440.254 681.611 (-) Circulante (68.239) (70.270) (93.004)

Não circulante 286.689 369.984 588.607



38

13 Financiamentos - Continuação

(b) Captações

As principais captações de longo prazo realizadas no país, durante o exercício de 2010, estão demonstradas a seguir:

Data Valor Vencimento Descrição

27.09.2010

27.12.2010

330.000

38.004

15.06.2022

15.06.2022

Captação junto ao BNDES para investimentos TAG em projetos de gasodutos oriundos da Transportadora Urucú Manaus S.A. (Nota Explicativa nº 18-h), sujeito juros TJLP + 1,76%a.a.

(c) Vencimentos do principal e juros dos financiamentos no passivo não circulante

2010 2009 01.01.20092010 - - 110.1532011 - 76.099 101.0892012 547.852 78.037 103.5432013 536.982 66.678 106.1442014 510.300 50.209 90.9872015 510.879 58.794 114.7672016 em diante 6.785.613 5.311.526 - 8.891.626 5.641.343 656.593

14 Empréstimos subordinados de demais acionistas - TBG

Os empréstimos com demais acionistas totalizavam em 31 de dezembro de 2010, R$ 159.794 (R$ 191.259 em 31 de dezembro de 2009). Esses empréstimos, cuja liquidação está subordinada a quitação dos financiamentos obtidos junto às agências multilaterais de crédito e às agências de crédito à exportação foram aportados na proporção da participação acionária no capital social e seu vencimento poderá ocorrer até 31 de dezembro de 2019.

2010 2009 01.01.2009Curto prazo

BBPP Holding Ltda. 1.605 16.039 10.760Transredes do Brasil Ltda. - TRANSREDES 664 6.639 4.455Shell Gás Transportadora do Brasil Ltda. 221 2.214 1.486Prisma Energy América do Sul Ltda. 221 2.214 1.486

2.711 27.106 18.187

Longo prazo BBPP Holding Ltda. 92.968 97.152 130.395Transredes do Brasil Ltda. - TRANSREDES 38.469 40.201 53.958Shell Gás Transportadora do Brasil Ltda. 12.823 13.400 17.985Prisma Energy América do Sul Ltda. 12.823 13.400 17.985

157.083 164.153 220.323 159.794 191.259 238.510



39

15 Despesa por natureza

2010 2009

Custo de aquisição de gás 1.378.396 1.170.730Serviço de redespacho - transporte de gás natural 452.410 179.680Depreciação e amortização 274.629 187.892Operação e manutenção 191.291 152.327Despesa com pessoal 122.889 108.699Aluguel de compressores e serviços de compressão 81.815 43.626Serviços contratados, fretes, aluguéis e encargos gerais 67.471 39.011 2.568.901 1.881.965

Custo do produto vendido 2.377.882 1.737.739Despesas gerais e administrativas 191.019 144.226

2.568.901 1.881.965



40

16 Impostos e contribuições sociais

(a) Impostos e contribuições sociais a recuperar

Consolidado Controladora Ativo circulante e não circulante 2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009

ICMS a recuperar 341.023 319.060 185.731 - - -PASEP/COFINS a recuperar 801.305 404.830 4.486 3.114 - -Imposto de renda a recuperar 343.587 473.295 137.346 82.671 82.651 74.914Contribuição social a recuperar 118.771 149.857 47.632 10.071 13.505 7.218Imposto de renda e contribuição

social diferidos 209.698 283.337 230.506 47.703 38.612 19.938Outros impostos a recuperar 14.606 22.295 7.831 369 369 368

1.828.990 1.652.674 613.532 143.928 135.137 102.438(-) Circulante (663.666) (753.197) (247.793) (96.225) (96.525) (82.500)

1.165.324 899.477 365.739 47.703 38.612 19.938

Imposto de renda e contribuição social diferidos 209.698 283.337 230.506 47.703 38.612 19.938

Imposto a recuperar 955.626 616.140 135.233 - - -

Total do não circulante 1.165.324 899.477 365.739 47.703 38.612 19.938

(b) Impostos e contribuições sociais a recolher

Consolidado Controladora Passivo Circulante 2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009

ICMS 22.766 20.888 35.968 777 1.621 1.108 COFINS 30.710 19.537 9.591 - 1.508 1.225 PASEP 6.773 4.301 2.133 - 327 266

Imposto de renda e contribuição social correntes

570.488

557.646 231.141

32.270

29.157 22.016 Outras taxas 24.036 20.049 11.030 - 22 34 654.773 622.421 289.863 33.047 32.635 24.649



41

16 Impostos e contribuições sociais - Continuação

(c) Impostos e contribuição social diferidos - não circulante

Consolidado Controladora 2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009 Ativo - Não Circulante

Imposto de renda e contribuição social diferidos

209.698 283.337 230.506

47.703

38.612

19.938

Passivo - Não circulante

Imposto de renda e contribuição social diferidos

532.922 368.108 29.528

9.399

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 não circulantes

2010 Natureza Consolidado Controladora

Prejuízos fiscais 102.056 - Reversão da amortização do ativo diferido 28.716 - Outros 78.926 38.612 Total 209.698 38.612

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

2012 27.402 28.444 47.703 2013 58.264 124.235 - 2014 41.646 109.686 - 2015 em diante 82.386 270.557 47.703

Total 209.698 532.922 47.703



42

16 Impostos e contribuições sociais - Continuação

(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 2010 e de 2009 estão apresentados a seguir:


Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 2.070.820 2.489.437 1.246.696 1.338.914 Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro (CSLL) às alíquotas de 25% e 9%, respectivamente (704.079) (846.409) (423.877) (455.231) Ajustes para apuração da alíquota efetiva: Adições/exclusões permanentes e temporárias, líquidas (10.191) (12.947) 5.556 (1.474) Participação em controladas e coligadas 9.547 5.663 386.342 446.194 Demais itens - (6) - - Despesa com formação de provisão para imposto de renda e contribuição social (704.723) (853.699) (31.978) (10.511) Contribuição social: Corrente (162.822) (151.507) (8.394) (9.513) Diferido (25.351) (75.561) 90 6.724

Imposto de renda: Corrente (445.925) (416.749) (23.715) (26.401) Diferido (70.625) (209.882) 41 18.679

(704.723) (853.699) (31.978) (10.511)

17 Crédito para futuro aumento de capital

Em 31 de dezembro de 2010, o saldo de crédito para futuro aumento de capital da Petrobras com a Gaspetro totalizava R$ 340.003 (R$ 3 em 2009), referente a recursos adiantados pelo acionista controlador para a implementação da malha dutoviária na TAG (Notas Explicativas nº 12 e 18-a).



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(a) Capital

Em 2 de março de 2009, em Assembleia 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 Assembleia 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 Assembleia 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 2010 é de R$ 4.889.834 (R$4.874.834 em 2009), estando representado por 3.168.917 ações (3.159.196 em 2009) sendo 2.535.698 ações ordinárias (2.527.919 em 2009), 5.663 ações preferenciais classe "A" (5.646 em 2009) e 627.556 ações preferenciais classe "B" (625.631 em 2009), 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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18 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 destinava-se 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, em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo artigo 196 da Lei nº 6.404/76 (alterado pela Lei nº 10.303/2001). A administração, tendo em vista a expectativa de realização de investimentos relevantes através de inversões financeiras a serem efetuadas pelo seu acionista controlador, está propondo a reversão parcial do valor retido no exercício social de 2009 (R$ 162.222).

(e) Reserva especial

Constituída com base nos parágrafos 4º e 5º do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações, para registrar os lucros que deixarem de ser distribuídos e que, se não absorvidos por prejuízos de exercícios subsequentes, deverão ser pagos como dividendos, assim que permitir a situação financeira da Companhia.

(f) 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.



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(f) Dividendos - Continuação

Os dividendos propostos, em 31 de dezembro de 2010, no montante de R$ 289.479 (R$ 91.04 por ação ordinária e R$ 92,59 por ação preferencial), sendo R$ 230.850 para as ações ordinárias e R$ 58.629 para as ações preferenciais, serão pagos na data a ser fixada em Assembleia Geral Ordinária de Acionistas, atualizado monetariamente, de acordo com a variação da taxa SELIC, a partir de 31 de dezembro de 2010. O cálculo dos dividendos está demonstrado a seguir:

2010 2009 Lucro líquido do exercício antes dos ajustes decorrentes da

adoção das novas práticas contábeis brasileiras (Nota Explicativa nº 3) 1.214.718 1.391.810

Ajustes decorrentes da adoção dos CPC - (63.407)

Lucro líquido do exercício 1.214.718 1.328.403

Apropriação: Reserva legal (60.736) (69.591) Lucro básico para determinação do dividendo 1.153.982 1.322.219 Reversão dos lucros retidos (retenção) para investimentos 162.222 (167.722) Lucro ajustado 1.316.204 1.154.497

Dividendo pago antecipadamente - 808.000Dividendo proposto limitado a 25% 289.479 -Reserva especial (Nota Explicativa nº 18-e) 1.026.725 -Dividendo adicional proposto (Nota Explicativa nº 18-g) - 346.497

1.316.204 1.154.497 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 Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 18 de dezembro de 2009.



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(g) Dividendo adicional proposto

De acordo com a Interpretação Técnica ICPC 08 - Contabilização da Proposta de Pagamento de Dividendos, os dividendos propostos que excederem ao mínimo obrigatório previsto em lei ou estatuto, desde que não sejam pagos antecipadamente, deverão ser mantidos no patrimônio líquido em conta específica, até a deliberação da Assembléia Geral de acionistas. Em 31 de dezembro de 2009, o dividendo adicional proposto era de R$ 346.495 (R$ 109,68 por ação), sendo R$ 277.258 para as ações ordinárias e R$ 69.237 para as ações preferenciais.

(h) Contribuição adicional de capital

Em 18 de agosto de 2010, a Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG adquiriu e incorporou a Sociedade de Propósito Específico (SPE) Transportadora Urucu Manaus - TUM. A TUM era responsável pela construção de um gasoduto, entre Coari e Manaus, e de um GLPduto, entre Urucu e Coari, incluídos no Projeto Amazônia, da Petrobras. O ganho de capital relacionado à diferença do valor do patrimônio líquido da TUM e o valor contratualmente estipulado e pago pela TAG (R$ 170.245) foi reconhecido como uma contribuição adicional de capital, considerando que esta SPE já fazia parte do grupo de empresas consolidadas no Sistema Petrobras.

19 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.



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19 Contingências - Continuação

Processos judiciais provisionados - Continuação

Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, essas provisões são apresentadas da seguinte forma, de acordo com a natureza das correspondentes causas:


Reclamações trabalhistas 1.078 410 106 106Processos fiscais 8.744 14.279 - 7.383Processos cíveis (*) 67.373 67.380 67.267 67.267 Total do passivo circulante 77.195 82.069 67.373 74.756

2 Reclamações trabalhistas 960 609 - -Processos cíveis 4.565 1.464 - -Processos fiscais 7.142 2.887 - -Outras contingências 1.018 743 - - Total do passivo não circulante 13.685 5.703 - -

90.880 87.772 67.373 74.756

(*) Líquido de Depósito Judicial, quando aplicável.

Processos judiciais não provisionados

Apresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais considerados como perdas possíveis:

Descrição Natureza

e valor

Situação atual

Autor: Ministério Público do MS Cível Processo n°: 001.99.003637-9 2ª Vara Processo submetido a vista do Ministério

Público e remetido ao promotor, estando concluso para decisão - pendente de sentença.

Declarar a nulidade e a ineficácia do ato de subscrição do capital da MSGÁS e restituir o valor integralizado

R$ 10

Autor: Governo Est. Pernambuco Cível Processo n°: 001.99.003637-9 do TJ/PE 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.

Suspensão da eficácia das cláusulas estatutárias e do acordo de acionista da COPERGÁS

R$10



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19 Contingências - Continuação

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 2010, o valor de R$ 74.777 (R$ 71.782 em 2009), relativo à citada ação, não está refletido nestas demonstrações contábeis e encontra-se atualizado monetariamente de acordo com a variação da taxa SELIC.


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 2010 e 2009, 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.



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20 Instrumentos financeiros - Continuação

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:

2010 2009

Total com taxas fixas 433.894 528.769Total com taxas variáveis 317.781 429.526 751.675 958.295

(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 outras moedas. A Sociedade e suas controladas avaliam permanentemente essas oscilações, procurando renegociar suas dívidas na medida em que essas impactam significativamente seus fluxos financeiros.



50


(b) Risco de taxa de câmbio - Continuação

A exposição cambial da TBG e TAG em 31 de dezembro de 2010 está concentrada em seus empréstimos e financiamentos, conforme demonstrado a seguir:

2010 2009

Com instituições financeiras, em dólar norte-americano - TAG 6.365.189 5.343.987Com instituições financeiras, em dólar norte-americano - TBG 425.565 564.231Com instituições financeiras, em iene - TBG - 3.721 6.790.754 5.911.939Com os demais acionistas, em dólar norte-americano - TBG 159.794 191.260 6.950.548 6.103.199

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$ 1,6662, em 31 de dezembro de 2010. TBG Os adiantamentos recebidos da Petrobras por conta de capacidade de transporte TCO, cujo saldo em 31 de dezembro de 2010 era de R$ 752.060 (R$ 673.554 em 31 de dezembro de 2009), 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 norte-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.



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(c) Análise de sensibilidade

A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de taxa de câmbio, considerando que o cenário provável é o valor dos instrumentos financeiros em 31 de dezembro de 2010, que os cenários possível e remoto consideram a deterioração na variável de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a estas mesmas datas.

Cenários Provável Possível Remoto Financiamentos (Dólar norte-americano) 6.950.548 1.737.637 3.475.274

(d) Risco de taxa de crédito

Decorre da possibilidade das Sociedades distribuidoras de gás natural (“Distribuidoras”) sofrerem perdas decorrentes de inadimplência de suas contrapartes em operações de “Take or Pay”, que são pagamentos antecipados efetuados pelas 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.

21 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, que 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. A contribuição da TBG para a parcela de contribuição definida deste plano em 2010 foi de R$ 1.502 (R$ 651 em 2009).



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22 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 1.173.012 100.000Perda de receita bruta 478.826 119.707Responsabilidade civil 250.000 250.000

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.

A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras. Em 31 de dezembro de 2010, 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 2010

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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

Termorio S.A. (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Demonstrações contábeis em 3 1 de dezembro de 20 10 e 2009

Termorio S.A.

(Subsidiiiria da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Demonstrações contábeis

em 31 de dezembro de 2010 e 2009

Conteúdo

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis 3 - 4


Demonstração de resultados 6




Notas explicativas as demonstrações contábeis 10 - 32

KPMG Auditores Independentes Central Tel 55 (21) 3515-9400 Av. Almirante Barroso, 52 - 4O Fax 55 (21) 3515-9000 20031-000 - Rio de Janeiro, RJ - Brasil Internet www.kprng.corn.br Caixa Postal 2888 20001-970 - Rio de Janeiro, RJ - Brasil

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis

Aos Administradores e Acionistas da Termorio S.A. Rio de Janeiro - RJ

Examinamos as demonstrações contábeis da Termorio S.A. ("Sociedade"), que compreendem o balanço patrimonial em 3 1 de dezembro de 2010 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas.

Responsabilidade da administraçao sobre as demonstrações conthbeis

A administração da Sociedade é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelos controles internos que ela detenninou como necessários para pennitir a elaboração de deinonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro.

Responsabilidade dos auditores independentes

Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências Bticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis estão livres de distorção relevante.

Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações conthbeis, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis da Sociedade para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Sociedade. Uina auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião.

3 KPMG Auditores Indeoendentes. uma sociedade simoles brasileira e KPMG Auditores Inde~endentes. a Brezilian anlliv and a member Rm hrma.msmoro oa reae (PMG ae firmas-membro ndependentao a ollhe KPMG newofk olinaeperidenl memoer h h s aKlialed wifh af8liaoas d 4PMG nternat.ona1 Cooperative ( <PMG niernationa '1 KPMG Inlernelronal CwperaDre ('KPMG Intemafonai) e Swiss uma entidade sulça. antily.

Em nossa opinião, as demonstrações coiitábeis acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Termorio S.A. em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Ênfase

Conforme mencionado na Nota Explicativa no 1, a Sociedade foi constituída com o objetivo de atender as necessidades das operações e o plano de negócio da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras. Estas demonstrações contábeis devem ser lidas neste contexto.

Dernonstraçáo do valor adicionado

Examinamos, também, a demonstração do valor adicionado (DVA), referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2010. Essa demonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, está adequadamente apresentada, em todos os seus aspectos relevantes, em relação as demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Rio de Janeiro. 23 de fevereiro de 201 1

KPMG Auditores Independentes CRC-SP- 1442810- F-RJ 4


Notas explicativas as demonstrações contábeis


(Em milhares de reais, exceto quando indicado em contrário)

1. Contexto operacional

A Termorio S.A. ("Sociedade"), sediada na cidade do Rio de Janeiro, 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 a 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 a execução de seu objeto social.

Em 30 de maio de 2000, por meio da Resolução no 16 1, a Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL concedeu a Sociedade autorização pelo prazo de 30 (trinta) anos para estabelecer-se como Produtora Independente de Energia Elétrica - PTEE, mediante a implantação de uma central tennelétrica com co-geração, utilizando como combustível o gás natural. A energia elétrica produzida pela Sociedade destina-se a comercialização na modalidade de produção independente, em conformidade com as condições estabelecidas nos artigos 12, 15 e 16 da Lei no 9,074195, regulamentada pelo Decreto no 2.003196, A Sociedade deve cumprir as obrigações decorrentes da legislação da regência da produçno 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 O0212005 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.

Terrnorio S.A. (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)


(Em milhares de reais, exceto quundo indicudo em contrúrio)

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 1" 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 a 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 I MWh gerado, referente a prestação de serviços de operação e manutenção. Em 4 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 a Refinaria de Duque de Caxias (REDUC), os contratos de transmissão e conexão à rede básica e o contrato de suprimento de gás foram cedidos a Petrobras a partir da data do início de sua eficácia do contrato de locação.

Em 1" de novembro de 2010, foi firmado entre as partes o 1" aditivo aos contratos de locação e outras avenças e de prestação de serviços de operação e manutenção - O&M, prorrogando o prazo dos contratos em 730 dias, a contar de 1" de março de 201 1.

A Sociedade segue o plano de negócios da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras na condução de suas operaçaes, incluindo a negociação em curso com relação a valores pendentes de liquidação financeira entre as empresas, mencionada na nota 7.

2. Base de preparação ,

(a) Declaração de conformidade com relação As normas do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC

As demonstrações contábeis foram elaboradas com base nas práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância as disposiç6es contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638107 e 11.941109 (MP 449/08), compleinentadas por pronunciameiitos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluç6es do Conselho Federal de Contabilidade.

As demonstraç6es contábeis de 2009, originalmente divulgadas, foram ajustadas para fins de comparabilidade.




A emissão das demonstrações contábeis foi autorizada pela Diretoria Executiva, em reunião realizada em 14 de fevereiro de 201 1.


As demonstrações contábeis foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, sendo que os ativos e passivos financeiros estão inensurados ao custo amortizado ou ao valor justo, se aplicável.


Estas demonstrações são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Sociedade. Todas as informações financeiras apresentadas em Real foram arredondadas para o mais próximo, exceto quando indicado de outra forma.


A preparação das demonstrações contábeis de acordo com as normas CPC exige que a Administração faça julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

Estimativas e premissas são revistos de uma maneira contínua. Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no período em que as estimativas são revisadas e em quaisquer períodos futuros afetados.

3. Adoçiio das novas políticas contábeis

Os diversos pronunciamentos, interpretações e orientações emitidos pelo CPC durante o ano de 2009 com aplicação mandatória para os exercícios encerrados a partir de 2010. Em 31 de dezembro de 2010 a Sociedade revisou a vida útil econômica da planta termelétrica, conforme recomendado pela Diretoria Executiva da sua controladora Petrobras e tendo como base as taxas praticadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL, o que resultou na alteração da vida útil da planta termelktrica de 20 anos para 23 anos.

O efeito da alteração da estimativa de vida útil foi reconhecido a partir de 1" de janeiro de 2010, portanto, a depreciação no exercício de 2010 foi reduzida ein R$20.763, em relação a anteriormente registrada.

Terrnorio S.A. (Subsidihria da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)



4. Principais políticas contábeis

As práticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os períodos apresentados nessas demonstrações contábeis.

a. Instrumentosfinanceiros

(i) Ativos financeiros não derivativos

A Sociedade reconhece os recebíveis e depósitos inicialmente na data em que foram originados. Todos os outros ativos financeiros são reconhecidos inicialmei~te na data da negociação na qual a Sociedade se torna uma das partes das disposições contratuais do instrumento.

A Sociedade deixa de reconhecer um ativo financeiro quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do ativo expiram, ou quando a Sociedade transfere os direitos ao recebimento dos fluxos de caixa contratuais sobre um ativo financeiro em uma transação no qual essencialmente todos os riscos e benefícios da titularidade do ativo financeiro são transferidos.

(ii) Caixa e equivalentes de caixa

Estão representados por saldos de bancos e aplicações financeiras de curto prazo, de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em três meses ou menos da data de aquisição.

(iii) Recebiveis

Os recebíveis abrangem contas a receber e são medidos pelo custo amortizado, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.

(iv) PassivosJinanceiros não derivativos

A Sociedade reconhece títulos de dívida emitidos e passivos subordinados inicialmente na data em que são originados. Todos os outros passivos financeiros são reconhecidos inicialmente na data de ilegociação na qual a Sociedade se torna uma parte das disposições contratuais do instrumento. A Sociedade baixa um passivo financeiro quando tem suas obrigações contratuais retirada, cancelada ou vencida.

13




Os ativos e passivos financeiros são compensados e o valor líquido é apresentado no balanço patriinonial quando, e somente quando, a Sociedade tenha o direito legal de compensar os valores e tenha a intenção de liquidar em uma base líquida ou de realizar o ativo e quitar o passivo simultaneamente.

A Sociedade tem os seguintes passivos financeiros não derivativos: limite de cheque especial bancário, fornecedores e outras contas a pagar

Tais passivos financeiros são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, esses passivos financeiros são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos.

(v) Capital social - Ações ordinárias

Ações ordinárias são classificadas como patrimônio líquido. Custos adicionais diretamente atribuíveis a emissão de ações e opções de ações são reconhecidos como dedução do patrimônio Iíquido, líquido de quaisquer efeitos tributários.

b. Ativo imobilizado

(i) Reconhecimento e mensuração

Itens do imobilizado são mensurados pelo custo histórico de aquisição ou construção, deduzidos de depreciação acumulada e perdas de redução ao valor recuperável ("impairnient") acumuladas. A depreciação é calculada pelo método linear às taxas que consideram o tempo de vida útil-econômica estimado dos bens.

Os mktodos de depreciação e as vidas úteis serão revistos a cada encerramento de exercício financeiro e eventuais ajustes são reconhecidos coino mudança de estimativas contabeis.

O custo de ativos construidos pela própria Sociedade inclui o custo de materiais e mão de obra direta, quaisquer outros custos para colocar o ativo no local e demais condições necessárias para que esses se.jam capazes de operar de forma pretendida pela Administração.




A Sociedade optou por não reavaliar os ativos imobilizados pelo custo atribuído na data de abertura do exercício de 2009, entendendo que o valor contábil desses ativos se aproxima do seu valor justo.

(ii) Redução ao valor recuperável ("imnpairment ")

Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confiável.

Os valores contábeis dos ativos não financeiros são revistos a cada data de apresentação para apurar se há indicação de perda no valor recuperável. Caso ocorra tal indicação, então o valor recuperável do ativo é determinado.

O valor recuperável de um ativo ou unidade geradora de caixa é o maior entre o valor em uso e o valor justo menos despesas de venda. Ao avaliar o valor em uso, os fluxos de caixa futuros estimados são descontados aos seus valores presentes por meio da taxa de desconto antes de impostos que reflita as condiçaes vigentes de mercado quanto ao período de recuperabilidade do capital e os riscos específicos do ativo.

Para a finalidade de testar o valor recuperável, os ativos que não podem ser testados individualmente são agrupados juntos no menor grupo de ativos que gera entrada de caixa de uso contínuo que são em grande parte independentes dos fluxos de caixa de outros ativos ou grupos de ativos.

A perda por redução ao valor recuperável é reconhecida caso o valor contábil de um ativo exceda seu valor recuperável estimado. Perdas de valor são reconhecidas no resultado. A perda por redução ao valor recuperável e revertida somente na condição em que o valor contábil do ativo não exceda o valor contábil que teria sido apurado, líquido de depreciação ou amortização, caso a perda de valor não tivesse sido reconhecida.




A Sociedade manteve o saldo do ativo diferido de 3 1 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.

d. Benefícios a empregados - Plano de Pensão - Contribuição Definida

Um plano de contribuição definida é um plano de beneficios pós-emprego sob o qual uma entidade paga contribuições fixas para uma entidade separada (Fundo de previdência) e não terá nenhuma obrigação legal ou construtiva de pagar valores adicionais. As obrigações por contribuições aos planos de pensão de contribuição definida são reconhecidas como despesas de benefícios a empregados no resultado nos períodos durante os quais serviços são prestados pelos empregados. Contribuições pagas antecipadamente são reconhecidas coino um ativo mediante a condição de que haja o ressarciinento de caixa ou a reduç8o em futuros pagamentos esteja disponível. As contribuições para um plano de contribuição definida cujo vencimento é esperado para 12 meses após o final do período no qual o empregado presta o serviço são descontadas aos seus valores presentes.

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 provis6es são registradas tendo como base as melhores estimativas do risco envolvido.

f: Receita operacional

A receita de aluguel e serviços de O&M são reconhecidas no resultado quando na medida que tais serviços são incorridos pelo regime da competência. Uma receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização.

g. Receitasfinanceiras

As receitas financeiras referem-se as receitas de juros sobre fundos investidos. A receita de juros é reconhecida no resultado, por meio do método dos juros efetivos.


Notas explicativas as demonstrações contabeis


h. 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 e da base de apuração da contribuição social.

Para fins de apuração fiscal do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro líquido dos exercícios findos em 3 1 de dezembro de 201 0 e 2009, a Sociedade utilizou as prerrogativas definidas no Regime Tributário de Transição ("RTT"), que foi instituído pela Lei no 11.941109. Com isso esses tributos foram calculados e registrados com base nas alíquotas efetivas vigentes na data de elaboração das demonstraçaes contábeis, cujas bases não consideraram as alteraçaes na legislação societária brasileira, introduzidas pela Lei no 1 1.638107.

i. Resultado por ação

O resultado por ação básico e diluído é calculado por meio do resultado do período atribuível aos acionistas da Sociedade no respectivo período.

j. Demonstração do valor adicionado

A Sociedade elaborou demonstração do valor adicionado (DVA) nos termos do pronunciamento técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado a qual é apresentada como parte integrante da demonstração contábil.

Terrnorio S.A. (Subsidihria da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)


(Em milhares de reais}


Depósitos a vista Aplicações financeiras

As aplicações financeiras são de alta liquidez e prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa, não estando sujeitas a um significante risco de mudança de valor, estando representadas por cotas seniores do Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não- Padronizados FIDC-NP do Sistema Petrobras. Este fundo de investimentos e destinado preponderantemente a aquisição de direitos creditórios performados elou não perfòrmados de operações realizadas pelas empresas do Sistema Petrobras e visa a otimização da gestáo financeira do caixa das empresas do Sistema. O FIDC-NP é um fundo exclusivo do sistema Petrobras, a qual detém as cotas subordinadas deste fundo. No exercício de 2010 o rendimento deste fundo atingiu 9,71% (9,84% em 2009).

A exposição da Sociedade ao risco de crédito associado as instituições financeiras está divulgada na Nota Explicativa 15.




6. Depósitos vinculados

Em exigência dos convênios de compensação ambienta1 finnados com órgãos ambientais do Rio de Janeiro (Nota Explicativa no 18), foram abertas contas poupança vinculadas a cada um dos convênios.

Os saldos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 estão representados pelos recursos disponibilizados para o cumprimento dos referidos convênios nos montantes totais de R$ 1.949 e R$3.02 1, 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 2010,0,0663% (0,7090% em 2009) e juros de 6% ao ano.

7. Empresas do Sistema Petrobras

Os principais saldos de ativos e passivos ein 31 de dezembro de 2010 e 2009, bem como as transações que influenciaram o resultado do exercício, são relativas as operações com a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, realizadas por preços definidos em condições usuais de mercado e resumidas como segue:

2010 2009

Ativo circulante Contas a receber

Locação e O&M Ressarcimento de Gás Natural Outros

Passivo circulante Contas a pagar

Compartilhamento de gastos Outros

Resultado Receita de Locação e O&M




8. Custos e despesas por natureza

Depreciação e Amortização 138.523 Despesa com Pessoal 6.265 Despesas com benet'ícios pós emprego 378 Serviços Contratados, fretes, alugueis e encargos gerais 19.259

Custo do Produto Vendido Despesas gerais e administrativas

9. Impostos recuperar

Imposto de renda Contribuição social ICMS INSS a recuperar Outros

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.


Notas explicativas às demonstrações contábeis


10. Imobilizado

Custo Sal& em I "& Janeiro & 2009

Adi~ã0

Aliena$ões e baixas Transferencias Transferènciac para ativos intangiveis %I& em 3 1 & Dezemko & 2009

Adicão Rairas

MPquinas e Móveis e Equipamentos Unidades geradoras Obras em

Terrenos h s t a l a d e s equipamentos uteosil ios de informutica e de tnasmiss lo andamento (i) Outros atinis Total 7.1 1 1 422 744 765 40 2.590.522 129.241 2.348 2.731.196

42 1 6.655 27 7.103

(18) (9) (1.448) (1.475) 5.226 7.824 98 433 \3) (12.61 1) (967) O

(17) (17) 7.1 11 5.648 8.971 854 473 2.590.519 121.840 1.391 2.736.807

37 13 4 1.775 40 1.869

(2) 0 5 ) (15) (479) (513) Transferências 2.777 53 (2.830) O 41doem31 &Deremlro&2010 7.1 I 1 8.425 9.059 852 462 2.590.519 120.306 1.431 2.738.164 -

Depreein~õio Sal& em I "& Janeiro & 2009

Depreciação perio& Alienaçòes e baixas rransferèncias

TransftrCncias para ativos iniangiveis 4 4 SI& em 3 1 de Dezemko de 2009 (97) (556) (238) (274) (528.054) (630) (529.849)

Depreciqão & per ioh (336) (575) (84) (78) (108.763) (138) ( I 09.974)

Alienações e baixas I 10 17 78 Transferências Sal& em 3 1 & De7rmtro & 20 10 (336) (574) (74) (611 (108.763) (138) ( I 09.946)

Valor residual contábil

Em 3 1 de &zemko & 3009 7.111 5.551 8415 616 199 2 062.465 121 .R40 761 2.206.958 - - Em31 &dezemko&3010 7.1 11 7.992 7.929 540 127 1.953.702 120.306 663 2.098.371

(i) O saldo está relacionado com a construção da EsiaHo de Tratamento de Águas - ETA.

A Sociedade efetuou o teste de recuperabilidade dos ativos de acordo com o CPC 0 1, com base no seu valor em uso, utilizando o modelo de fluxo de caixa descontado, sendo o valor apurado superior ao respectivo valor contábil, e, portanto, nenhuma provisão para "impairment"foi constituída.

2 1




11. Diferido

Despesas pré-operacionais Despesas com pessoal Despesas administrativas Impostos e taxas Serviços prestados Encargos financeiros não vinculados aos bens em construção Outras despesas Outras receitas e despesas operacionais

Amortização acumulada

12. Impostos e contribuições a recolher

COFINS (i) ICMS PIS (i) INSS Imposto de renda retido na fonte Imposto de Renda (i) contribuição sobre'ó lucro (i) ISS Outros

(i) Referem-se, principalmente, aos tributos incidentes sobre o contrato de locação e prestação de serviços de Operação & Manutenção.


Notas explicativas as demonstrações contabeis


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:

Lucro contábil antes do Imposto de Renda e da Contribuição Social 460.759 426.475

Alíquota fiscal combinada

Imposto de renda e contribuição social pela alíquota fiscal combinada (1 56.658) (145.002) Ajustes:

Adições - variação cambial ativa (6.641) (14.753) Exclusões - variação cambial passiva 6.774 14.885 Outras adições e exclusões, líquidas (8.482) (5.92 1) Ajustes da Lei no 1 1.638/07 7.060 Compensação de prejuízo fiscal 17.835 44.692

Imposto de renda e contribuição social correntes Imposto de renda e contribuição social diferidos

Alíquota fiscal efetiva 30% 25%

Os saldos de prejuízos fiscais acumulados e base negativa de contribuição social foram totalmente compei~sados ao longo do exercício social de 2010.



(Em milhares de reuis)

13. Contingências

A Sociedade e 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 as 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$ 1.1.24 (R$410 em 3 1 de dezembro de 2009).

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.

Apresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais cujas perdas foram avaliadas como possíveis:

Autor: Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro

Auto de Infração referente ao Iinposto de Importaç5o e sobre produtos industrializados (11 e IPI), questionado a classificação fiscal como Outros Grupos Eletrogêneos, na importaçáo do conjunto de equipamentos pertencentes a usina termoelétrica Terinorio S.A.

Tributária Em 15/08/2006, a Sociedade protocolou, na Inspetoria da Receita Federal do Rio de Janeiro,

R$485.343 impugnação a este Auto de Infração ao considerar que as classificações fiscais efetuadas estavam amparadas por laudo tkcnico de instituto de conheciniento not6rio. Em sua sessão de 1 111 012007, a I a Turma de Julgamento julgou improcedente o lançamento do Auto de Infraçáo, vencido um Julgador que votou pela procedência parcial. A Inspetoria da Receita Federal interpôs recurso de oficio ao Conselho de Contribuiiites de Porto Alegre-RS, que se encontra pendente de julgamento.

Tem~orio S.A. (Subsidihria da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)



Basílio Advocacia e Consultoria. protocolados. Autos aguardando juntada dos memoriais apresentados

Processo li0: 2006.001.093723-7 R$ 1.000 pelas partes para prolação da sentença. Em Junho1201 0 foi

Ação ordinária de Cobrança de honor8rios protocolado memoriais para compor advocaticios. A parte autora pleiteia os autos para prolação da sentença. honorários de 5% de benefício econômico Em 3 111 2/20 10, aguardando obtido, conforme prevè contrato firmado conclusão ao juiz para prolaçáo da com a TermoRio. Todavia, tal honorhrio sentença. seria cabível em caso de êxito da demanda

Autor: Antônio Firmino de Oliveira Filho e Outros

Processo no: 2004.02 10 17396-5

Ação ordinária solicitando condenação solidária ao pagamento de indenização pelos eventuais prejuízos materiais e morais decorrentes da servidão de passagem constituída.

Civel Em 1711 212009, foi suspenso o curso dos autos att! a realizacâo da mova pericial. Prova periciai deferida.

R$600 Petição de juntada em 30/03/2010. Ofício endereçado a Procuradoria Geral da república arguindo o interesse da unifío do feito. Os autos foram recebidos em 24/09/2010, sendo posteriormente a prova pericial deferida.

Autor: Banco Central do Brasil

No do Auto de Infração: 060 1333 1 13

Multa de Importação de Equipamentos.

Administrativa Em 13/03/2009 foi julgada parcialmente procedente, já em I a instsncia administrativa, reduzindo a

R$ 1.948 multa de R$ 1.947.94 1 ,O3 (valor 2006) para R$ 1.226.887,49 (valor 2009). Eni 06/07/2009 os autos foram enviados A Procuradoria da Fazenda Nacional. Desde 22/12/2010, os autos estão prontos para sorteio do Procurador responsável pela elaboração do parecer sobre os recursos. Após o parecer, os autos deverão ser incluídos em pauta para julgamento.




14. Patrimônio líquido

a. Capital social

Em 31 de dezembro de 2010, o capital social subscrito e integralizado é de R$ 2.185.000 (R$2.785.000 em 30.12.2009) representado por 2.185.000.000 ações ordinhrias e nominativas (2.785.000.000 em 3 1.12.2009) com valor nominal de R$ 1 ,O0 cada.

Em 22 de janeiro de 2010, os acionistas deliberaram a redução do capital social em R$600.000, em favor do acionista controlador Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras.

6. Reserva legal

Constituída mediante apropriação de 5% do lucro liquido de cada exercício até o limite de 20% do capital social. Em 31 de dezembro de 2010 e 2009 foi constituído o valor de R$ 15.977 e R$ 15.994, respectivamente.

c. Dividendos

Em 30 de abril de 201 0 foi aprovado pagamento de dividendos no valor de R$227.9 17, com base no saldo dos dividendos propostos em 2009

Em 1" de setembro de 2010, foi aprovada na 70a Reunião do Conselho de Administração, com base no artigo 17, inciso V do Estatuto Social da Companhia, a proposta de distribuição antecipada de dividendos sobre os lucros intermediários referente ao período findo em 30 de junho de 2010, no montante de R$ 158.492 mil, os quais liquidados financeiramente em 30 de dezembro de 201 0.

Tern~orio S.A. (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)



A proposta de dividendos relativa ao exercício de 2010, sujeita a aprovação dos acionistas, considerou o lucro básico para fins de determinação do dividendo, como segue:

Lucro líquido do exercício Absorção de Prejuízo acumulado Constituição de reserva Legal

Lucro básico para determinação dos dividendos Distribuição antecipada de dividendos

Saldo de lucros a distribuir

Dividendos mínimo obrigatório, equivalente a 25% do lucro básico 75.973 Dividendos adicional proposto 145.067 227.917

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 liquide2 e rentabilidade. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condições contratadas versus condições vigentes no mercado.

Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, a Sociedade não possuía nenhum instrumento financeiro derivativo para mitigar os riscos associados aos seus instrumentos financeiros e durante os exercícios tambCm não efetuou aplicações de caráter especulativo ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da Sociedade.

Os controles para identificação de eventuais derivativos embutidos nas operações da Sociedade são corporativos e aplicados por sua controladora Petrobras. Tais controles estão relacionados principalmente à identificação de possíveis derivativos embutidos e orientação relacionada ao tratamento contabil a ser dado pelas empresas do sistema Petrobras. Durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 não foram identificados derivativos embutidos nas operações da Sociedade.

Ternlorio S.A. (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)


(Em milhures de reais)

Todas as operações com instrumentos financeiros estão reconhecidas nas demonstrações contábeis da Sociedade e estão demonstradas abaixo ein 3 1 de dezembro.

Instrumentos financeiros 2010 2009

Ativos Caixa e equivalentes de caixa Contas a receber

Passivos Fornecedores terceiros Fornecedores Empresa do Sistema

As operações da Sociedade estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos:

a. Risco de crédito

O risco de credito 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 t a a s 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 ein análise e orientações corporativas de sua controladora Petrobras e em bancos de reconhecida liquidez.

16. Plano de previdência complementar

A partir de outubro de 2009, a Sociedade implementou o Plano de Previdência Complementar, denominado Plano Petros 11. O Plano Petros I1 está estabelecido na modalidade de contribuição definida, para os benefícios previdenciários e possui contribuição variável para os benefícios de risco.

Tern~orio S.A. (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Notas explicativas às demonstrações contábeis


As coberturas de risco abrangem, para cada participante, renda de auxilio doença, renda por invalidez, e pecúlio por invalidez, e para seus beneficiários, abrange pecúlio por morte e renda de pensão por morte.

As contribuiçaes definidas destinam-se a formação de reserva para aposentadoria, possuindo as modalidades de renda de aposentadoria normal, renda de aposentadoria antecipada, e renda de aposentadoria diferida, e são reconhecidas no resultado do exercício conforme as contribuições são efetuadas. No exercício de 20 10, a contribuição da Sociedade para este plano foi de R$ 378.

Seguros

A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras. Em 3 1 de dezembro de 2010 e 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, consequentemente não foram examinadas pelos nossos auditores independentes.

Tern~orio S.A. (Subsidihria da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)



18. 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 tinha como objetivo prorrogar o prazo do contrato de compra e venda de gás natural até 21 de março de 2008. Até esta data 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 2 1 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 a Petrobras com a celebraçào 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. Foram firmados entre a Companhia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro S.A. - CEG e Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras os Termos Aditivos no 5, 6 e 7, que prorrogaram o prazo do contrato até 30 de dezembro de 2010. Nesta mesma data foi firmado pelas partes (CEG e Petrobras) o Termo Aditivo no 8, prorrogando o prazo do contrato por mais dois anos. Ao término do contrato de arrendamento, a Termorio reavaliará a necessidade de um novo Contrato de Compra e Venda de Gás Natural junto a Companl~ia Distribuidora de Gás do Rio de Janeiro S.A. - CEG.

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 as grandes manutençbes 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 ainbiental com órgãos ambientais do Rio de Janeiro (Secretaria do Estado de Meio Ambiente e Desenvolviinento 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$12.400, com o objetivo de atender as restrições da Licença de Instalação, cu.jo prazo de execução é, em média, de 36 meses. Em 16 de janeiro de 2007 foram celebrados três termos de compromisso em substituição aos convênios, devido ao término do prazo de execução dos mesmos, o prazo de execução destes termos de compromisso é, em média, de 24 meses. Foram celebrados os aditivos no 1 e no 3 em 09 de janeiro de 2009 e 07 de janeiro de 201 1 respectivamente, que prorrogaram o prazo dos termos de compromisso até 07 de janeiro de 2013. Até 31 de dezembro de 2010, a Sociedade já havia deseinbolsado aproxiinadamente R$ 13.88 1 (R$ 12.288 em 2009) 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 ob.jetivando a fmição do tratamento tributário previsto no Decreto- Lei no 26.271100 para o regime de diferimento do Irnposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS incidente sobre as importaçaes de equipamentos e peças destinados a construção da usina tennelétrica. Em contrapartida a 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$11.55 1 ; e (ii) uma quantia variável correspondente a O, 1 % do faturamento líquido projetado em cada exercício fiscal a partir do exercício de 2004, durante os dez primeiros anos de sua atividade. Até 31 de dezembro de 2010, a Sociedade já havia efetuado aportes financeiros ein projetos no montante de R$ 12.397 (R$ 11.227 em 2009).

Terrnorio S.A. (Subsidiaria da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)



Conselho de Administração

Renato de Andrade Costa Presidente

Heloíse Freitas Monteiro Cerqueira Conselheira

Diretoria

Mauro Eduardo Granja da Motta Conselheiro

José Alcides Santoro Martins Diretor Presidente

Ronaldo Batista Assunção Diretor Administrativo

Fernando Homem da Costa Filho Diretor Operacional

Carlos Alberto Siqueira Gomes Contador

CRC-RJ-05323210-9

Termoceará Ltda. (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)


2



Conteúdo








3

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis Aos Administradores e Quotistas da Termoceará Ltda. Fortaleza - CE Examinamos as demonstrações contábeis da Termoceará Ltda. (“Empresa”), que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2010 e as respectivas demonstrações de resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas. Responsabilidade da administração sobre as demonstrações contábeis A administração da Empresa é responsável pela elaboração e adequada apresentação dessas demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Responsabilidade dos auditores independentes Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis com base em nossa auditoria, conduzida de acordo com as normas brasileiras e internacionais de auditoria. Essas normas requerem o cumprimento de exigências éticas pelos auditores e que a auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações financeiras estão livres de distorção relevante. Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis da Empresa para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Empresa. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Acreditamos que a evidência de auditoria obtida é suficiente e apropriada para fundamentar nossa opinião.

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Opinião Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Termoceará Ltda. em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Ênfase Conforme mencionado na Nota Explicativa n° 1, as operações da Empresa são conduzidas de acordo com os planos de negócio do quotista controlador Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras. Estas demonstrações contábeis devem ser lidas neste contexto. Demonstração do valor adicionado Examinamos, também, a demonstração do valor adicionado (DVA), referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2010. Essa demonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, está adequadamente apresentada, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Recife, 25 de fevereiro de 2011 KPMG Auditores Independentes CRC RS-048980/O-0 T-CE João Alberto da Silva Neto Contador CRC RS-048980/O-0 T-CE

Termoceará Ltda.

(Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Balanço patrimonial

em 31 de dezembro de 2010 e 2009

(Em milhares de Reais)

Ativo Nota 2010 2009 Passivo e patrimônio líquido Nota 2010 2009

Circulante CirculanteCaixa e equivalentes de caixa 4 139.996 86.490 Fornecedores 662 800 Contas a receber - Empresas do Sistema Petrobras 10 6.765 6.381 Contas a pagar - Empresas do Sistema Petrobras 10 11.575 8.578 Almoxarifado 6 618 579 Impostos, contribuições e participações 9 1.043 6.610 Impostos e contribuições a recuperar 5 3.354 7.225 Salários, férias e encargos 316 740 Outros ativos circulantes - 87 Outros passivos circulantes 641 -

150.733 100.762 14.237 16.728

Não circulante Não circulanteRealizável a longo prazo Impostos e contribuições diferidos 9 610 -

Depósitos judiciais 43 37 Plano de pensão 14 154 - Impostos e contribuições a recuperar 5 580 528 Outros ativos realizáveis a longo prazo 4 4 764 -

627 569 Patrimônio líquido 11Capital social 275.226 275.226

Investimentos 1 1 Reserva de capital 18.137 18.137 Imobilizado 7 140.856 151.708 Prejuízos acumulados (16.097) (57.030) Intangível 8 50 21

277.266 236.333 141.534 152.299

Total do ativo 292.267 253.061 Total do passivo e patrimônio líquido 292.267 253.061


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Termoceará Ltda.


Demonstração de resultados


(Em milhares de Reais, exceto o lucro líquido por quota do capital social)

Nota 2010 2009

Receita operacional líquidaAluguel e Operação e Manutenção (“O&M”) 10 67.148 63.879

Custo dos serviços prestados, aluguel e O&M (15.832) (14.690)

Lucro bruto 51.316 49.189

Outras (despesas) receitas operacionaisAdministrativas e gerais (6.466) (6.047) Tributárias (135) (17) Outras despesas operacionais (587) (407)

(7.188) (6.471)

Lucro antes das receitas financeiras líquidas 44.128 42.718

Despesas financeiras (3) (88) Receitas financeiras 10.537 5.542 Variações monetárias e cambiais, líquidas 62 67

Receitas financeiras líquidas 10.596 5.521

Lucro antes da contribuição social e do imposto de renda 54.724 48.239

Contribuição social 9b e c (3.657) (3.358) Imposto de renda 9b e c (10.134) (9.302)

Lucro líquido do exercício 40.933 35.579

Lucro líquido por quota ao final do exercício - básico e diluído (em R$) 0,15 0,13


6

Termoceará Ltda.


Demonstração das mutações do patrimônio líquido



Reservade capital

Capital Incentivo Prejuízossocial fiscal acumulados Total

Saldos em 1° de janeiro de 2009 275.226 18.137 (92.609) 200.754

Lucro líquido do exercício - - 35.579 35.579

Saldos em 31 de dezembro de 2009 275.226 18.137 (57.030) 236.333

Lucro líquido do exercício - - 40.933 40.933

Saldos em 31 de dezembro de 2010 275.226 18.137 (16.097) 277.266


7

Termoceará Ltda.


Demonstração dos fluxos de caixa



2010 2009Fluxos de caixa das atividades operacionais

Lucro líquido do exercício 40.933 35.579 Ajustes:

Depreciação e amortização 10.550 12.280 Valor residual do imobilizado baixado 674 -

Variações nos ativos e passivosAumento do contas a receber - Empresas do Sistema Petrobras (383) (296) Aumento do almoxarifado (39) (35) Redução/(aumento) dos impostos e contribuições a recuperar 3.819 (2.756) Redução em outros ativos 82 68 Aumento/(redução) em fornecedores (138) 271 Aumento dos contas a pagar - Empresas do Sistema Petrobras 2.997 1.429 Aumento/(redução) dos impostos, taxas e contribuições a recolher (5.567) 2.965 Aumento/(redução) em outros passivos 978 (350)

Caixa líquido proveniente das atividades operacionais 53.906 49.155

Fluxos de caixa das atividades de investimentosInvestimento em gás e energia (400) (1.079)

Caixa líquido usado nas atividades de investimentos em Gás & Energia (400) (1.079)

Aumento do caixa e equivalentes de caixa no exercício 53.506 48.076

Variação no caixa e equivalente de caixa no exercício

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 86.490 38.414 Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 139.996 86.490

53.506 48.076


8

Termoceará Ltda.


Demonstração do valor adicionado



2010 2009Receitas

Vendas de produtos e serviços 74.872 71.097

Insumos adquiridos de terceirosMateriais, energia, serviços de terceiros e outros (7.446) (4.891)

Valor adicionado bruto 67.426 66.206

Retenções Depreciação e amortização (10.550) (12.280)

Valor adicionado líquido gerado pela Empresa 56.876 53.926

Valor adicionado recebido em transferênciaReceitas financeiras - Inclui variações monetária e cambial 10.599 5.609

Valor adicionado gerado (retido) 67.475 59.535

Distribuição do valor adicionado Pessoal

Salários, vantagens e encargos 4.422 3.545

TributosImpostos, taxas e contribuições 22.117 20.323

Instituições financeiras e fornecedoresJuros, variações cambiais e monetárias 3 88

QuotistasLucros retidos 40.933 35.579

Valor adicionado retido 67.475 59.535


9

10


Notas explicativas às demonstrações contábeis Exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 (Em milhares de Reais)

1 Contexto operacional A Termoceará Ltda. (“Termoceará” ou “Empresa”) é uma Empresa 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. 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.


Notas explicativas às demonstrações contábeis (Em milhares de Reais)

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2 Base de preparação

a. Declaração de conformidade com relação às normas do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC 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. A autorização para conclusão da preparação destas demonstrações contábeis ocorreu na reunião da Diretoria Executiva realizada em 25 de fevereiro de 2011.

b. Base de mensuração As demonstrações contábeis foram preparadas com base no custo histórico.

c. Moeda funcional e moeda de apresentação Estas demonstrações são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Empresa. Todas as informações financeiras apresentadas em Real foram arredondadas para o mais próximo, exceto quando indicado de outra forma.

d. Uso de estimativas e julgamentos A preparação das demonstrações contábeis de acordo com as normas do CPC exige que a Administração faça julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas. Estimativas e premissas são revistos de uma maneira contínua. Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no período em que as estimativas são revisadas e em quaisquer períodos futuros afetados.



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3 Principais políticas contábeis As práticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os períodos apresentados nessas demonstrações contábeis. Os diversos pronunciamentos, interpretações e orientações emitidos pelo CPC durante o ano de 2009 com aplicação mandatória para os exercícios encerrados a partir de 2010 não trouxeram impactos relevantes nas demonstrações contábeis para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009.

3.1 Instrumentos financeiros

3.1.1 Ativos financeiros não derivativos A Empresa reconhece os recebíveis e depósitos inicialmente na data em que foram originados. Todos os outros ativos financeiros são reconhecidos inicialmente na data da negociação na qual a Empresa se torna uma das partes das disposições contratuais do instrumento. A Empresa deixa de reconhecer um ativo financeiro quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do ativo expiram, ou quando a Empresa transfere os direitos ao recebimento dos fluxos de caixa contratuais sobre um ativo financeiro em uma transação no qual essencialmente todos os riscos e benefícios da titularidade do ativo financeiro são transferidos.

3.1.2 Caixa e equivalentes de caixa Estão representados por saldos de bancos e aplicações financeiras de curto prazo, de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em três meses ou menos da data de aquisição.

3.1.3 Recebíveis Os recebíveis abrangem contas a receber e são medidos pelo custo amortizado, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.



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3.1.4 Passivos financeiros não derivativos A Empresa reconhece títulos de dívida emitidos e passivos subordinados inicialmente na data em que são originados. Todos os outros passivos financeiros são reconhecidos inicialmente na data de negociação na qual a Empresa se torna uma parte das disposições contratuais do instrumento. A Empresa baixa um passivo financeiro quando tem suas obrigações contratuais retirada, cancelada ou vencida. Os ativos e passivos financeiros são compensados e o valor líquido é apresentado no balanço patrimonial quando, e somente quando, a Empresa tenha o direito legal de compensar os valores e tenha a intenção de liquidar em uma base líquida ou de realizar o ativo e quitar o passivo simultaneamente. Tais passivos financeiros são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, esses passivos financeiros são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos.

3.2 Almoxarifado Estão registrados pelo custo médio de aquisição e não excedem o valor de realização.

3.3 Ativo imobilizado

3.3.1 Reconhecimento e mensuração Itens do imobilizado são mensurados pelo custo histórico de aquisição ou construção, deduzidos de depreciação acumulada e perdas de redução ao valor recuperável (“impairment”) acumuladas. A depreciação é calculada pelo método linear às taxas que consideram o tempo de vida útil-econômica estimado dos bens. Os métodos de depreciação e as vidas úteis serão revistos a cada encerramento de exercício financeiro e eventuais ajustes são reconhecidos como mudança de estimativas contábeis. O custo de ativos construídos pela própria Empresa inclui o custo de materiais e mão de obra direta, quaisquer outros custos para colocar o ativo no local e demais condições necessárias para que esses sejam capazes de operar de forma pretendida pela administração.



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Durante o exercício findo em 2010, a Empresa revisou a vida útil econômica dos ativos relacionados às plantas termoelétricas, tendo como base as taxas previstas na resolução da ANEEL n° 367/2009, o que resultou no aumento da vida útil dos ativos analisados, em média, para 23 anos (em 2009 20 anos) reduzindo a despesa com depreciação no exercício de 2010 em R$ 1.793 mil. A Empresa optou por não reavaliar os ativos imobilizados pelo custo atribuído na data de abertura do exercício de 2009, entendendo que o valor contábil desses ativos se aproxima do seu valor justo. Os valores residuais e a vida útil dos ativos são revisados e ajustados, se apropriado, ao final de cada exercício.

3.3.2 Redução ao valor recuperável (“impairment”) Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confiável. Os valores contábeis dos ativos não financeiros são revistos a cada data de apresentação para apurar se há indicação de perda no valor recuperável. Caso ocorra tal indicação, então o valor recuperável do ativo é determinado. O valor recuperável de um ativo ou unidade geradora de caixa é o maior entre o valor em uso e o valor justo menos despesas de venda. Ao avaliar o valor em uso, os fluxos de caixa futuros estimados são descontados aos seus valores presentes por meio da taxa de desconto antes de impostos que reflita as condições vigentes de mercado quanto ao período de recuperabilidade do capital e os riscos específicos do ativo. Para a finalidade de testar o valor recuperável, os ativos que não podem ser testados individualmente são agrupados juntos no menor grupo de ativos que gera entrada de caixa de uso contínuo que são em grande parte independentes dos fluxos de caixa de outros ativos ou grupos de ativos.



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A perda por redução ao valor recuperável é reconhecida caso o valor contábil de um ativo exceda seu valor recuperável estimado. Perdas de valor são reconhecidas no resultado. A perda por redução ao valor recuperável é revertida somente na condição em que o valor contábil do ativo não exceda o valor contábil que teria sido apurado, líquido de depreciação ou amortização, caso a perda de valor não tivesse sido reconhecida.

3.4 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.

3.5 Receita operacional A receita de aluguel e os serviços de O&M são reconhecidos no resultado quando na medida que tais serviços são incorridos pelo regime da competência. Uma receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização.

3.6 Receita financeira As receitas financeiras referem-se às receitas de juros sobre fundos investidos. A receita de juros é reconhecida no resultado, por meio do método dos juros efetivos.

3.7 Provisões Uma provisão é reconhecida, em função de um evento passado, se a Empresa tem uma obrigação legal ou construtiva que possa ser estimada de maneira confiável, e é provável que um recurso econômico seja exigido para liquidar a obrigação. As provisões são apuradas através do desconto dos fluxos de caixa futuros esperados a uma taxa antes de impostos que reflete as avaliações atuais de mercado quanto ao valor do dinheiro no tempo e riscos específicos para o passivo.



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3.8 Imposto de renda e contribuição social O imposto de renda e a contribuição social do exercício corrente e diferido serão 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 e da base de apuração da contribuição social. 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 2010 e 2009, a Empresa utilizou as prerrogativas definidas no Regime Tributário de Transição (“RTT”), que foi instituído pela Lei 11.941/09. 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.

3.9 Demonstração do Valor Adicionado A Empresa elaborou demonstração do valor adicionado (DVA) nos termos do pronunciamento técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado a qual é apresentada como parte integrante da demonstração contábil.

3.10 Novas normas e interpretações ainda não adotadas O processo de convergência das práticas contábeis adotadas no Brasil como as normas internacionais de relatórios financeiros (IFRS) prevê a adoção de diversas normas, emendas as normas e interpretações do IFRS, emitidas pelo “International Accounting Standards Board - IASB”, ainda não entraram em vigor para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2010, sendo essas: • “Limited exemption from Comparative IFRS 7 Disclosures for First-time Adopters”; • “Improvements to IFRS 2010”; • “IFRS 9 Financial Instruments”; • “Prepayment of a minimum fund requirement (Amendment to IFRIC 14)”; e • “Amendments to IAS 32 Classification of rights issues”.



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O CPC ainda não emitiu pronunciamentos equivalentes aos IFRSs acima citados, mas, existe a expectativa de que o faça antes da data requerida de sua entrada em vigor. A Empresa esta em processo de analise sobre a extensão do impacto destas novas normas em suas demonstrações contábeis.

4 Caixa e equivalente de caixa 2010 2009 Fundo fixo 3 3Bancos conta movimento 1 1Aplicações de liquidez imediata 139.992 86.486 139.996 86.490 As aplicações financeiras são de alta liquidez e prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa, não estando sujeitas a um significante risco de mudança de valor. A aplicação financeira está representada em investimento em quotas seniores de fundo de investimentos em direitos creditórios - não padronizados da Petrobras (FIDC - NP) e com opção de resgate imediato. O FIDC-NP é um fundo exclusivo do sistema Petrobras e consolidado nas demonstrações contábeis da Petrobras, que detém as cotas subordinadas deste fundo. A taxa média de rentabilidade das aplicações no FIDC-NP foi de 9,71% (9,84% em 2009). A exposição da Empresa ao risco de crédito associado às instituições financeiras está divulgada na nota explicativa 13.

5 Impostos e contribuições a recuperar 2010 2009

ICMS a recuperar 107 73Imposto de renda 1.239 5.349



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2010 2009

Contribuição social 66 708Outros impostos 2.522 1.623

3.934 7.753

Parcela classificada no ativo circulante (3.354) (7.225)

Parcela classificada no ativo não circulante 580 528

6 Almoxarifado O saldo da conta de almoxarifado de 2010 e 2009, nos respectivos valores de R$618 e R$579, 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.

7 Imobilizado

TerrenosBenfeitorias e Edficações

Planta (Usina Termoelétrica) (a) Equipamentos

Ativos em construção

Peças de Reposição (b) Total

Saldo em 31 de dezembro de 2009 49 23.249 122.610 2.444 30 3.326 151.708

Adições - - - 265 106 - 371 Baixas - - - - - (674) (674) Depreciação - (1.503) (8.585) (461) - - (10.549) Saldo em 31 de dezembro de 2010 49 21.746 114.025 2.248 136 2.652 140.856

Custo 49 37.573 207.552 4.844 136 2.652 252.806 Depreciação Acumulada - (15.827) (93.527) (2.596) - - (111.950) Saldo em 31 de dezembro de 2010 49 21.746 114.025 2.248 136 2.652 140.856

Tempo de vida útil estimado em anos 25 23 10 a 20



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(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.

8 Intangível 2010 2009

Taxas (%) anuais de

amortização CustoAmortização

acumulada Líquido Líquido

Direito de uso de software 20% 521 (518) 3 4Software em desenvolvimento 47 - 47 17

568 (518) 50 21

9 Impostos, contribuições e participações

a. Impostos e contribuições a recolher 2010 2009

Imposto de renda 319 5.124Contribuição social 320 1.071PIS a recolher 63 61COFINS a recolher 290 281Outros 51 73

1.043 6.610



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b. Impostos diferidos 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 dos ativos e passivos e os seus respectivos valores contábeis. Incluído nesta definição está o efeito das operações que modificaram os preceitos contábeis estabelecidos pela Lei 6.404/76 e causam impacto no Regime Tributário de Transição - RTT. Para fins de apresentação das Demonstrações Contábeis, o Imposto de Renda e Contribuição Social Diferidos são integralmente transferidos para as rubricas de Longo Prazo. No ano de 2009 não houve a constituição de impostos diferidos. O imposto de renda e a contribuição social diferidos têm como origem: 2010Passivo não circulante

Revisão da vida útil de ativo imobilizado (ajuste CPC 27) (610)

Total passivo não circulante (610)

c. 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: 2010 2009

Lucro contábil antes do imposto de renda e da contribuição social 54.725 48.239

Alíquota fiscal combinada 34% 34%

Imposto de renda e contribuição social pela alíquota fiscal combinada (18.606)

(16.401)

Ajustes para apuração da alíquota efetiva Ajuste de RTT (depreciação - CPC 27) ( 610) - Adições/exclusões permanentes líquidas ( 613) ( 1.719)



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2010 2009

Compensação de prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social 6.014

5.436

Ajuste de 10% sobre excedente 24 24

Imposto de renda e contribuição social no resultado do exercício (13.791)

(12.660)

Composição do imposto de renda e contribuição social Contribuição social ( 3.657)

( 3.358)

Diferido ( 162) - Corrente ( 3.495) ( 3.358)

Imposto de renda (10.134) ( 9.302)

Diferido ( 448) - Corrente ( 9.686) ( 9.302)

(13.791) (12.660)

Alíquota efetiva 25% 26% Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, a Empresa possuía prejuízos fiscais acumulados e base negativa de contribuição social de R$ 71.425 e R$88.384, respectivamente, sobre os quais não houve constituição de imposto diferido ativo, em função do mencionado no parágrafo abaixo. Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, baseado no CPC 32, a empresa não constituiu créditos tributários sobre prejuízos fiscais e diferenças temporárias, tendo em vista 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 2011.



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10 Empresas do Sistema Petrobras Os principais saldos de ativos e passivos em 31 de dezembro de 2010 e 2009, bem como as transações que influenciaram o resultado do exercício, relativas às operações com partes relacionadas são realizados por preços definidos em condições usuais de mercado e podem ser resumidas como segue:

2010 2009 Ativo circulante

Contas a receber Petrobras (a) 6.765 6.381 Passivo circulante

Contas a pagar a Petrobras (b) 11.177 8.180 Contas a pagar a Cegas 398 398

11.575 8.578

Resultado Receita de locação e O&M líquida 67.148 63.879

(a) Os valores registrados em contas a receber referem-se ao contrato de locação da Planta e de

O&M;

(b) Refere-se, principalmente, ao contrato de cessão e compensação de créditos, no montante de R$ 2.364 e ao reembolso de gastos da Petrobras (pessoal e estrutura) a serviço da Termoceará, no montante R$ 8.813.


a. Capital social Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, 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. Distribuição dos lucros O Contrato Social da Empresa determina uma distribuição dos lucros mínima de 25% do lucro líquido ajustado. A Empresa optou pela absorção de Prejuízos Acumulados, razão pela qual não houve distribuição de lucros, constituição de reservas e resgate de cotas.

c. 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 2010 e 2009 que permitissem a utilização do beneficio fiscal estipulado no laudo anteriormente mencionado.

12 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. Apresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais considerados como perdas possíveis e os respectivos valores atualizados em 31 de dezembro de 2010 e 2009.



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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 14 de fevereiro de 2011.

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$ 209

29/07/2010: Agravo da TERMOCEARÀ recebido; intimada a parte contrária para apresentar contrarrazões ao agravo e ao recurso de revista.

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$ 132

11/03/2010: O TRT da 7° Região determinou a execução da sentença. Aguardando mandado de citação da TERMOCEARÁ.



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Descrição Natureza e valor Situação Atual Autor: Sefaz/CE Nº Processo: 2008.00909-4 Lançamento de Crédito Indevido de ICMS, em decorrência da não realização de estorno exigido pela legislação tributária. A empresa não estornou os créditos no período de 05/2004 à 07/2007 no montante de R$ 27.248. Como não ocorreu o aproveitamento do crédito a multa ficou reduzida.

Tributária

R$ 7.021

Em 23/11/2010 a TERMOCEARÁ interpôs recurso especial.

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. Em 27/05/2010 os autos foram enviados para Delegacia da Receita Federal (Fortaleza-CE). Aguardando notificação da decisão.

13 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.



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Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, a Empresa não possuía nenhum instrumento financeiro derivativo para mitigar os riscos associados aos seus instrumentos financeiros e durante os exercícios também não efetuou aplicações de caráter especulativo ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da Empresa. Os controles para identificação de eventuais derivativos embutidos nas operações da Empresa são corporativos e aplicados por sua controladora Petrobras. Tais controles estão relacionados principalmente à identificação de possíveis derivativos embutidos e orientação relacionada ao tratamento contábil a ser dado pelas empresas do sistema Petrobras. Durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 não foram identificados derivativos embutidos nas operações da Empresa. Todas as operações com instrumentos financeiros estão reconhecidas nas demonstrações contábeis da Empresa e estão demonstradas abaixo em 31 de dezembro de 2010 e 2009: Instrumentos financeiros 2010 2009 Ativos

Caixa e equivalentes de caixa 139.996 86.490Contas a receber 6.765 6.381

Passivos

Fornecedores 662 800Contas a pagar 11.575 8.578

As operações da Empresa estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos: a. Risco operacional

i. Término do contrato de aluguel da plana

A Empresa está sujeita ao risco da não renovação do contrato de aluguel da planta termoelétrica com a Petrobras, que tem prazo de 3 anos (término em 2011).



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ii. Demanda de energia Em não se renovando o contrato de aluguel da planta termoelétrica, existe o risco da Empresa não ser despachada para geração de energia (no contrato em vigência, a Petrobras detém a autorização de Produtor Independente da Empresa).

iii. Fim da concessão do incentivo fiscal Existe o risco de não renovação do benefício fiscal de redução do Imposto de Renda sobre o lucro da exploração (fim do incentivo em 2012).

b. Risco de crédito A Empresa está exposta ao risco de crédito das instituições financeiras decorrentes da administração de seu caixa, que é feita com base nas orientações corporativas de sua controladora Petrobras, e dos seus clientes. Tal risco consiste na possibilidade de não saque ou resgate dos valores depositados, aplicados ou garantidos por instituições financeiras ou de não recebimento dos clientes. A exposição máxima ao risco de crédito está representada pelos saldos de caixa de equivalentes de caixa e contas a receber, respectivamente, em 31 de dezembro de 2010 e 2009. A Administração avalia que os riscos de crédito associados aos saldos de caixa e equivalente de caixa são reduzidos, em função de suas operações serem realizadas com base em análise e orientações corporativas de sua controladora Petrobras e com instituições financeiras brasileiras de reconhecida liquidez. O risco de crédito associado ao contas a receber de clientes é atenuado por possuir como único cliente sua controladora Petrobras, que possui reconhecida solidez.



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c. 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 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. Mensuração dos instrumentos financeiros: Os saldos de caixa e equivalentes de caixa, contas a receber, fornecedores e de contas a pagar a empresas do sistema Petrobras estão mensurados ao custo amortizado. Os valores justos dos instrumentos financeiros da Empresa são equivalentes aos seus valores contábeis.

14 Plano de Previdência Complementar A partir 2009, a Empresa implementou o Plano de Previdência Complementar, denominado Plano Petros II. O Plano Petros II está estabelecido na modalidade de contribuição definida, para os benefícios previdenciários e possui contribuição variável para os benefícios de risco. As coberturas de risco abrangem, para cada participante, renda de auxílio doença, renda por invalidez, e pecúlio por invalidez, e para seus beneficiários, abrange pecúlio por morte e renda de pensão por morte. As contribuições definidas destinam-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 são reconhecidas no resultado do exercício conforme as contribuições são efetuadas. No exercício de 2010, a contribuição da Empresa para este plano foi de R$ 197.



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15 Seguros A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras. Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, 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

Maria Lucia da Silva ContadoraCRC-PE-015.894/O-7

Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. (Controlada da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)


2


Demonstrações contábeis Exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009

Conteúdo Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis 3 - 4







3

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis Aos Administradores e Quotistas da Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. Rio de Janeiro - RJ

1. Examinamos as demonstrações contábeis da Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. (“Empresa”), que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2010 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas. Responsabilidade da Administração sobre as demonstrações contábeis

2. A Administração da Empresa é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração de demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Responsabilidade dos auditores independentes


4. Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis da Empresa para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Empresa. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela Administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.


4

Opinião

6. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Ênfase

7. Conforme mencionado na Nota explicativa no 1, a Empresa foi constituída com o objetivo de atender as necessidades das operações e o plano de negócios do acionista controlador Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras. Estas demonstrações contábeis devem ser lidas neste contexto. Demonstração do valor adicionado

8. Examinamos, também, a demonstração do valor adicionado (DVA), referente ao exercício findo em 31 de dezembro de 2010. Essa demonstração foi submetida aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, está adequadamente apresentada, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.



Bernardo Moreira Peixoto Neto Contador CRC RJ-064887/O-8

5

Petrobras Comercializadora de Energia Ltda.(Controlada da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Balanço patrimonial

Em 31 de dezembro


Ativo Nota 2010 2009 Passivo e patrimônio líquido Nota 2010 2009

Circulante CirculanteCaixa e equivalentes de caixa 4 466.992 415.801 Fornecedores 7.142 10.026 Contas a receber Empresas do sistema Petrobras 6 73.164 43.942 Clientes 5 78.430 70.802 Impostos e contribuições a recolher 8b 70.232 73.483 Empresas do sistema Petrobras 6 4.692 11.504 Dividendos propostos 11c 44.961 39.386 Impostos e contribuições a recuperar 8a 9.088 6.604 Outras contas a pagar - 53 Outros ativos circulantes 333 506

195.499 166.890 559.535 505.217

Não circulante Patrimônio líquidoImpostos e contribuições a recuperar 8a 564 564 Capital social 11a 216.852 216.852 Imposto de renda e contribuição social diferidos 8d 6.179 5.728 Reserva legal 11b 19.075 9.610

Depósito judiciais 30 - Dividendos adicionais propostos 11c 134.882 118.157

6.773 6.292 370.809 344.619

Total do ativo 566.308 511.509 Total dp passivo e patrimônio líquido 566.308 511.509


6


Demonstração de resultados

Exercícios findos em 31 de dezembro

(Em milhares de reais, exceto o lucro líquido por quota de capital integralizado)

Nota 2010 2009

Receita 859.439 674.138

Custo dos produtos vendidos (607.074) (417.838)

Lucro bruto 252.365 256.300

Outras receitas (despesas), líquidas 10 (111) 8.307 Despesas gerais e administrativas 7 (2.480) (3.102) Despesas tributárias (1) (771)

Lucro antes das receitas financeiras líquidas e dos impostos 249.773 260.734

Receitas financeiras 46.644 27.516 Despesas financeiras (112) (7.224) Variações monetárias, líquidas (9.490) 49

Receitas financeiras líquidas 9 37.042 20.341

Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 286.815 281.075

Imposto de renda 8c (71.690) (84.591) Contribuição social 8c (25.817) (30.649)

Lucro líquido do exercício 189.308 165.835

Lucro líquido por quota do capital social no fim do exercício - Básico e diluído (em R$) 0,87 0,76


7




Reserva LucrosCapital social legal acumulados Total

Saldos em 1º de janeiro de 2009 216.852 1.318 - - 218.170

Lucro líquido do exercício - - 165.835 165.835 Destinação: - Reserva legal - 8.292 (8.292) - Dividendos mínimos obrigatórios (39.386) (39.386) Dividendos adicionais propostos 118.157 (118.157) -

Saldos em 31 de dezembro de 2009 216.852 9.610 118.157 - 344.619

Dividendos pagos (118.157) (118.157) Lucro líquido do exercício 189.308 189.308 Destinação: Reserva legal 9.465 (9.465) - Dividendos mínimos obrigatórios (44.961) (44.961) Dividendos adicionais propostos 134.882 (134.882) -

Saldos em 31 de dezembro de 2010 216.852 19.075 134.882 - 370.809


Dividendos adicionais propostos

8


Demonstração dos fluxos de caixa



2010 2009Fluxos de caixa das atividades operacionaisLucro líquido do exercício 189.308 165.835

Ajustes para: Variações monetárias e encargos financeiros 9.526 - Imposto de renda e contribuição social diferidos (451) 6.624

(Aumento) redução de contas a receber (816) 28.319 (Aumento) redução de impostos e contribuições a recuperar (2.484) 23.129 Redução de outros ativos circulantes e não circulantes 143 3.395 Aumento (redução) de fornecedores 26.338 (68.810) (Redução) aumento de impostos e contribuições a recolher (3.251) 60.901 Redução de outras contas a pagar (53) (388)

19.426 53.170

Fluxo de caixa decorrente das atividades operacionais 218.260 219.005

Fluxos de caixa das atividades de financiamento Pagamento de dividendos (167.069) (25.038)

Fluxo de caixa usado nas atividades de financiamento (167.069) (25.038)

Aumento líquido em caixa e equivalentes de caixa no exercício 51.191 193.967

Caixa e equivalentes de caixa em 1º de janeiro 415.801 221.834

Caixa e equivalentes de caixa em 31 de dezembro 466.992 415.801


9


Demonstração do valor adicionado



2010 2009Receitas Revenda de energia elétrica 962.157 776.654 Outras receitas operacionais - 8.307

962.157 784.961 Insumos adquiridos de terceiros Custo dos produtos revendidos (607.074) (417.838) Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (2.591) (3.102)

(609.665) (420.940)

Valor adicionado líquido produzido pela Empresa 352.492 364.021

Valor adicionado recebido em transferência Receitas financeiras - inclui variações monetárias 46.680 28.819

Valor adicionado total a distribuir 399.172 392.840


Tributos Impostos, taxas e contribuições 200.226 56% 218.527 56%

Instituições financeiras e fornecedores Juros, variações e monetárias 9.638 2% 8.478 2%

Acionistas Dividendos 179.843 46% 157.543 40% Lucros retidos 9.465 2% 8.292 2%

189.308 48% 165.835 42%

Valor adicionado distribuído 399.172 100% 392.840 100%



Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis



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A Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. (“Empresa”), sediada no Rio de Janeiro, foi constituída em 16 de maio de 2002, como controlada da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, tendo por objeto social o comércio, a importação e a exportação de energia elétrica e de vapor d’água, bem como de produtos das indústrias de geração e co-geração de energia elétrica em geral; e também a prestação de serviços técnicos e administrativos relacionados com as aludidas atividades, sendo-lhe facultada a participação no capital de outras empresas, respeitadas as normas e os regulamentos que lhe forem aplicáveis. A Empresa segue o plano de negócios da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras na condução de suas operações.

2 Base de preparação das demonstrações contábeis

(a) Declaração de conformidade com relação às normas do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC

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. Os administradores da Empresa, em reunião realizada em 17 de fevereiro de 2011, autorizaram a conclusão da preparação destas demonstrações contábeis.


As demonstrações contábeis foram preparadas com base no custo histórico, como base de valor, sendo que os ativos e passivos financeiros, após o reconhecimento inicial, estão mensurados ao custo amortizado.


Estas demonstrações são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Empresa.




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A elaboração de demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil requer que a Administração use de julgamento, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. O imposto de renda diferido ativo está sujeito a essas estimativas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas. Estimativas e premissas são revistos de uma maneira contínua. Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no período em que as estimativas são revisadas e em quaisquer períodos futuros afetados.

(e) Comparação entre as demonstrações contábeis consolidadas ajustadas aos CPC e as divulgadas Conforme estabelecido no CPC 37 - Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade, os padrões internacionais foram implementados retroativamente a 1º de janeiro de 2009. Dessa forma, as demonstrações contábeis, originalmente divulgadas, foram ajustadas e estão apresentadas de acordo com as normas contábeis brasileiras. A comparação na data da adoção dos pronunciamentos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis e das demais informações ajustadas de 2009 estão evidenciados a seguir.

31/12/2009 31/12/2009Passivo Divulgado Reclassificado

Dividendos propostos 157.543 (157.543) - Dividendos mínimos obrigatórios - 39.386 39.386


Dividendos adicionais propostos - 118.157 118.157

Adoção de novas politicas

contábeis




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As políticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os períodos apresentados nessas demonstrações contábeis. Os diversos pronunciamentos, interpretações e orientações emitidos pelo CPC durante o ano de 2009, com aplicação mandatória para os exercícios encerrados a partir de 2010, não trouxeram impactos relevantes nas demonstrações contábeis para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009.

a. Instrumentos financeiros


Estão mensurados ao custo amortizado, acrescido, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridas até a data do balanço.

(ii) Empréstimos e recebíveis

Os empréstimos e recebíveis abrangem contas a receber de clientes e são medidos pelo custo amortizado, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável. Caixa e equivalentes de caixa estão representados por saldos de bancos e aplicações financeiras de curto prazo, de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em três meses ou menos da data de aquisição.

b. Receita operacional

A receita de revenda de energia elétrica é reconhecida no resultado quando todos os riscos e benefícios inerentes ao produto são transferidos para o comprador. Uma receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização.

c. Receitas financeiras

As receitas financeiras abrangem receitas de juros sobre fundos investidos, que são reconhecidos no resultado, por meio do método dos juros efetivos.




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3 Sumário das principais práticas contábeis (Continuação)

d. 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.

e. 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 e da base de apuração da contribuição social. O resultado com imposto de renda e contribuição social compreende o imposto de renda e a contribuição social correntes e diferidos. Os impostos ativos diferidos decorrentes de diferenças temporárias levam em consideração o histórico de rentabilidade e a expectativa de geração de lucros tributáveis futuros, fundamentada em estudo técnico de viabilidade, aprovados pelos órgãos da administração. Ativos de imposto de renda e contribuição social diferido são revisados a cada data de relatório e serão reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável.

f. Demonstração do valor adicionado

A Empresa elaborou demonstração do valor adicionado (DVA) nos termos do pronunciamento técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado a qual é apresentada como parte integrante da demonstração contábil.




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2010 2009 Caixa e bancos 1 18Aplicações financeiras 466.991 415.783 466.992 415.801

As aplicações financeiras são de alta liquidez e prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa, não estando sujeitas a um significante risco de mudança de valor.

As aplicações financeiras estão representadas por investimentos em quotas seniores de fundo de investimentos em direitos creditórios - não padronizados da Petrobras (FIDC - NP) e com opção de resgate imediato. O FIDC-NP é um fundo exclusivo do sistema Petrobras e consolidado nas demonstrações contábeis da Petrobras, que detém as cotas subordinadas deste fundo. A taxa média de rentabilidade das aplicações no FIDC-NP foi de 9,71% (9,84% em 2009).

A exposição da Empresa ao risco de crédito associado às instituições financeiras está divulgada na Nota Explicativa nº12.

5 Contas a receber - clientes

Representadas principalmente pelos valores de venda de energia para diversos clientes, dentre os quais se destaca o saldo de R$ 36.869 (R$ 62.383 em 2009) com empresas do grupo Companhia Paulista de Força e Luz - CPFL Energia. A exposição da Empresa ao risco de crédito associado aos clientes está divulgada na Nota Explicativa nº12.




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6 Transações com partes relacionadas

Os principais saldos de ativos e passivos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 demonstrados abaixo, bem como as transações que influenciaram o resultado do exercício, relativas a operações com partes relacionadas, foram realizadas em condições usuais de mercado para os respectivos tipos de operações e são realizadas por preços ajustados em contratos.

Petrobras Gaspetro UTE JFRio

Polímeros 2010 2009

Ativo circulante Contas a receber, principalmente por venda de energia elétrica 376 4.316 4.692 11.504 Passivo circulante Fornecedores, principalmente por compra de energia elétrica 64.769 8.395 73.164 43.942 Dividendos propostos 44.920 41 44.961 39.386 Resultado operacional Receita de revenda de energia elétrica 376 46.251 46.627 166.559 Custo por produtos vendidos 469.930 96.759 566.689 313.633




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7 Despesas gerais e administrativas por natureza

2010 2009

Compartilhamento de gastos com controladora 1.325 1.719Contribuições de agente ao CCEE 958 1.129Serviços contratados, fretes, alugueis e encargos gerais 197 254

2.480 3.102

8 Impostos e contribuições

a. Impostos e contribuições a recuperar

2010 2009 Imposto de renda - 853Imposto de renda retido na fonte sobre aplicação financeira 9.088 5.751ICMS 564 564 9.652 7.168 (-) parcela não circulante (564) (564) Impostos e contribuições a recuperar - circulante 9.088 6.604

b. Impostos e contribuições a recolher

2010 2009 Imposto de renda 54.433 54.050Contribuição social 12.807 14.694ICMS 1.024 1.087PIS 351 651COFINS 1.617 2.999Outros - 2 70.232 73.483




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8 Impostos e contribuições (Continuação)

c. Apuração do imposto de renda e da 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:

2010 2009

Lucro contábil antes do imposto de renda e da contribuição social 286.815 281.075 Alíquota fiscal combinada de imposto de renda e contribuição social 34% 34% Imposto de renda e contribuição social pela alíquota fiscal combinada (97.517) (95.565) Ajustes de exercícios anteriores - (13.236)Adições (exclusões) permanentes 10 (6.439) Imposto de renda e contribuição social no resultado do exercício (97.507) (115.240) Contribuição Social (25.817) (30.649) Imposto de renda (71.690) (84.591) (97.507) (115.240) Alíquota fiscal efetiva 34% 41%

d. Imposto de renda e contribuição social diferidos

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 seus respectivos valores contábeis.




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8 Impostos e contribuições (Continuação)

d. Imposto de renda e contribuição social diferidos (Continuação)

O imposto de renda e a contribuição social diferidos têm a seguinte origem:

2010 2009

Diferenças temporárias 6.179 5.728 6.179 5.728

O imposto de renda e a contribuição social diferidos ativos, apurados sobre as diferenças temporárias são referentes a gastos provisionados, que aguardam a emissão da documentação fiscal pertinente. As estimativas de recuperação dos créditos tributários foram baseadas nas projeções dos lucros tributáveis levando em consideração diversas premissas financeiras e de negócios consideradas no encerramento do exercício. Consequentemente, as estimativas estão sujeitas a não se concretizarem no futuro tendo em vista as incertezas inerentes a essas previsões.

9 Receitas financeiras líquidas

2010 2009

Despesas com juros e multas sobre impostos pagos em atraso (112) (7.224)Atualização monetária de dividendos a pagar (9.526) (1.254)Receitas de aplicações financeiras 46.644 27.516 Juros sobre impostos e contribuições a recuperar 36 1.303 37.042 20.341

10 Outras receitas (despesas), líquidas

Em 31 de dezembro de 2009, referia-se substancialmente ao estorno da provisão de pagamento da divergência sobre o preço unitário cobrado e contratado entre a Empresa e a UTE Juiz de Fora, em decorrência da celebração de um Termo de Ajuste entre as partes.




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a. Capital social O capital subscrito e integralizado em 31 de dezembro de 2010 e 2009, no valor de R$ 216.852, está representado por 216.852.128 quotas, de valor unitário de R$ 1,00, 99,91% detida pela Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e 0,09% pela Petrobras Gás S.A. - Gaspetro.

b. Reserva legal

Constituída mediante apropriação de 5% do lucro líquido de cada exercício até o limite de 20% do capital social.

c. Dividendos

A proposta de dividendos relativa aos exercícios de 2010 e 2009, sujeita a aprovação dos quotistas, considerou o lucro básico para fins de determinação do dividendo, como segue:

2010 2009

Lucro líquido do exercício 189.308 165.835Constituição de reserva legal (9.465) (8.292)

Lucro básico para determinação do dividendo 179.843 157.543

Dividendos mínimos obrigatórios 44.961 39.386Dividendos adicionais propostos 134.882 118.157

Dividendos propostos 179.843 157.543

A parcela de R$ 134.882 foi classificada em 31 de dezembro de 2010 no patrimônio líquido, como dividendo adicional proposto conforme Interpretação 08 do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC.




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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. Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, a Empresa não possuía nenhum instrumento financeiro derivativo para mitigar os riscos associados aos seus instrumentos financeiros e durante os exercícios também não efetuou aplicações de caráter especulativo ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da Empresa. Os controles para identificação de eventuais derivativos embutidos nas operações da Empresa são corporativos e aplicados por sua controladora Petrobras. Tais controles estão relacionados principalmente à identificação de possíveis derivativos embutidos e orientação relacionada ao tratamento contábil a ser dado pelas empresas do sistema Petrobras. Durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 não foram identificados derivativos embutidos nas operações da Empresa. Todas as operações com instrumentos financeiros estão reconhecidas nas demonstrações contábeis da Empresa e estão demonstradas abaixo em 31 de dezembro de 2010 e 2009: 2010 2009Instrumentos financeiros Ativos Caixa e equivalentes de caixa 466.992 415.801Contas a receber 83.122 82.306 Passivos Fornecedores 7.142 10.026Contas a pagar 73.164 43.942




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12 Instrumentos financeiros (Continuação)

As operações da Empresa estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos:

a. Risco de crédito A Empresa está exposta ao risco de crédito das instituições financeiras decorrentes da administração de seu caixa, que é feita com base nas orientações corporativas de sua controladora Petrobras, e dos seus clientes. Tal risco consiste na possibilidade de não saque ou resgate dos valores depositados, aplicados ou garantidos por instituições financeiras ou de não recebimento dos clientes. A exposição máxima ao risco de crédito está representada pelos saldos de caixa de equivalentes de caixa e contas a receber, respectivamente, em 31 de dezembro de 2010 e 2009. A Administração avalia que os riscos de crédito associados aos saldos de caixa e equivalente de caixa são reduzidos, em função de suas operações serem realizadas com base em análise e orientações corporativas de sua controladora Petrobras e com instituições financeiras brasileiras de reconhecida liquidez. O risco de crédito associado ao contas a receber de clientes é atenuado por vendas a uma base pulverizada de clientes e por prerrogativas legais para a suspensão de prestação de serviços a inadimplentes. Adicionalmente, parte dos valores a receber relativos a transações de venda e compra de energia, realizadas no âmbito do CCEE, está sujeita a modificação, dependendo de decisões judiciais ainda em andamento, movidas por algumas empresas do setor. Esses processos decorrem de interpretação de regras do mercado. A Empresa procura mitigar o risco de crédito associado aos seus clientes principalmente com base no histórico de operações e recebimento e com base em análise de crédito. Conforme divulgado na nota explicativa 5, o cliente mais relevante da Empresa é responsável por R$ 38.869 dos recebíveis a valor contábil em 31 de dezembro de 2010 (R$ 62.383 em 31 de dezembro de 2009).

b. Risco de liquidez A Empresa utiliza seus recursos principalmente para pagamentos de dividendos. Historicamente os recursos são gerados pelas próprias operações da Empresa. Estas origens de recursos somadas à posição financeira da Empresa tendem a continuar permitindo o cumprimento dos requisitos de capital estabelecidos de forma corporativa.




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12 Instrumentos financeiros (Continuação)

c. 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 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. Mensuração dos instrumentos financeiros: Os saldos de caixa e equivalentes de caixa, contas a receber, fornecedores e de contas a pagar a empresas do sistema Petrobras estão mensurados ao custo amortizado. Os valores justos dos instrumentos financeiros da Empresa são equivalentes aos seus valores contábeis.

13 Contratos para compra e venda de energia

A Empresa possui contratos para compra e venda de energia elétrica registrados na Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (“CCEE”). Tais operações de compra e venda de energia são contratadas basicamente para comercialização com a Petrobras e parte com terceiros. Desta forma, as contas a receber e a pagar relativos a tais contratos estão mensurados ao custo amortizado. As receitas e os custos nominais futuros, baseados nos preços contratados estão demonstrados abaixo:

Receita Custo 2011 694.336 549.1802012 694.336 549.1802013 590.617 493.1162014 590.617 493.1162015 em diante 2.239.060 926.650

4.808.966 3.011.242




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14 Contingências

A Administração, com base em informações de seus assessores jurídicos e análise das demandas judiciais pendentes, não constituiu provisão para contingências, por considerar as estimativas de perdas com as ações em curso como remota ou possível. Apresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais considerados como perdas possíveis e os respectivos valores atualizados em 31 de dezembro de 2010:


Autor: Fazenda Estadual de São Paulo N° da CDA: 7.9366892-7 Cobrança de crédito tributário de ICMS relativo ao mês de janeiro de 2005, supostamente declarado e não pago.

Tributária

R$ 30

Em 16.07.2010 foi recebido mandado de intimação na carta precatória informando quanto à substituição da CDA e determinando a garantia em juízo. Em 19.08.2010, opostos embargos à execução e aguarda-se a apresentação de impugnação pelo Estado.

Autor: Fazenda Estadual do Paraná N° Execução Fiscal: 129.769/0000 (CDA’s: 79.366.892,-7 e 02.791.267-2) Cobrança de crédito tributário de ICMS relativo ao mês de agosto e setembro de 2005, supostamente declarado e não pago.

Tributária

R$ 22

Em 12.03.2010, foi realizado o depósito judicial do valor da execução atualizada e em 03.05.2010, foi formalizada a posição de permitir o trânsito em julgado da decisão, não interpondo outro recurso.

* * *

JORGE LUIZ DE SOUZA Administrador Geral

CARLOS ALBERTO SIQUEIRA GOMES Contador

CRC-RJ 053232/O-9

Fafen Energia S.A. (Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Demonstrações Contábeis em 31 de dezembro de 2010 e 2009



2

Conteúdo








3

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis

Ao Conselho de Administração e Acionista da Fafen Energia S.A. Camaçari - BA

1. Examinamos as demonstrações contábeis individuais e consolidadas da Fafen Energia S.A. (“Sociedade”), identificadas como Controladora e Consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2010 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas. Responsabilidade da Administração sobre as demonstrações contábeis

2. A Administração da Sociedade é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis, individuais e consolidadas, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro. Responsabilidade dos auditores independentes


4. Uma auditoria envolve a execução de procedimentos selecionados para obtenção de evidência a respeito dos valores e divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstrações contábeis, independentemente se causada por fraude ou erro. Nessa avaliação de riscos, o auditor considera os controles internos relevantes para a elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis da Sociedade para planejar os procedimentos de auditoria que são apropriados nas circunstâncias, mas não para fins de expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Sociedade. Uma auditoria inclui, também, a avaliação da adequação das práticas contábeis utilizadas e a razoabilidade das estimativas contábeis feitas pela administração, bem como a avaliação da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto.


.

4

Opinião

6. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais e consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Fafen Energia S.A. e a posição patrimonial e financeira consolidada dessa sociedade e sua controlada em 31 de dezembro de 2010, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Ênfases

7. Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, a Sociedade possuía registrado em seu ativo créditos acumulados de ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços) no montante de R$2.342 mil e R$4.846 mil, respectivamente. Conforme descrito na Nota Explicativa 8, a Sociedade pretende aguardar o despacho do ONS – Operador Nacional do Sistema Elétrico com o intuito de recuperar os referidos créditos e não espera perdas relevantes. Diante do exposto, o saldo correspondente está classificado no ativo não circulante e nenhuma provisão para desvalorização foi constituída.

8. Conforme mencionado na Nota Explicativa nº 1, as operações da Sociedade são conduzidas de acordo com o plano de negócios do acionista controlador Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras. Estas demonstrações contábeis devem ser lidas neste contexto. Demonstrações do valor adicionado


Rio de Janeiro, 31 de março de 2011

KPMG Auditores Independentes CRC SP-014428/O-6 S-BA

Bernardo Moreira Peixoto Neto Contador CRC RJ-064887/O-8 S-BA

Fafen Energia S.A.(Subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)

Balanço patrimonialem 31 de dezembro


Ativo Nota 2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009 Passivo e patrimônio líquido Nota 2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009

Circulante Circulante Caixa e equivalentes de caixa 5 168.693 105.621 71.080 158.012 95.079 55.275 Fornecedores - Terceiros 3.996 5.844 9.388 3.669 5.515 8992Contas a receber terceiros 6 18.227 14.345 15.090 18.227 14.345 15.088 Fornecedores - Empresas do Sistema Petrobras 7 26.895 14.232 26.810 24.376 11.713 15925Contas a receber - Empresas do Sistema Petrobras 7 56.277 49.106 38.575 55.425 40.405 29.833 Impostos e contribuições a recolher 9 3.125 2.261 2.439 2.853 1.922 1428Dividendos a receber 1.643 16.352 14.751 Outras contas a pagar 1.782 1.046 1.396 1.760 1.019 607Estoques 2.179 1.602 284 2.180 1.602 Impostos e contribuições a recuperar 8 7.141 2.635 4.513 6.712 1.742 3.678 35.798 23.383 40.033 32.658 20.169 26.952 Outros ativos circulantes 201 204 1.026 197 201 1.024

252.718 173.513 130.568 242.396 169.726 119.649 Não circulante Obrigações com plano de pensão 19 658 427 154 658 427 154

Não circulante Provisões 15 1.799 5.737 1.799 5737Impostos de renda e contribuição social diferidos 11 1.510 686

Realizável a longo prazo Receitas diferidas 139 139 139 139 139 139Estoques 284 284 Impostos e contribuições a recuperar 8 2.342 4.846 8.088 2.342 4.846 8.088 Imposto de renda e contribuição social diferidos 11 686 686 90 2.307 2.365 6.030 1.483 2.365 6.030

3.312 5.130 8.088 3.028 4.846 8.178 Patrimônio líquido 16

Capital social 380.574 380.574 380.574 380.574 380.574 380.574 Reservas 20.219 13.177 13.084 20.219 13.177 13.084

Investimentos 12 14.040 8.765 8.590 Prejuízos acumulados (58.908) (112.439) (166.448) (57.443) (110.629) (164.293)Imobilizado 13 119.730 124.188 130.388 112.331 116.280 119.546 Intangível 14 4.229 4.229 4.229 4.229 4.229 4.229 341.884 281.312 227.210 343.349 283.122 229.365 Diferido 1.465 1.810 2.155

123.959 128.417 134.617 132.065 131.084 134.520

Total do ativo 379.989 307.060 273.273 377.489 305.656 262.347 Total do passivo e patrimônio líquido 379.989 307.060 273.273 377.489 305.656 262.347


Consolidado Controladora Consolidado Controladora

5


Demonstração dos resultadosExercícios findos em 31 de dezembro

(Em milhares de Reais, exceto o lucro líquido por ações do capital social)

Nota 2010 2009 2010 2009Receita 155.255 142.390 145.227 138.515

Custo dos produtos e serviços vendidos (87.390) (69.146) (86.999) (66.058)

Lucro bruto 67.865 73.244 58.228 72.457

Receitas (Despesas) operacionais Vendas (7.648) (20.641) (7.648) (20.641) Gerais e administrativas (8.430) (6.637) (8.601) (6.617) Tributárias (75) (123) (75) (115) Outras receitas 17 9.323 11.314 9.340 11.314

Resultado antes das receitas (despesas) financeiras liquidas e impostos 61.035 57.157 51.244 56.398

Receitas financeiras 16.106 8.496 15.199 6.965 Despesas financeiras (1.146) (403) (1.144) (402)

Receita financeiras líquidas 14.960 8.093 14.055 6.563

Resultado de participação em controlada 6.918 1.685


6

Resultado antes do imposto de renda e contribuição social 75.995 65.250 72.217 64.646

Imposto de renda e contribuição social - correntes 10 (14.599) (11.241) (11.990) (10.982) Imposto de renda e contribuição social - diferidos 10 (824)

Lucro líquido do exercício 60.572 54.009 60.227 53.664

Lucro líquido por ações do capital social do final ao exercício básico e diluído em R$ 0,16 0,14


6




Capital Prejuízossocial Lucros acumulados Total

Saldos em 1º de janeiro de 2009 380.574 13.084 - (164.293) 229.365

Constituição de reserva de incentivo fiscal - 93 - - 93

Lucro líquido do exercício - - - 53.664 53.664

Saldos em 31 de dezembro de 2009 380.574 13.177 - (110.629) 283.122

Lucro líquido do exercício - - - 60.227 60.227

Transferência à reserva de incentivo fiscal - - 7.042 (7.042)

Saldos em 31 de dezembro de 2010 380.574 13.177 7.042 (57.443) 343.349


Capital

Reserva de incentivos fiscais

7


Demonstração dos fluxos de caixa Exercícios findos em 31 de dezembro


2010 2009 2010 2009

Fluxos de caixa das atividades operacionais Lucro líquido do exercício 60.572 54.009 60.227 53.664 Ajustes para: Resultado de equivalência patrimonial (6.918) (1.685) Depreciação e amortização 7.909 11.074 7.745 8.485 Imposto de renda e contribuição social diferidos 824 Reversão de provisões (1.799) (3.938) (1.799) (3.938) Reversão de provisão para créditos de liquidação duvidosa (4.286) (4.286) - Redução (Aumento) do contas a receber - Petrobras (7.171) (10.531) 1.331 (10.572) Redução do contas a receber - terceiros 408 745 404 743 Redução (aumento) a recuperar (2.002) 5.121 (2.466) 5.179 (Aumento) dos estoques (577) (1.602) (577) (1.602) Aumento em impostos a recolher 864 (178) 930 494 Redução de outros ativos 3 822 4 823 Aumento (redução) em contas a pagar - Petrobras 12.663 (12.578) 12.663 (3.477) Redução em fornecedores (1.848) (3.544) (1.846) (4.212) Aumento em outros passivos 963 16 972 777

Fluxos de caixa decorrente das atividades operacionais 66.523 39.416 66.384 44.679

Fluxos de caixa das atividades de investimento

Investimentos em gás e energia (3.451) (4.875) (3.451) (4.875)

Fluxo de caixa usado nas atividades de investimento (3.451) (4.875) (3.451) (4.875)

Aumento líquido em caixa e equivalentes de caixa no exercício 63.072 34.541 62.933 39.804

Caixa e equivalentes de caixa em 1º de janeiro 105.621 71.080 95.079 55.275

Caixa e equivalentes de caixa em 31 de dezembro 168.693 105.621 158.012 95.079



8


Demonstração do valor adicionadoExercícios findos em 31 de dezembro


2010 2009 2010 2009

ReceitasReceita operacional bruta 170.427 156.904 159.377 152.634 Outras receitas 9.323 11.314 9.340 11.314

179.750 168.218 168.717 163.948

Insumos adquiridos de terceiros Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (87.378) (77.241) (86.666) (76.805)

92.372 90.977 82.051 87.143

Retenções Depreciação e amortização (7.909) (11.074) (7.745) (8.485)

Valor adicionado líquido produzido pela Sociedade 84.463 79.903 74.306 78.658

Resultado de equivalência patrimonial 6.918 1.685 Receitas financeiras - inclui variações monetária e cambial 15.877 8.207 14.971 6.650

Valor adicionado total a distribuir 100.340 88.110 96.195 86.993


Pessoal Salários, vantagens e encargos 7.721 8.109 7.650 8.026

7.721 8.109 7.650 8.026

Tributos Impostos, taxas e contribuições 31.129 25.878 27.402 25.216

Remuneração de capitais de terceiros Juros, variações cambiais e monetárias 918 114 916 87

Lucros retidos do exercício 60.572 54.009 60.227 53.664

Valor adicionado distribuído 100.340 88.110 96.195 86.993



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Notas explicativas às demonstrações contábeis Exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009

(Em milhares de reais, exceto quando indicado em contrário)

10


A Fafen Energia S.A. (“Sociedade”) foi constituída em 9 de fevereiro de 2001 tendo por objetivo a implantação e exploração comercial de central termelétrica, mediante processo de cogeração, localizada no município de Camaçari, Estado da Bahia, para transformação de gás e água desmineralizada em energia elétrica e térmica destinadas à fabricação de fertilizantes nitrogenados para o acionista controlador Petróleo Brasileiro S.A. (“Petrobras”), sendo o excedente vendido para terceiros. As operações da Sociedade são conduzidas de acordo com os planos de negócios da Petrobras. A Sociedade, por meio da Resolução da Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL n° 204, de 6 de junho de 2001, recebeu autorização para estabelecer-se como produtora independente de energia elétrica mediante a implantação da central geradora termelétrica, por 30 anos a partir da data da autorização. A Usina termelétrica possui uma potência instalada de 133 MW (não auditado), com implantação de quatro turbinas, sendo que três delas, com 27 MW (não auditado) de potência cada, utilizam como combustível gás natural e entraram em operação em 2001, 2002 e 2003, respectivamente. A quarta turbina, com 52 MW de potência (não auditado) e que utiliza como combustível o vapor, entrou em operação em 2004.

2 Entidades da Sociedade As demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2010 e 2009 incluem as demonstrações contábeis da Fafen Energia S.A. e de sua subsidiária integral UTE Bahia I - Camaçari Ltda.



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3 Base de preparação

(a) Declaração de conformidade com relação às normas do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC As demonstrações contábeis individuais e consolidadas 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. Os administradores da Sociedade, em reunião realizada em 31 de março de 2011, autorizaram a conclusão da preparação destas demonstrações contábeis.

(b) Base de mensuração As demonstrações contábeis individuais e consolidadas foram preparadas com base no custo histórico, como base de valor, sendo os ativos e passivos financeiros, após o reconhecimento inicial, mensurados ao custo amortizado.


Estas demonstrações são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Sociedade.

(d) Uso de estimativas e julgamentos A elaboração de demonstrações contábeis de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil requer que a Administração use de julgamento, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas. Ativos e passivos significativos sujeitos a essas estimativas e premissas incluem o valor residual do ativo imobilizado, provisão para redução ao valor recuperável de ativos, provisão para devedores duvidosos, provisão para desvalorização de estoques, impostos e contribuições diferidos e provisões estão sujeitos a essas estimativas. Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.



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Estimativas e premissas são revistos de uma maneira contínua. Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no período em que as estimativas são revisadas e em quaisquer períodos futuros afetados.

(e) Comparação entre as demonstrações contábeis consolidadas ajustadas aos CPC e as divulgadas Conforme estabelecido no CPC 37 - Adoção Inicial das Normas Internacionais de Contabilidade, os padrões internacionais foram implementados retroativamente a 1º de janeiro de 2009. Dessa forma, as demonstrações contábeis consolidadas, originalmente divulgadas, foram ajustadas e estão apresentadas de acordo com as normas contábeis brasileiras. Não houve necessidade de ajustes às demonstrações contábeis individuais para que estas ficassem de acordo com as normas contábeis brasileiras. A comparação na data da adoção dos pronunciamentos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis e das demais informações ajustadas de 2009, constantes nas demonstrações contábeis consolidadas, estão evidenciadas a seguir. (i) Reconciliação do patrimônio líquido e do resultado líquido consolidado

2009 01.01.2009 (*)

Patrimônio líquido conforme divulgado 283.122 229.365 Baixa do Ativo Diferido - CPC 43 R (1.810) (2.155) Patrimônio líquido ajustado 281.312 227.210

Lucro líquido conforme divulgado 53.664 6.981 Reversão da Amortização do Ativo Diferido - CPC 43 R 345 (345) Lucro líquido ajustado 54.009 6.636


A Reconciliação do patrimônio líquido e do resultado líquido consolidado, relativo ao exercício findo em 31 de dezembro de 2009, elaborada de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil que incorporavam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09, complementadas pelos pronunciamentos do CPC, aprovados por resoluções do CFC até 31 de dezembro de 2008, exceto pela necessidade de reversão do saldo do Ativo Diferido e respectivas amortizações, não apresentaram diferenças no seu resultado final com relação à adoção aos CPC vigentes em 31 de dezembro de 2010.



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(f) Comparação entre as demonstrações contábeis individuais ajustadas aos CPC e as divulgadas As demonstrações contábeis individuais, relativas ao exercício findo em 31 de dezembro de 2009, elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil que incorporavam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09, complementadas pelos pronunciamentos do CPC, aprovados por resoluções do CFC até 31 de dezembro de 2008, não apresentaram diferenças no seu resultado final, com relação à adoção aos CPC vigentes em 31 de dezembro de 2010.


As políticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os períodos apresentados nessas demonstrações contábeis individuais e consolidadas. Os diversos pronunciamentos, interpretações e orientações emitidos pelo CPC durante o ano de 2009 com aplicação mandatória para os exercícios encerrados a partir de 2010 não trouxeram impactos relevantes nas demonstrações contábeis para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009.

a. Base de consolidação

(i) Controlada

As demonstrações contábeis da controlada foram incluídas nas demonstrações consolidadas a partir da data em que o controle se iniciou até a data em que o controle, controle deixe de existir. As políticas contábeis da controlada estão alinhadas com as políticas adotadas pela Sociedade.

Nas demonstrações contábeis individuais da controladora as informações contábeis da controlada são reconhecidas por meio do método de equivalência patrimonial.

(ii) Transações eliminadas na consolidação

Saldos e transações intragrupo, e quaisquer receitas ou despesas derivadas de transações intragrupo, são eliminados na preparação das demonstrações contábeis consolidadas. Ganhos não realizados oriundos de transações com a empresa investida são registrados por equivalência patrimonial e eliminados contra o investimento na proporção da participação da Sociedade na empresa investida. Prejuízos não realizados são eliminados da mesma maneira como são eliminados os ganhos não realizados, mas somente até o ponto em que não haja evidência de perda por redução ao valor recuperável.



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b. Instrumentos financeiros


A Sociedade tem como ativos financeiros não derivativos caixa e equivalentes de caixa e recebíveis e como passivos financeiros não derivativos os fornecedores, contas a pagar a empresas ligadas e outras contas a pagar, que estão mensurados ao custo amortizado, acrescido, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridas até a data do balanço.

(ii) Recebíveis

Os recebíveis abrangem contas a receber de clientes e são medidos pelo custo amortizado, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.

(iii) Caixa e equivalentes de caixa

Caixa e equivalentes de caixa estão representados por saldos de bancos e aplicações financeiras de curto prazo, de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em três meses ou menos da data de aquisição.

(iv) Capital social - Ações ordinárias

Ações ordinárias são classificadas como patrimônio líquido. Custos adicionais diretamente atribuíveis à emissão de ações e opções de ações são reconhecidos como dedução do patrimônio líquido, líquido de quaisquer efeitos tributários.

c. Estoques

Os estoques são mensurados pelo menor valor entre o custo e o valor realizável líquido.



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d. Ativo imobilizado

Reconhecimento e mensuração

Itens do imobilizado são mensurados pelo custo histórico de aquisição ou construção, deduzidos de depreciação acumulada e perdas de redução ao valor recuperável (“impairment”) acumuladas. A depreciação é calculada pelo método linear às taxas que consideram o tempo de vida útil-econômica estimado dos bens às taxas mencionadas na Nota Explicativa nº 13, a partir do momento em que os componentes do ativo imobilizado da Sociedade entrarem em operação.

O custo de ativos construídos pela própria Sociedade inclui o custo de materiais e mão de obra direta, quaisquer outros custos para colocar o ativo no local e demais condições necessárias para que esses sejam capazes de operar de forma pretendida pela administração. A Sociedade optou por não reavaliar os ativos imobilizados pelo custo atribuído na data de abertura do exercício de 2009, entendendo que o valor contábil desses ativos se aproxima do seu valor justo.

Redução ao valor recuperável (“impairment”)

Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confiável. Os valores contábeis dos ativos não financeiros são revistos a cada data de apresentação para apurar se há indicação de perda no valor recuperável. Caso ocorra tal indicação, então o valor recuperável do ativo é determinado. O valor recuperável de um ativo ou unidade geradora de caixa é o maior entre o valor em uso e o valor justo menos despesas de venda. Ao avaliar o valor em uso, os fluxos de caixa futuros estimados são descontados aos seus valores presentes por meio da taxa de desconto antes de impostos que reflita as condições vigentes de mercado quanto ao período de recuperabilidade do capital e os riscos específicos do ativo.



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Para a finalidade de testar o valor recuperável, os ativos que não podem ser testados individualmente são agrupados juntos no menor grupo de ativos que gera entrada de caixa de uso contínuo que são em grande parte independentes dos fluxos de caixa de outros ativos ou grupos de ativos.

A perda por redução ao valor recuperável é reconhecida caso o valor contábil de um ativo exceda seu valor recuperável estimado. Perdas de valor são reconhecidas no resultado. A perda por redução ao valor recuperável é revertida somente na condição em que o valor contábil do ativo não exceda o valor contábil que teria sido apurado, líquido de depreciação ou amortização, caso a perda de valor não tivesse sido reconhecida.

e. Ativo intangível

O ativo intangível da Sociedade refere-se a ágio resultante na aquisição da controlada anterior a 1º de janeiro de 2009, baseando-se em seu custo atribuído, que representa o valor registrado de acordo com as práticas contábeis anteriormente adotadas. O ágio é mensurado pelo custo, deduzido das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas.

f. Ativo diferido

A Sociedade manteve, em suas demonstrações contábeis individuais, o saldo do ativo diferido de 31 de dezembro de 2008, que continuará a ser amortizado em até 5 anos, sujeito ao teste de “impairment”, em conformidade com a Lei 11.941/09.

g. Benefícios a empregados - Plano de Pensão - Contribuição Definida

Um plano de contribuição definida é um plano de benefícios pós-emprego sob o qual uma entidade paga contribuições fixas para uma entidade separada (Fundo de previdência) e não terá nenhuma obrigação legal ou construtiva de pagar valores adicionais. As obrigações por contribuições aos planos de pensão de contribuição definida são reconhecidas como despesas de benefícios a empregados no resultado nos períodos durante os quais serviços são prestados pelos empregados. Contribuições pagas antecipadamente são reconhecidas como um ativo mediante a condição de que haja o ressarcimento de caixa ou a redução em futuros pagamentos esteja disponível. As contribuições para um plano de contribuição definida cujo vencimento é esperado para 12 meses após o final do período no qual o empregado presta o serviço são descontadas aos seus valores presentes.



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h. Receita operacional

A receita de venda de energia elétrica é reconhecida no resultado quando todos os riscos e benefícios inerentes ao fornecimento são transferidos para o comprador. A receita de aluguel da empresa controlada é reconhecida no resultado quando na medida que tais serviços são incorridos pelo regime da competência. Uma receita não é reconhecida se há uma incerteza significativa na sua realização.

i. Receitas financeiras

As receitas financeiras abrangem receitas de juros sobre fundos investidos, que são reconhecidos no resultado, por meio do método dos juros efetivos.

j. 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.

k. 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 e da base de apuração da contribuição social. O resultado com imposto de renda e contribuição social compreende o imposto de renda e a contribuição social correntes e diferidos, quando aplicável.



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Os impostos ativos diferidos decorrentes de prejuízo fiscal, base negativa de contribuição social e diferenças temporárias levam em consideração o histórico de rentabilidade e a expectativa de geração de lucros tributáveis futuros, fundamentada em estudo técnico de viabilidade, aprovados pelos órgãos da administração. Nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 a Sociedade manteve provisão para não realização do saldo total de imposto de renda e contribuição social diferidos sobre prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social, por não possuir expectativa de geração de lucros tributáveis futuros mencionada anteriormente e não contabilizou imposto de renda e contribuição social diferidos sobre diferenças temporárias pelo mesmo motivo. Ativos de imposto de renda e contribuição social diferido são revisados a cada data de relatório e serão reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável.

l. Demonstração do valor adicionado

A Sociedade elaborou as demonstrações do valor adicionado (DVA) individual e consolidada nos termos do pronunciamento técnico CPC 09 – Demonstração do Valor Adicionado as quais são apresentadas como partes integrantes das demonstrações contábeis.



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5 Caixa e equivalentes de caixa Consolidado Controladora

2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009 Caixa e bancos 4 4 1.491 3 2 1.489Aplicações financeiras 168.689 105.617 69.589 158.009 95.077 53.786

168.693 105.621 71.080 158.012 95.079 55.275 As aplicações financeiras de curto prazo, de alta liquidez, são prontamente conversíveis em um montante conhecido de caixa, não estando sujeitas a um significante risco de mudança de valor. As aplicações financeiras estão representadas por investimentos em cotas seniores do 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 das empresas do Sistema Petrobras. Estas cotas são conversíveis em numerário, resgatadas a qualquer tempo, no decorrer do tempo do prazo de duração do fundo. No exercício findo em 31 de dezembro de 2010 o rendimento deste fundo atingiu 9,71% (9,84% em 2009). A exposição da Sociedade ao risco de crédito associado às instituições financeiras está divulgada na Nota Explicativa nº 18.



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6 Contas a receber O saldo de contas a receber está representado pelos valores de venda de energia no mercado atacadista, por meio da Câmara Comercializadora de Energia Elétrica (“CCEE”), bem como valores de venda de energia e vapor para a Petrobras. Além disso, há um Contrato revenda de energia firmado com a empresa Bandeirante Energia S.A., sendo o saldo composto como segue: Consolidado Controladora 2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009 Bandeirante Energia S.A. 15.930 14.345 13.307 15.930 14.345 13.307Outras (1) 2.297 4.286 6.163 2.297 4.286 6.161(-) Provisão para devedores duvidosos (4.286) (4.380) (4.286) (4.380) Total 18.227 14.345 15.090 18.227 14.345 15.088 (1) Refere-se a contas a receber da CCEE correspondentes a sobra de energia disponibilizada em

31 de dezembro. Tais valores são apurados com base no preço de liquidação de diferenças determinado pela CCEE.

A exposição da Sociedade ao risco de crédito associado aos clientes está divulgada na Nota Explicativa nº 18.



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7 Partes relacionadas Os principais saldos de ativos e passivos em 31 de dezembro de 2010 e 2009, 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: Consolidado Controladora

2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009Ativo circulante

Contas a receber Petróleo Brasileiro S.A. 56.277 49.106 38.575 55.361 40.342 29.833Ute Bahia I Camaçari Ltda. 64 63

56.277 49.106 38.575 55.425 40.405 29.833 Passivo circulante

Contas a pagar Petróleo Brasileiro S.A. 26.164 14.232 26.810 23.645 11.713 15.925UTE Juíz de Fora 721 721 BR Distribuidora 10 10

26.895 14.232 26.810 24.376 11.713 15.925

Resultado Receitas

Petróleo Brasileiro S.A. 32.984 32.246 27.265 21.934 27.976 23.497 Despesas/custos Petróleo Brasileiro S.A. 36.600 7.284 36.513 36.600 7.284 36.513

UTE Juíz de Fora 721 721 BR Distribuidora 10 10

37.331 7.284 36.513 37.331 7.284 36.513



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8 Impostos e contribuições a recuperar


2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009 Ativo circulante ICMS a recuperar 5.335 101 35 5.252 67 1PASEP/COFINS a recuperar - - 73 - - 73Imposto de renda a recuperar 1.609 2.134 2650 1.459 1.506 2084Contribuição social a recuperar 9 211 1567 - 168 1518Outros impostos a recuperar 188 189 188 1 1 2 7.141 2.635 4.513 6.712 1.742 3.678Ativo não circulante ICMS a recuperar 2.342 4.846 8.088 2.342 4.846 8.088 Total de impostos e contribuições a recuperar 9.483 7.481 12.601 9.054 6.588 11.766 Os créditos de ICMS classificados no não-circulante são decorrentes principalmente de encargos pela disponibilidade da rede de transmissão e distribuição, os quais poderão ser utilizados, sem perdas relevantes, quando da compra do insumo gás natural, nos casos onde a energia gerada pela Sociedade for despachada pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (“ONS”), que tem a responsabilidade pela gestão da geração de energia elétrica por meio do Sistema Integrado Nacional (“SIN”). O despacho de energia acima comentado depende exclusivamente do ONS, que usa como critério o nível dos reservatórios hídricos. Considerando que atualmente os reservatórios encontram-se em níveis satisfatórios, a Sociedade classificou os créditos de ICMS como não-circulante e não constituiu nenhuma provisão para perda, uma vez que não se espera perdas relevantes na sua realização.



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9 Impostos e contribuições a recolher

Consolidado Controladora 2010 2009 01.01.2009 2010 2009 01.01.2009

COFINS 1.692 888 888 1.650 872 875PASEP 367 193 193 358 189 190ICMS 72 232 130Imposto de renda e contribuição

social 909 1.063 902 688 846 14Outros 157 45 224 157 15 219

Total 3.125 2.261 2.439 2.853 1.922 1.428 A Sociedade possui benefício fiscal de ICMS por estar habilitada ao Programa de Desenvolvimento Industrial e de Integração do Estado da Bahia (“DESENVOLVE”). De acordo com a resolução 41/2003 do Conselho Deliberativo do DESENVOLVE, a Sociedade possui prazo de dilação de 72 meses para pagamento de ICMS relativo às operações próprias, gerado em razão de investimentos em projeto incentivado. O prazo de fruição do benefício é de 84 meses, a partir da data da publicação da referida resolução no Diário Oficial do Estado, ocorrida em 21 de agosto de 2003. Adicionalmente, pela Resolução 17/2004 do Conselho Deliberativo do DESENVOLVE, a Sociedade goza de benefício de diferimento do lançamento e do pagamento do ICMS relativo às aquisições de bens destinados ao ativo fixo, para o momento em que ocorrer a sua desincorporação, nas seguintes hipóteses: a. Nas operações de importação de bens;

b. Nas operações internas relativas às aquisições de bens produzidos no Estado da Bahia;

c. Nas aquisições de bens em outras unidades da Federação, relativamente ao diferencial de

alíquotas.



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10 Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido 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: (a) Consolidado

2010 2009 Lucro antes do imposto de renda e contribuição social 75.995 64.905Alíquota fiscal combinada 34% 34%Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido (CSLL) às alíquotas de 25% e 9%, respectivamente

(25.838) (22.068)

Ajustes:

Exclusões permanentes 5.765 6.336Adições permanentes (1.758) 547)Ajuste RTT 1.078 392Compensação de prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social 5.211 4.622Ajuste de 10% sobre excedente 24 24Outros 95

Imposto de renda e contribuição social correntes (14.599) (11.241)Imposto de renda e contribuição social diferidos (824) Despesa com formação de provisão para imposto de renda e

contribuição social

(15.423) (11.241) Alíquota efetiva 20% 17%



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(b) Controladora

2010 2009 Lucro antes do imposto de renda e contribuição social 70.413 64.646Alíquota fiscal combinada 34% 34%Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido (CSLL) às alíquotas de 25% e 9%, respectivamente

(23.942) (21.980)

Ajustes:

Exclusões permanentes 4.860 6.507Adições permanentes (1.758) (547)Ajuste RTT 1.078 392Compensação de prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social 5.149 4.622Ajuste de 10% sobre excedente 24 24Outros (2.608)

Imposto de renda e contribuição social correntes (11.990) (10.982) Despesa com formação de provisão para imposto de renda e

contribuição social

(11.990) (10.982) Alíquota efetiva 17% 17%



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11 Imposto de renda e contribuição social diferidos 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 imposto de renda e a contribuição social diferidos passivos, nos montantes de R$ 1.510 e R$ 686, no consolidado e controladora, respectivamente, apurados sobre as diferenças temporárias entre o critério de depreciação contábil e fiscal. De acordo com o CPC - 32, a Sociedade apurou os créditos tributários sobre prejuízo fiscal e base negativa de contribuição social, que não possuem prazo prescricional e cuja compensação está limitada a 30% dos lucros anuais tributáveis. O valor contábil do imposto de renda e contribuição social diferido é revisado periodicamente e as projeções são revisadas anualmente, caso haja fatores relevantes que venha a modificar as projeções, estas são revisadas durante o exercício pela Sociedade. Contudo, pelo fato de não haver estudo técnico formal das projeções de resultados tributáveis, a Administração mantém constituída provisão para realização do imposto de renda e contribuição social diferido ativo, considerando também, ainda, a baixa perspectiva de recuperação do crédito tributário. O imposto de renda e a contribuição social diferidos ativos têm a seguinte origem: Controladora 2010 2009 Prejuízos fiscais 6.975 22.118Alíquota fiscal combinada 34% 34% 2.372 7.520 Provisão para realização (1.686) (7.520) 686 -



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12 Investimentos A movimentação do investimento na UTE Bahia I está apresentada como segue: 2010 2009 Saldo inicial 8.675 8.590 Equivalência patrimonial 6.918 1.685Dividendo mínimo proposto (1.643) (1.600) Saldo final 14.040 8.765 Em 31 de dezembro de 2010 e 2009 o patrimônio líquido e o lucro do exercício da investida estavam apresentados da seguinte forma: 2010 2009 Capital social 8.158 8.158Quantidade de quotas possuídas 100% 100%Quotas 8.158 8.158Patrimônio líquido 14.040 8.765Lucro do exercício 6.918 1.685

Informações sobre a controlada

A UTE Bahia I – Camaçari Ltda. é localizada no município de Camaçari, Estado da Bahia, foi constituída em 20 de dezembro de 2001 e iniciou suas operações em 1º de setembro de 2002.



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A Empresa tem por objetivo o desenvolvimento, a implantação, a operação, a manutenção, a exploração comercial e a administração de uma usina termelétrica de 30,6 MW utilizando óleo combustível, sob a forma de produtor independente de energia para suprimento ao Sistema Interligado Brasileiro, dentro do programa emergencial de energia elétrica do Governo Federal. A Empresa mantém firmado um Contrato de Locação e Outras Avenças com a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras com vigência até março de 2015, cujo valor mensal do arrendamento é de R$ 916. Os saldos dos grupos do balanço patrimonial da controlada em 31 de dezembro de 2010 e 2009 estão demonstrados a seguir: 2010 2009 Ativo circulante 12.028 20.199 Caixa e equivalentes de caixa 10.681 10.540 Contas a receber – Empresas do Sistema Petrobras 916 8.764 Outros ativos circulantes 431 895 Ativo não circulante 7.683 8.192 Imobilizado 7.399 7.908 Outros 284 284 Passivo circulante 4.848 19.627 Contas a pagar – Empresas do Sistema Petrobras 2.582 2.582 Dividendos propostos 1.643 16.352 Outros 623 693 Passivo não circulante 824 Patrimônio líquido 14.040 8.765



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13 Imobilizado

Movimentação do Imobilizado - Consolidado

Terrenos Benfeitorias e

Edificações Turbinas Equipamentose outros bens

Obras em andamento

Veículos Total

CUSTO Saldo em 1º de Janeiro de 2009 87 68.616 259.660 41.522 1.156 53 371.094Adição 259 3.258 824 4.341Impairment (136.286) (136.286)Saldo em 31 de Dezembro de 2009 87 68.616 123.633 44.780 1.980 53 239.149Adição 638 3.131 3.769Saldo em 31 de Dezembro de 2010 87 68.616 123.633 45.418 5.111 53 242.918 DEPRECIAÇÃO Saldo em 1º de Janeiro de 2009 (13.706) (65.575) (20.476) (28) (99.785)Depreciação do exercício (2.745) (12.991) (8.182) (7) (23.925)Reversão impairment 8.749 8.749Saldo em 31 de Dezembro de 2009 (16.451) (69.817) (28.658) (35) (114.961)Depreciação do exercício (2.744) (10.978) (508) (7) (14.237)Reversão impairment 7.768 7.768Saldo em 31 de Dezembro de 2010 (19.195) (73.027) (29.166) (42) (121.430) Valor residual contábil: Em 31 de dezembro de 2009 87 52.165 53.816 16.122 1.980 18 124.188Em 31 de dezembro de 2010 87 49.421 50.606 14.494 5.111 11 119.730



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Movimentação do Imobilizado - Controladora Benfeitorias e

Edificações Turbinas Equipamentos e outros bens

Obras em andamento

Total

CUSTO Saldo em 1º de Janeiro de 2009 68.616 259.660 10.619 1.156 340.051Adição 259 3.258 824 4.341Impairment (136.286) (136.286)Saldo em 31 de Dezembro de 2009 68.616 123.633 13.877 1.980 208.106Adição 638 3.131 3.769Saldo em 31 de Dezembro de 2010 68.616 123.633 14.515 5.111 211.875 DEPRECIAÇÃO Saldo em 1º de Janeiro de 2009 (13.706) (65.575) (4.937) (84.218)Depreciação do exercício (2.745) (12.991) (622) (16.358)Reversão impairment 8.749 8.749Saldo em 31 de Dezembro de 2009 (16.451) (69.817) (5.559) (91.827)Depreciação do exercício (2.744) (10.978) (1.125) (14.847)Reversão impairment 7.768 7.768Saldo em 31 de Dezembro de 2010 (19.195) (73.027) (6.684) (98.906) Valor residual contábil Em 31 de dezembro de 2009 52.165 53.816 8.318 1.980 116.280Em 31 de dezembro de 2010 49.421 50.606 7.193 5.111 112.331

Durante a fase de construção da usina termelétrica foram capitalizados e incorporados aos bens R$ 14.829 relativos aos encargos financeiros incorridos no financiamento da aquisição dos equipamentos, os quais estão sendo depreciados ao longo da vida útil dos bens.



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A Administração, por meio de avaliações do fluxo de caixa descontado a valor presente, verificou que o valor recuperável da usina apresentava-se inferior ao valor contábil em 31 de dezembro de 2004 em R$153.712, contabilizando tal montante como provisão para perda na recuperação dos ativos. Em 17 de dezembro de 2004, quando da aquisição da Sociedade, pela Petrobras, este saldo foi considerado associado ao valor justo do ativo imobilizado adquirido e desta forma, vem sendo realizado na mesma proporção da depreciação dos ativos. Durante o exercício findo em 2010, a Sociedade revisou a vida útil econômica dos ativos relacionados às plantas termoelétricas, tendo como base as taxas previstas na resolução da ANEEL n° 367/2009, o que resultou no aumento da vida útil dos ativos analisados, em média, para 23 anos (em 2009 era de 20 anos), resultando numa diminuição da despesa com depreciação no exercício de 2010 no montante de R$ 4.442 para o Consolidado e R$ 2.018 para a Controladora.

14 Intangível Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, o saldo do ativo intangível consolidado e da controladora monta a R$ 4.229 e está representado por ágio na aquisição de investimentos que possui vida útil indefinida. A Sociedade faz teste de impairment anualmente.



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15 Provisão e contingências Apresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais, que no entendimento da Administração, são considerados como perdas possíveis:


Autor: CBEE - Comercializadora Brasileira de Energia Elétrica N° do Processo: 2004.51.01.011338-4 Trata-se de ação ordinária, na qual a Autora (CBEE) pretende cobrar da Ré (Fafen) valores supostamente devidos em virtude (i) da suposta retenção pela FAFEN, de “numerários repassados pelo MAE referente a créditos cedidos”, e (ii) pela suposta transação arbitrária do pagamento dos inadimplentes realizada pela FAFEN em nome da CBEE.

Cível

R$1.291

O processo encontra-se em fase probatória, mas está suspenso em razão de medida cautelar incidental ajuizada pela FAFEN por meio da qual obteve liminar, em sede de agravo de instrumento, para determinar que a CBEE exclua o seu nome do CADIN enquanto a ação ordinária está sendo discutida.

Autor: CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica N° do Processo: 583.00.2004.007771-7 Ação para anular a multa aplicada pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - CCEE (antigo Mercado Atacadista de Energia Elétrica - MAE), por suposta inexistência de lastro para suportar 100% dos contratos. .

Cível

R$482

Em 29/01/2004, deferida a liminar para que o CCEE abstenha-se de contabilizar a multa imposta a FAFEN para suspender os efeitos do Termo de Notificação nº 305. Nesta mesma data foi expedido o mandando de citação e intimação.

Autor: Ministério da Fazenda Trata-se de operação onde existem dúvidas quanto à existência da Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico - CIDE

Tributária

R$141

Em análise da área tributária da Sociedade.

Em 7 de maio de 2009, o Conselho de Administração da Sociedade determinou o estorno da provisão por considerar remota a estimativa de perda no processo administrativo em que a Bahiagás questiona a cobrança margem pela distribuição de gás natural sobre a molécula transferida pela Petrobras para industrialização na Fafen Energia no montante de R$ 3.938.



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Em 31 dezembro de 2010, a Administração, com base nos pareceres de seus assessores jurídicos, determinou estornar o valor de R$ 1.799, correspondendo o saldo remanescente da provisão, por considerá-la como expectativa de perda possível e mantê-lo em nota explicativa.

16 Patrimônio líquido a. Capital social

Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, o capital social subscrito e integralizado está representado por R$380.574, sendo composto de 380.573.813 ações ordinárias nominativas.

b. Reserva de incentivos fiscais Representa o valor reconhecido relativo ao direito à redução de 75% do Imposto de Renda calculado com base no Lucro da Exploração, a partir de 1º de janeiro de 2003, por um prazo de 10 anos. Essa reserva deverá ser utilizada, principalmente, para absorção de prejuízos ou aumento de capital social. Em 31 de dezembro de 2009, foi reconhecido na reserva de incentivo fiscal - capital um montante de R$93 oriundo da redução acima mencionada. Em 31 de dezembro de 2010, foi destinado para reserva de incentivo fiscal – lucros a parcela do resultado de R$ 7.042 equivalente aos incentivos fiscais, decorrentes de doações ou subvenções.

17 Outras receitas Em 31 de dezembro de 2010, refere-se, basicamente, ao valor da redução de 75% do Imposto de Renda da FAFEN, calculado sobre o lucro da exploração, no montante R$ 7.042 (R$ 10.131 em 31 de dezembro de 2009), referente ao ressarcimento de gastos de Operação e Manutenção da planta termelétrica devidos pela Petrobras à UTE Bahia I em função de atraso da cessão dos contratos celebrados com terceiros para execução dessa atividade, considerando que o contrato de aluguel assinado pela empresas prevê que a Petrobras irá operar e manter a usina por suas expensas.



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18 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. Em 31 de dezembro de 2010 e 2009, a Sociedade não possuía nenhum instrumento financeiro derivativo para mitigar os riscos associados aos seus instrumentos financeiros e durante os exercícios também não efetuou aplicações de caráter especulativo ou quaisquer outros ativos de risco. Os resultados estão condizentes com as políticas e estratégias definidas pela Administração da Sociedade.

Os controles para identificação de eventuais derivativos embutidos nas operações da Sociedade são corporativos e aplicados por sua controladora Petrobras. Tais controles estão relacionados principalmente à identificação de possíveis derivativos embutidos e orientação relacionada ao tratamento contábil a ser dado pelas empresas do sistema Petrobras. Durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2010 e 2009 não foram identificados derivativos embutidos nas operações da Sociedade. Todas as operações com instrumentos financeiros estão reconhecidas nas demonstrações contábeis da Sociedade e estão demonstradas abaixo em 31 de dezembro de 2010 e 2009: Consolidado Controladora Instrumentos financeiros 2010 2009 2010 2009 Ativos Caixa e equivalentes de caixa 168.693 105.621 158.012 95.079Contas a receber de terceiros 18.227 14.345 18.227 14.345Contas a receber de Empresas do Sistema 56.277 49.106 55.425 40.405 Passivos Fornecedores Terceiros 3.996 5.844 3.669 5.515Fornecedores Empresas do Sistema 26.895 14.232 24.376 11.713Contas a pagar 1.782 1.046 1.760 1.019



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As operações da Sociedade e da sua controlada estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos: a. Risco de crédito

A Sociedade está exposta ao risco de crédito das instituições financeiras decorrentes da administração de seu caixa, que é feita com base nas orientações corporativas de sua controladora Petrobras, e dos seus clientes. Tal risco consiste na possibilidade de não saque ou resgate dos valores depositados, aplicados ou garantidos por instituições financeiras ou de não recebimento dos clientes. A exposição máxima ao risco de crédito está representada pelos saldos de caixa de equivalentes de caixa e contas a receber, respectivamente, em 31 de dezembro de 2010 e 2009. A Administração avalia que os riscos de crédito associados aos saldos de caixa e equivalente de caixa são reduzidos, em função de suas operações serem realizadas com base em análise e orientações corporativas de sua controladora Petrobras e com instituições financeiras brasileiras de reconhecida liquidez. A Sociedade procura mitigar o risco de crédito associado aos seus clientes principalmente com base no histórico de operações e recebimento e com base em análise de crédito. Conforme divulgado na Nota Explicativa nº 6, o cliente mais relevante, a Bandeirante Energia S.A, é responsável por parte substancial dos recebíveis registrados em 31 de dezembro de 2010 e 2009.

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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c. Risco de liquidez

A Sociedade utiliza seus recursos principalmente com despesas de capital e no intuito de pagamentos de dividendos. Historicamente, as condições são atendidas com recursos gerados internamente, basicamente pelas atividades operacionais. Estas origens de recursos somadas à posição financeira da Sociedade tendem a continuar permitindo o cumprimento dos requisitos de capital estabelecidos de forma corporativa.

Mensuração dos instrumentos financeiros

Os instrumentos financeiros da Sociedade mencionados acima estão mensurados ao custo amortizado. Os valores justos destes instrumentos financeiros são equivalentes aos seus valores contábeis.

19 Plano de previdência complementar A partir de outubro de 2009, a Sociedade implementou o Plano de Previdência Complementar, denominado Plano Petros II. O Plano Petros II está estabelecido na modalidade de contribuição definida, para os benefícios previdenciários e possui contribuição variável para os benefícios de risco. As coberturas de risco abrangem, para cada participante, renda de auxílio doença, renda por invalidez, e pecúlio por invalidez, e para seus beneficiários, abrange pecúlio por morte e renda de pensão por morte. As contribuições definidas destinam-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 são reconhecidas no resultado do exercício conforme as contribuições são efetuadas. No exercício de 2010, a contribuição da Sociedade para este plano foi de R$ 297 (R$234 em 2009).



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20 Seguros A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras, conforme está previsto no contrato de suporte assinado por essa empresa e pela Sociedade. Em 31 de dezembro de 2010 e 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, consequentemente não foram examinadas pelos nossos auditores independentes.

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MAURO EDUARDO GRANJA DA MOTTA Presidente

JOSÉ ALBERTO MONTENEGRO FRANCO CLODOALDO ROCHA NOVAIS Conselheiro Conselheiro

DIRETORIA

JOSÉ ALCIDES SANTORO MARTINS ROBERTO MACHADO SILVA

Diretor Presidente

Diretor Técnico Comercial

MARIA LÚCIA DA SILVA Contadora

CRC-PE 015894/O-7 “S” - BA


EXERCÍCIO 2010

DECLARAÇÃO DA UNIDADE 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. Em atendimento ao disposto na IN TCU 67/2011.


Relatório de Gestão da Petrobras – 2010

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