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Petrobras Gás S.A.CNPJ Nº 42.520.171/0001-91 – Empresa do Sistema Petrobras

RELATÓRIO ANUAL DE ADMINISTRAÇÃO 2012

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1. MENSAGEM DA ADMINISTRAÇÃOO ano de 2012 foi marcado pela consolidação dos investimentos da Gaspetro na logística de gás natural do Brasil e pelo recorde de movimentação de gás natural no país.

O desempenho econômico da companhia mereceu destaque durante o ano. O lucro líquido consolidado cres-ceu 107% em relação ao ano anterior, evoluindo de R$ 844 milhões em 2011 para R$ 1.751 milhões em 2012.

A Gaspetro desdobrou o Plano de Negócios e Gestão da Petrobras (PNG) desenvolvendo ações em conjunto com suas empresas controladas e coligadas, baseada em dois pilares: Gestão do Conteúdo Local e Programa de Otimização de Custos Operacionais (PROCOP).

No segmento de transporte foram movimentados 103 milhões de m3/dia de gás natural, volume 28% superior ao ano anterior, representando um marco histórico. Além disso, houveram investimentos em pontos de entrega, que contribuíram para a consolidação da malha de transporte e aumento da capacidade de atendimento do mercado brasileiro com gás natural.

Na distribuição de gás natural, as distribuidoras com participação da Gaspetro investiram, em 2012, R$ 318 milhões com foco na expansão da rede de distribuição, que apresentou um aumento de 6% em relação a 2011. Este crescimento da rede aliado a um excelente desempenho comercial das distribuidoras contribuiu para a captação de aproximadamente 39 mil clientes neste ano, resultando no aumento de 35% no número de clientes atendidos com gás natural.

Durante o ano também foram desenvolvidas atividades de produção e venda de energia, consolidando a atuação integrada da Gaspetro.

Por fim, em 2012 a Gaspetro superou desafios e atingiu expressivos resultados, reafirmando seu compromisso com o desenvolvimento da Indústria do gás natural no Brasil. O ano de 2013 será marcado pela busca de resultados ainda mais expressivos.

2. A GASPETRO

2.1. PERFIL DA EMPRESA

Criada em maio de 1998, a Petrobras Gás S.A. - Gaspetro tem como objeto social a produção, comércio, importação, exportação, armazenagem, transporte e distribuição de:

● gás natural;

● gás liquefeito de petróleo;

● gases raros de quaisquer origens;

● fertilizantes, suas matérias-primas e produtos correlatos.

A Gaspetro também atua na área de telecomunicações prestando serviços técnicos e administrativos rela-cionados a essa atividade, e possui participação na área de energia termelétrica. Para desenvolvê-las, a companhia apresentou em 31.12.2012 um capital subscrito de R$ 6,87 bilhões, conforme a tabela 1 a seguir:

TABELA 1 - CAPITAL SUBSCRITO DA GASPETRO

Capital Subscrito da Gaspetro (Posição em 31.12.2012)

AcionistaAções Ordinárias Ações Preferenciais Total de Ações

Número de ações

Valor (R$)Número de ações

Valor (R$)Número de ações

Valor (R$)

PetróleoBrasileiro S.A. -Petrobras

3.179.659 5.493.351.369,98 794.022 1.371.795.479,17 3.973.681 6.865.146.849,15

Pessoa Física 1 1.727,65 7 12.093,58 8 13.821,23

Total 3.179.660 5.493.353.097,63 794.029 1.371.807.572,75 3.973.689 6.865.160.670,38

De acordo com o modelo de organização e gestão do Sistema Petrobras, a Gaspetro encontra-se vinculada à Diretoria de Gás e Energia, na qual são desenvolvidas as atividades de logística, distribuição, geração, comercialização, importação, que envolvam o gás natural e energia elétrica, além do gerenciamento de projetos relacionados a estas atividades e a da produção de fertilizantes.

2.2. GOVERNANÇA CORPORATIVA

O Organograma da Gaspetro apresenta três áreas ligadas diretamente à Diretoria Executiva: Assessoria Jurídica, Assessoria Contábil-Financeira e Secretaria Geral. Possui ainda um Conselho de Administração, ao qual está ligada a Auditoria Interna, um Conselho Fiscal, e dois Assistentes de Diretoria.

Assim como a holding Petrobras, a Gaspetro adota as melhores práticas de governança corporativa, utiliza avançados instrumentos de gestão empresarial, e adota o Código de Ética do Sistema Petrobras. Em con-sequência, a Administração da Gaspetro é pautada pela ética, responsabilidade corporativa e transparência.

A estrutura de Governança Corporativa da Gaspetro é formada pelos seguintes órgãos:

● Conselho de Administração: formado por seis membros, com mandatos de três anos, que se reúnem uma vez por mês e excepcionalmente, se necessário. Assim, em 2012 foram realizadas 12 reuniões do Conselho de Administração. O Conselho tem como atribuições principais, definir as diretrizes estratégicas da Gaspetro e supervisionar os atos de gestão da Diretoria Executiva;

● Conselho Fiscal: formado por quatro membros, eleitos anualmente pelos acionistas em Assembléia Geral Ordinária. Em 2012 foram realizadas 9 reuniões deste Conselho;

● Diretoria Executiva: formada por três membros (1 Presidente e 2 Diretores), eleitos pelo Conselho de Ad-ministração, para mandatos de três anos. Em 2012, foram realizadas 57 reuniões da Diretoria Executiva, tendo sido deliberados assuntos relativos às empresas em que a Gaspetro possui participações, além de temas associados à própria atividade e estrutura da Gaspetro.

A Auditoria Interna avalia as atividades e controles internos e realiza serviços de auditoria nas subsidiárias, controladas e coligadas da Gaspetro.

Em complemento, a Gaspetro utiliza ainda serviços de auditoria externa, contratada pelo seu Conselho de Administração, nos mesmos moldes do processo de seleção da Petrobras. O objetivo é verificar e atestar a exatidão das demonstrações contábeis da empresa.

2.3. PARTICIPAÇÕES DA GASPETRO

No setor de gás natural, a Gaspetro possui participação acionária em 6 empresas de transporte de gás natural, e também em 20 empresas de distribuição de gás natural.

Possui ainda participação em 5 empresas na área de energia elétrica, em uma empresa de comercializa-ção e logística de GNL - Gás Natural Liquefeito, e em uma empresa de aproveitamento de subprodutos de carvão (em liquidação).

O quadro 1 a seguir apresenta um esquema com as participações da Gaspetro.QUADRO 1 - PARTICIPAÇÕES ACIONÁRIAS DA GASPETRO

3. EVOLUÇÃO OPERACIONAL DOS NEGÓCIOS

3.1. GASPETRO CONSOLIDADONo exercício de 2012, a Gaspetro (Consolidado) apresentou um lucro líquido de R$ 1.751 milhões, o que repre-sentou um acréscimo de 107% em comparação ao lucro líquido apurado no exercício de 2011 (R$ 844 milhões).A receita líquida de R$ 6.211 milhões, 26% superior à registrada em 2011, manteve o crescimento que vem sendo alcançado desde o ano de 2010, devido, principalmente, ao aumento da rede de transporte e a incorporação da Transportadora Gasene à TAG no exercício de 2011.O EBITDA foi de R$ 5.429 milhões, indicando o crescimento constante do resultado operacional da Gaspetro (Consolidado).A evolução do patrimônio líquido apresentou um aumento de 47% no período de 2009 a 2012, refletindo os resultados positivos alcançados pelas suas participações acionárias. Este resultado foi impactado também por aportes de capital efetivados pela Petrobras na Gaspetro, no montante de R$ 1.975 milhões aplicados na sua controlada TAG e na aquisição da distribuidora Gas Brasiliano.O conjunto de gráficos 1, a seguir, consolida os principais indicadores de desempenho da Gaspetro nos últimos 4 anos.

GRÁFICOS 1 - EVOLUÇÃO DOS INDICADORES DA GASPETRO

3.2. EVOLUÇÃO DO RESULTADO CONSOLIDADO POR SEGMENTOAnalisando a evolução do lucro líquido da Gaspetro (Consolidado) no período de 2009 a 2012, segregando os resultados alcançados nos segmentos de transporte, distribuição e pelas atividades da própria Gaspetro (Controladora), podemos constatar que:● o segmento de transporte, ainda que tenha alcançado ganhos em suas operações, teve, entre os anos de

2009 e 2011, seu resultado influenciado pela variação cambial do período, devido ao impacto da apreciação do dólar norte-americano frente ao real nos endividamentos da Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG e da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG. Em 2012 houve um aumento de 192% no lucro líquido, passando de R$ 451 milhões em 2011 para R$ 1.315 milhões em 2012, devido, principalmente, ao aumento de capacidade contratada e à entrada em operação de novos gasodutos da TAG;

● o segmento de distribuição apresentou evolução constante em seus resultados no período de 2009 a 2011, devido ao aumento no volume de vendas, principalmente para o segmento industrial. Em 2012, a consolidação do lucro líquido das distribuidoras na Gaspetro foi de R$ 314 milhões, um aumento de 14% em relação à 2011, que foi de R$ 275 milhões;

● o resultado das atividades próprias da Gaspetro (Controladora) apresentou evolução constante no período de 2009 a 2011 devido, principalmente, aos ganhos financeiros obtidos com atualização monetária de dividendos a receber e de empréstimos efetivados às suas Controladas TAG e TBG, sendo os emprés-timos a esta última atrelados, ainda, à variação do dólar norte-americano. Em 2012, houve um aumento de 3% no lucro líquido das atividades próprias da Gaspetro (Controladora), passando de R$ 118 milhões em 2011 para R$ 122 milhões em 2012.

O conjunto de gráficos 2, a seguir, demonstra a evolução do lucro líquido por segmento de negócio conso-lidado na Gaspetro no período de 2009 a 2012.

GRÁFICOS 2 - EVOLUÇÃO DO LUCRO LÍQUIDO POR SEGMENTO DA GASPETRO (CONSOLIDADO)


3.3. TRANSPORTE DE GÁS NATURALA holding Gaspetro detém a gestão das principais transportadoras de gás natural em operação no Brasil. Dentre elas destacam-se, a Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. (TBG) e a Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG), que são proprietárias da maior rede de ativos de transporte de gás natural e responsáveis por 99 % do volume de gás transportado em território brasileiro.No período de 2009 a 2012 as empresas transportadoras com participação da Gaspetro investiram R$ 12,4 bilhões, construindo 2.729 km de gasodutos de transporte, representando um aumento de 42% na malha de transporte. Neste mesmo período também foram construídos 59 novos pontos de entrega (PE) com o objetivo de atender o mercado. O volume transportado por estas empresas passou de 50,5 milhões de m3/dia em 2009 para 103,1 milhões de m3/dia em 2012, apresentando um crescimento de 104%.O conjunto de gráficos 3, a seguir, consolida a evolução dos principais indicadores das empresas de trans-porte com participação da Gaspetro.

GRÁFICOS 3 - INDICADORES DO SEGMENTO DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL

(1) - Redução devido a transferência para a Petrobras dos gasodutos Gasduc I e Gasduc II para movimentação de outros produtos.

O alinhamento estratégico das transportadoras com o Sistema Petrobras resultou, em 2012, na adoção de várias ações com o objetivo de aperfeiçoar o sistema de gestão das transportadoras de gás natural. Entre essas ações, destacam-se:● Inclusão de meta de Conteúdo Local para os investimentos de ampliação da capacidade instalada;● Efetivação das transferências de ativos de transporte de gás e ativos de transferência de gás natural não

processado e hidrocarbonetos líquidos, entre a Petrobras e a TAG;● Incorporação da Transportadora Gasene pela TAG;● Início do Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop) nas Transportadoras, com ações

estruturantes em consequência do Plano de Negócios e Gestão 2012-2016 da Petrobras. No segmento de transportes as ações estão focadas na redução do custo operacional da malha de gasodutos por meio da otimização dos serviços de compressão.

O mapa 1 a seguir, identifica o sistema de infra-estrutura de transporte de gás natural, do qual fazem parte as transportadoras nas quais a Gaspetro detém participação societária.

MAPA 1 - REDE DE TRANSPORTE DE GÁS NATURAL

3.3.1. TBG - Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.AEm 2012, a composição acionária da TBG está assim demonstrada: Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (51%), Grupo BBPP Holdings Ltda. (29% - BG Group, EPIC Gas e Total Gas and Power Brazil, com 9,66% cada), YPFB Transporte do Brasil Holding Ltda. (12%) e GTB - TBG Holdings S.Á.R.L. (8%).Proprietária de parte do GASBOL - Gasoduto Bolívia-Brasil, a TBG é responsável pela operação dos 2.593 km do gasoduto no território brasileiro, que liga Corumbá (MS) a Canoas (RS). O GASBOL é o maior gasoduto da América Latina com extensão total de 3.150 km, sendo os 557 km restantes em território boliviano. A capacidade total de transporte de gás natural boliviano é de 30,08 milhões de m3/dia.

Em 2012, o nível de utilização do gasoduto da TBG chegou a 86% de sua capacidade instalada, transportando em média 26,0 milhões de m3/dia. Ao longo da extensão de 2.593 km, a TBG possui 44 pontos de entrega e 15 estações de compressão.A empresa investiu R$ 53 milhões em 2012, focando em iniciativas ligadas à implantação de novos pontos de entrega, a segurança/integridade e manutenção de seu parque de turbo compressores.Em 2012 os principais destaques da operação da TBG foram:● Conclusão da substituição do Ponto de Entrega São Pedro de Alcântara/SC de Tipo I (112 mil m3/dia) para

Tipo III, com capacidade nominal de 433 mil m3/dia para atendimento da distribuidora Scgás;● Execução do projeto de implantação do novo Ponto de Entrega Três Lagoas/MS Tipo VI, que propiciará

capacidade de entrega de até 3,6 milhões m3/dia de gás natural à nova unidade de fertilizantes nitroge-nados (UFN-III);

● Em 10/12/2012, a TBG atingiu seu recorde histórico de volume entregue de 33,3 milhões de m³/dia.3.3.2. TAG - Transportadora Associada de Gás S.A.A TAG é uma sociedade anônima, subsidiária integral da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro, com a missão de atuar no segmento de transporte e armazenagem de gás em geral, por meio de gasodutos, terminais ou embarcações, próprios ou de terceiros.A TAG é proprietária e responsável pela gestão da rede de gasodutos existentes nas Malhas Nordeste, Su-deste e Norte do Brasil, possuindo 6.571 km de gasodutos e ramais, 127 pontos de entrega e 20 estações de compressão. Para a operação e manutenção desses ativos a TAG contrata os serviços da Petrobras Transporte S.A. - Transpetro. A TAG investiu R$ 1.582 milhões em 2012. O volume médio diário de gás natural transportado neste ano foi de 76,6 milhões de m³/dia, 42% superior ao transportado em 2011 (54,1 milhões de m³/dia) em função, principalmente, do maior despacho térmico em 2012.O ano de 2012 foi muito importante para a consolidação da TAG, como a maior transportadora de gás natural do Brasil. Neste sentido podemos destacar como principais operações:● A incorporação da Transportadora Gasene S.A., com um patrimônio líquido vertido para a TAG de R$ 631

milhões;● A transferência de propriedade de ativos entre a Petrobras e a TAG, através de aporte de capital e in-

tegralização com ativos operacionais de transporte recebidos no valor de R$ 261 milhões. Os ativos de transporte estão compostos por parte do Gasoduto Lagoa Parda-Vitoria (ES) e diversos equipamentos a ele relacionados, como estações de medição, de redução de pressão, pontos de entrega e interconexões com o Gasene - R$ 26 milhões; o Ramal Termofortaleza (CE) - R$ 4 milhões; a Variante Nordestão (PE) - R$ 105 milhões; a Estação de Distribuição de gás natural-EDG em Camaçari (BA) e diversos pontos de entrega nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba, Pernambuco, Bahia, Alagoas, Minas Gerais, Rio de Janeiro e São Paulo - R$ 126 milhões;

● A devolução dos ativos que compunham o Gasduc I e Gasduc II, através de redução de capital, no valor de R$ 12 milhões. Estes ativos deixaram de transportar gás natural processado, a partir do início das atividades do Gasduc III e foram direcionados para movimentar outros produtos da Petrobras, como gás natural não processado e hidrocarbonetos líquidos;

● Pode-se destacar também a entrada em operação do PE de Campos e do PE RECAP II, em substituição ao PE RECAP I;

● Em 12/12/2012, a TAG atingiu seu recorde histórico de volume entregue de 101,3 milhões de m³/dia.3.3.3. GTB - Gas Transboliviano S.A.Em 31 de dezembro de 2012, a composição acionária da GTB está assim demonstrada: YPFB Transporte S.A. (51%), EIG Bolivia Pipeline AB (34%), Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (11%), BG Overseas Holding Ltd. (2%) e EPED B Company (2%).A GTB é proprietária e responsável pela operação de 557 km de gasoduto, no trecho boliviano do Gasoduto Bolívia-Brasil, que vai de Rio Grande, na Bolívia, até a fronteira com o Brasil. O gasoduto tem uma capacidade total para o transporte de gás natural boliviano de 32,9 milhões de m³/dia, sendo 30,08 milhões de m³/dia para atender a parte brasileira do Gasbol e 2,82 milhões de m³/dia para atender o gasoduto Lateral Cuiabá.3.3.4. TSB - Transportadora Sul Brasileira de Gás S.A.Em 2012, a composição acionária da TSB está assim demonstrada: Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (25%), Total Gas and Power Brazil (25%), Ipiranga Produtos de Petróleo S.A. (25%) e Tucunaré Empreendimentos e Participações Ltda. (25%) - empresa subsidiária da Repsol Sinopec.A TSB é proprietária de ativos de transporte no Estado do Rio Grande do Sul com extensão de 50 km de gasoduto no território brasileiro, compostos de dois trechos de 25 km que abastecem a UTE de Uruguaiana, com gás proveniente da Argentina e o Pólo Petroquímico de Triunfo, com gás natural boliviano. O volume médio transportado no ano de 2012 foi de 553 mil m³/dia.3.3.5. TMN - Transportadora S.A. e TNG - Participações Ltda.A composição acionária da TMN está assim demonstrada: Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (45%) e Termogás S.A. (45%) e as Distribuidoras Gasmar e Gaspisa, com 5% cada. O capital da TNG está assim distribuído: Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (50%) e Dutonorte Investimentos Ltda. (50%).A TMN e a TNG compreendem o Projeto Gasoduto Meio-Norte e o Projeto Gasoduto Urucu-Porto Velho, que têm por objeto viabilizar o fornecimento de gás natural para os Estados do Maranhão e Piauí e para o Estado de Rondônia, respectivamente. Os projetos demandaram aportes da Gaspetro em 2012 de R$ 740 mil, basicamente para a obtenção de licenciamentos complementares e atendimento de condicionantes de licenças ambientais.3.3.6. GASLOCAL - GNL Gemini Comércio e Logística de Gás Ltda.A Gaspetro possui uma participação de 40% na empresa, ficando os 60% restantes com a White Martins. A GNL GEMINI atende a 27 clientes distribuídos pelos estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, Espírito Santo, Paraná, Goiás e Distrito Federal.No ano de 2012, a empresa iniciou o fornecimento de gás natural liquefeito (GNL) para 6 clientes, com destaque para a parceria com a distribuidora Compagás na cidade de Londrina, que representa uma nova fronteira para expansão das operações no Estado do Paraná. A companhia investiu R$ 8,3 milhões para o atendimento aos novos clientes e implantou um plano de disciplina de capital que permitiu à empresa dispensar a realização de aportes das sócias em 2012.

3.4. DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURALA Gaspetro possui participação acionária em 20 companhias distribuidoras de gás natural, em destaque no mapa 2, a seguir.

MAPA 2 - DISTRIBUIDORAS COM PARTICIPAÇÃO GASPETRO

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Ao longo dos últimos quatro anos, essas companhias distribuidoras investiram R$ 1.821 milhões. Neste período foram construídos 1.869 km de gasodutos de distribuição garantindo o atendimento de 94.358 novos clientes de gás natural no país e a comercialização de 24,9 milhões de m3 de gás natural por dia em 2012, o que representou 45% do mercado nacional de distribuição.A evolução dos indicadores das distribuidoras com participação da Gaspetro está representada no conjunto de gráficos 4, a seguir.

GRÁFICOS 4 - INDICADORES DO SEGMENTO DE DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL

No ano de 2012, o volume de vendas de gás não térmico manteve-se estável. O montante investido foi de R$ 318 milhões e foram conectados 39.232 novos clientes. O crescimento de 15% do volume total comercializado pelas distribuidoras com participação da Gaspetro foi influenciado pelo aumento de 79% no volume comercializado para as térmicas, decorrente do acionamento destas pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), tendo em vista o nível dos reservatórios hidroelétricos no país.A tabela 2, abaixo, apresenta o desempenho de cada distribuidora em 2012 considerando os principais indicadores.

TABELA 2 - INDICADORES DO SEGMENTO DE DISTRIBUIÇÃO DE GÁS NATURAL POR COMPANHIA

Distribuidora

Volume Comercializado

em 2012 (mil m3/dia)

Investimentos Realizados em

2012 (R$ mil)

Rede de Gasodutos

Acumulada até 2012 (km)

Número de Consumidores Acumulados

até 2012Algas 540 10.015 349 26.962Bahiagás 3.743 46.813 683 14.335Cebgas 9 77 0,3 2Cegas 1.259 10.620 327 3.279Ceg-Rio 6.591 29.561 975 33.333Compagás 1.022 24.916 602 16.406Copergas 2.429 32.064 555 10.336Gas Brasiliano 818 22.089 836 9.493Gasap – – – –Gasmar – – – –Gasmig 3.615 42.771 816 406Gaspisa – – – 1Goiasgas 4 2 0,1 2Msgas 254 16.847 192 2.216Pbgas 364 8.576 279 4.635Potigas 349 6.937 324 5.883Rongas – – – –Scgás 1.841 30.692 1.009 4.414Sergas 282 5.756 172 9.944Sulgás 1.791 30.023 607 11.000Total Consolidado 24.910 317.759 7.727 152.647

Em 2012 as distribuidoras de gás natural com participação da Gaspetro alcançaram excelentes resultados, podendo-se destacar como os mais relevantes:● A Gas Brasiliano estabeleceu um recorde histórico de vendas em janeiro de 2012, comercializando

1.040 mil m3/dia, o que representou um pico de comercialização (27% acima do volume médio comercia-lizado pela distribuidora no ano de 2012);

● A Ceg Rio comercializou 6.591 mil m3/dia de gás natural este ano, sendo 67% deste total destinado a geração térmica;

● A Bahiagás comercializou 3.743 mil m3/dia de gás natural este ano, para atender basicamente o mer-cado não térmico. A companhia também se destacou com o maior volume de investimentos em 2012 (R$ 47 milhões);

● A Bahiagás incorporou 5.362 novos clientes em 2012, sendo a distribuidora com maior expansão do número de clientes este ano dentre as companhias distribuidoras de gás com participação acionária da Gaspetro;

● Em 23/11/2012, a Scgás realizou um evento em Apiúna, Santa Catarina para comemorar a superação da marca de 1.000 km de rede construídos, destacando-se como a maior rede de distribuição dentre as companhias distribuidoras de gás natural com participação acionária da Gaspetro.

3.4.1. Ações de Alinhamento Estratégico e Premiação Top GásEm 2012, a Gaspetro buscou no segmento de distribuição, o alinhamento estratégico com o Sistema Petro-bras, adotando várias ações com o objetivo de aperfeiçoar o sistema de gestão das distribuidoras de gás natural. Entre estas ações, destacam-se:● Em janeiro, foi iniciada a implantação do Sistema Integrado de Gestão de Anomalias da Petrobras - SIGA

em 14 distribuidoras. O objetivo da implantação do SIGA é permitir o registro de anomalias, acidentes, incidentes e desvios, possibilitando reunir informações das distribuidoras de gás natural com participação da Gaspetro em um único banco de dados. Neste sentido, a Petrobras, por meio de contrato, licenciou a utilização do SIGA para estas distribuidoras;

● Em fevereiro, a sistemática de acompanhamento da execução dos projetos de investimento foi adequada ao modelo adotado pela Petrobras, o que permitiu o acompanhamento físico e financeiro detalhado de 221 projetos implantados pelas distribuidoras ao longo de 2012. Ainda neste mês, foi implantada ferramenta em ambiente web para o acompanhamento dos projetos;

● A partir de abril, foram instituídas vídeo-conferências mensais de SMS com todas as distribuidoras com o objetivo de assessorar a implantação do modelo de gestão baseado nas 15 diretrizes de SMS da Petrobras e discutir assuntos relacionados;

● Em junho, foi concluído o “Manual de Boas Práticas para Prevenção de Acidentes Provocados por Inter-ferência de Terceiros”, documento que visa reunir as melhores práticas operacionais de modo a reforçar a importância da prevenção de acidentes envolvendo as redes de distribuição de gás natural. O documento foi resultado de esforço conjunto das associadas da Gaspetro, Cigás, Ceg e Comgás, com o apoio da ABEGÁS, da Petrobras e da Mitsui Gás e Energia do Brasil.

● Em 01/08/2012 a Gás Brasiliano completou 1 ano sob a gestão da Gaspetro. Durante este tempo foram desenvolvidas ações com foco na reestruturação empresarial, desenvolvimento comercial e alinhamento com a Petrobras. Dentre as principais realizações neste primeiro ano de gestão, pode-se destacar as seguintes:○ Nova Estrutura Organizacional e Plano de Cargos e Salários;○ Elaboração do Plano Plurianual de Negócios;○ Assinatura do novo Contrato de Suprimento de gás natural;○ Aprovação do Plano de Gestão de SMS, treinamento em Segurança da Informação e avaliação do

Processo de Medição.● Em agosto, foi realizado o “Fórum de Prevenção de Acidentes das Distribuidoras de gás natural”. Esta

iniciativa visou incentivar o intercâmbio de boas práticas relacionados ao tema segurança, meio ambiente e saúde ocupacional de modo a contribuir para eliminação da ocorrência de acidentes em suas operações. O evento contou com 150 profissionais de 23 distribuidoras, sendo 17 com participação da Gaspetro e 2 em que a Petrobras possui participação acionária no Uruguai, além de representantes de empresas do Sistema Petrobras.

Este ano foi realizado o III Prêmio Petrobras de reconhecimento às distribuidoras de gás natural - TOP GÁS, com a participação de 17 distribuidoras, concorrendo com 70 projetos em 7 modalidades, além da seleção da empresa parceira. Por haver se destacado no relacionamento com a Petrobras no período 2011/2012, a empresa selecionada como parceira foi a Algás. Nas modalidades “Desenvolvimento de Mercado”, “Efici-ência Energética” e “Responsabilidade Ambiental”, a Scgás sagrou-se vencedora, enquanto a Sulgás foi a selecionada nos quesitos “Responsabilidade Social” e “Segurança”.3.4.2. Conteúdo LocalDentre as ações de alinhamento, cabe destacar o desdobramento das diretrizes de gestão do Conteúdo Local para as empresas de distribuição de gás natural com participação da Gaspetro em 2012. O conteúdo local corresponde à participação da indústria nacional no fornecimento de bens e serviços para um determinado empreendimento. Como resultado dessa iniciativa, podemos destacar: ● Em agosto, a Gas Brasiliano, empresa controlada da Gaspetro, concluiu o Relatório de Planejamento do

Conteúdo Local do Projeto “Rede Primária Agudos- Lençóis Paulista”, maior investimento da companhia no ano de 2012. Além do planejamento do conteúdo local, foi acompanhado o conteúdo local efetivamente alcançado na execução do projeto;

● Em novembro, a Gas Brasiliano concluiu o Relatório de Planejamento do Conteúdo Local do Projeto “Ramal Anhanguera”, principal investimento da companhia nos próximos anos;

● Em novembro, a Bahiagás, companhia coligada da Gaspetro, concluiu o Relatório de Realização do Con-teúdo Local do projeto ERPM (Estação de Redução de Pressão e Medição) Suzano e Gasoduto Mucuri, empreendimento concluído em agosto deste ano.

3.5. OUTRAS PARTICIPAÇÕES E ATIVIDADES3.5.1. Energia TermelétricaA Gaspetro detém participações societárias em empresas da área de energia sendo 2 comercializadoras de energia e 3 termelétricas.A UTE Termoceará, localizada no município de Caucaia - CE, é uma usina bicombustível (óleo diesel e gás natural) com capacidade instalada de 220 megawatts (MW).A UTE Mário Lago, localizada em Macaé - RJ, com capacidade instalada de 922,6 MW, constitui importante complemento ao suprimento de energia elétrica para o mercado brasileiro.A UTE Barbosa Lima Sobrinho (SFE), localizada no município de Seropédica - RJ, é uma usina bicombustível (óleo diesel e gás natural) com capacidade instalada de 385,9 MW.A tabela 3, a seguir, mostra a capacidade de geração de cada uma das usinas, sua produção média de energia e o pico de produção no ano de 2012.

TABELA 3 - ENERGIA GERADA PELAS TERMELÉTRICAS EM 2012

TERMELÉTRICA CAPACIDADE (MW)

PRODUÇÃO MÉDIA DE ENERGIA (MW)

PRODUÇÃO ELÉTRICA MÁXIMA EM 1 DIA (MW)

TERMOCEARA 220,0 57,4 216,6TERMOMACAÉ (MARIO LAGO) 922,6 247,5 897,9S.F.E. (BARBOSA LIMA SOBRINHO) 385,9 125,7 354,9Total 1.528,5 430,6 1.469,4

A energia lastreada por estas termelétricas e outras do Sistema Petrobras é comercializada pela própria Petrobras, pela Petrobras Comercializadora de Energia Ltda - PBEN e pela Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda. - TMC.As vendas da PBEN no ano de 2012 alcançaram 791,13 MW médios, montante 10% inferior ao alcançado no ano de 2011 (877,3 MW médios). Já as vendas da Termomacaé Comercializadora, em 2012, alcançaram 355,1 MW médios, um aumento de 9% em comparação ao ano de 2011 (325,3 MW médios).3.5.2. TelecomunicaçõesA operação de atividades de telecomunicações está definida no objeto social da Gaspetro, sendo esta a única empresa do Sistema Petrobras habilitada a prestar serviços de telecomunicações, conforme Termo de Autorização concedido pela ANATEL em dezembro de 2000.Atualmente, a Gaspetro fornece serviços de telecomunicações à Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros e à Procurement Negócios Eletronicos S.A. - Petronect.3.5.3. Indústria Carboquímica Catarinense - ICCA ICC - Indústria Carboquímica Catarinense é subsidiária integral da Gaspetro. A empresa encontra-se em fase de liquidação. Quando em funcionamento, a ICC dedicava-se à industrialização e comercialização de rejeitos piritosos oriundos do carvão mineral, com a finalidade de produzir e comercializar ácido sulfúrico e ácido fosfórico.

4. LEI DE ACESSO À INFORMAÇÃOA Lei de Acesso a Informação - LAI (Lei 12.527/2011) regulamenta o direito à informação garantido pela Constituição Federal, obrigando a Administração Pública Direta e Indireta das três esferas de Poder (União, Estados, Distrito Federal, e Municípios) a considerar a publicidade como regra e o sigilo como exceção. A LAI entrou em vigor em 16 de maio de 2012 e é aplicável a Gaspetro, sociedade por ações de capital fechado controlada pela Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, que por sua vez é uma sociedade de economia mista controlada pela União.Com o objetivo de facilitar o acesso à informação pública, a Gaspetro utiliza o Serviço de Informação ao Cidadão - SIC da sua controladora Petrobras, conforme determina a LAI, regulamentada pelo Decreto 7.724, de 16/05/2012.O referido serviço conta com atendimento presencial - Balcão de Atendimento - situado no térreo do Edifício Sede da Petrobras (Av. República do Chile nº 65, Centro - RJ), onde o cidadão pode tirar suas dúvidas e preencher formulário para obter informações que possam ser de interesse coletivo ou geral. Este formulário também se encontra disponível eletronicamente no site da Petrobras (www.petrobras.com.br), no portal de Acesso à Informação (SIC).

5. DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISAs Demonstrações Contábeis da Gaspetro (Controladora e Consolidado), relativas ao período findo em 31 de dezembro de 2012, foram elaboradas pela Área de Contabilidade da Petrobras, bem como a análise detalhada da situação patrimonial da Companhia.Cabe ressaltar que estas demonstrações contábeis foram revisadas pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes, cujo parecer foi emitido sem ressalvas.

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BALANÇO PATRIMONIAL EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011

(Em milhões de reais)

DEMONSTRAÇÃO DE RESULTADOS EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011

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

DEMONSTRAÇÕES DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO (CONTROLADORA) EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011


Consolidado ControladoraAtivo Nota 2012 2011 2012 2011

Circulante

Caixa e equivalentes de caixa ........................................ 6 694 1.522 59 323

Contas a receber - empresas do sistema Petrobras ...... 10 1.371 1.083 39 38

Contas a receber, líquidas .............................................. 55 54 6 5

Dividendos a receber ...................................................... 10 33 45 279 228

Impostos, contribuições sociais ...................................... 14.1 319 214 95 88

Outros ativos circulantes ................................................ 8 7 3 –

2.480 2.925 481 682

Não circulante

Realizável a longo prazo

Contas a receber - empresas sistema Petrobras ......... 10 30 38 881 872

Adiantamento a fornecedores ....................................... 59 63 – –

Impostos e contribuição social diferidos ....................... 14.3 479 271 65 48

Crédito para futuro aumento de capital......................... – – – 200

Depósitos vinculados .................................................... 30 45 – –

Impostos a recuperar .................................................... 14.1 943 922 – –

Outros ativos realizáveis a longo prazo ........................ 119 63 9 13

1.660 1.402 955 1.133

Investimentos.................................................................. 7 1.395 1.295 9.251 9.155

Imobilizado...................................................................... 8 26.920 27.001 1 1

Intangível ........................................................................ 9 341 325 28 39

30.316 30.023 10.235 10.328

32.796 32.948 10.716 11.010

Consolidado ControladoraPassivo Nota 2012 2011 2012 2011Circulante Fornecedores.................................................................. 177 476 7 – Financiamentos .............................................................. 11 2.591 1.005 – – Impostos, contribuições sociais ...................................... 14.2 437 317 50 41 Contas a pagar - empresas sistema Petrobras .............. 10 494 552 33 44 Dividendos a pagar - empresas sistema Petrobras ........ 10 e 15 174 238 174 238 Dividendos propostos - demais acionistas ..................... 15 136 101 – – Provisão para processos judiciais .................................. 18 36 – – – Outras contas e despesas a pagar ................................. 46 84 41 2

4.091 2.773 305 325Não circulante Financiamentos .............................................................. 11 15.986 17.268 – – Contas a pagar - empresas sistema Petrobras .............. 10 1.365 1.343 – – Empréstimos de demais acionistas ................................ 12 193 176 – – Provisão para processos judiciais .................................. 18 69 85 54 67 Impostos e contribuição social diferidos ......................... 14.3 409 521 11 11 Provisão para perdas em investimento .......................... 7.1 24 22 24 22 Outras contas e despesas a pagar ................................. 34 26 – –

18.080 19.441 89 100Patrimônio líquido 15 Capital social .................................................................. 6.865 6.615 6.865 6.615 Contribuição adicional de capital .................................... 630 594 911 875 Reserva de capital .......................................................... 1 1 1 1 Reservas de lucros ......................................................... 1.743 3.027 1.586 2.537 Dividendos adicionais propostos .................................... 959 – 959 557

10.198 10.237 10.322 10.585Participação de acionistas não controladores ............ 427 497 – –

10.625 10.734 10.322 10.58532.796 32.948 10.716 11.010

Consolidado ControladoraNota 2012 2011 2012 2011

Receita de venda.................................................................................................................................................................................................................... 16 6.211 4.914 2 3Custo dos produtos e serviços vendidos ................................................................................................................................................................................ 13 (1.911) (2.011) (1) (2)Lucro bruto ........................................................................................................................................................................................................................... 4.300 2.903 1 1Receitas de construção da infraestrutura ............................................................................................................................................................................... 9 21 14 – –Custos da construção da infraestrutura.................................................................................................................................................................................. 9 (21) (14) – –Lucro bruto após construção da infraestrutura (ICPC 01) ............................................................................................................................................... 4.300 2.903 1 1Outras receitas (despesas) Vendas .................................................................................................................................................................................................................................. (11) (1) – – Gerais e administrativas ....................................................................................................................................................................................................... 13 (144) (127) (34) (37) Tributárias ............................................................................................................................................................................................................................. (51) (60) (35) (3) Benefícios Fiscais - SUDENE............................................................................................................................................................................................... 13 63 – – Outras receitas (despesas) operacionais ............................................................................................................................................................................. (36) (17) (48) (7)

(229) (142) (117) (47)Resultado de participações em investimentos ....................................................................................................................................................................... 295 269 1.403 718Lucro antes do resultado financeiro, participação de empregados e impostos............................................................................................................ 4.366 3.030 1.287 672Resultado financeiro líquido ................................................................................................................................................................................................... 17 (2.049) (1.840) 241 207Participações dos empregados .............................................................................................................................................................................................. (4) (7) – –Lucro antes dos impostos ................................................................................................................................................................................................... 2.313 1.183 1.528 879Imposto de renda e contribuição social .................................................................................................................................................................................. 14 (468) (282) (3) (42)Lucro líquido do exercício ................................................................................................................................................................................................... 1.845 901 1.525 837Atribuível aos: Acionistas controladores ....................................................................................................................................................................................................... 1.751 844 1.525 837 Acionistas não controladores ................................................................................................................................................................................................ 94 57 – –

1.845 901 1.525 837Lucro básico e diluição por ação (em R$) ......................................................................................................................................................................... 15.8 0,46 0,23 0,38 0,22

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.


Capital social Reservas de lucros

NotaSubscrito e

integralizadoContribuição

adicional de capitalIncentivos

fiscais LegalRetenção de lucros

Reserva especial

Dividendo adicional proposto

Lucros acumulados Total

Saldos em 1º de janeiro de 2011 ................................................... 4.890 170 1 242 1.226 1.027 – – 7.556 Aumento de capital ......................................................................... 1.725 – – – – – – – 1.725 Lucro líquido do exercício ............................................................... – – – – – – – 837 837 Aquisição de participação em controlada ....................................... 15.7 – 705 – – – – – – 705 Destinações: Apropriações de lucros em reserva .............................................. 15.3 – – – 42 – – – (42) – Dividendos .................................................................................... 15.6 – – – – – – 557 (795) (238)Saldos em 31 de dezembro de 2011 ............................................. 6.615 875 1 284 1.226 1.027 557 – 10.585 Dividendos adicionais aprovados ................................................... – – – – – – (557) – (557) Aumento de capital ......................................................................... 250 – – – – – – – 250 Lucro líquido do exercício ............................................................... – – – – – – – 1.525 1.525 Venda de ativo com ganho ............................................................. 15.7 – 36 – – – – – – 36 Destinações: Apropriações de lucros em reserva .............................................. 15.3 – – – 76 – – – (76) – Reversão de retenção de lucros ................................................... 15.5 – – – – – (1.027) – – (1.027) Dividendos .................................................................................... 15.6 – – – – – – 959 (1.449) (490)

6.865 911 1 360 1.226 – 959 – 10.322Saldos em 31 de dezembro de 2012 ............................................. 6.865 911 1 1.586 959 – 10.322



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DEMONSTRAÇÃO DOS FLUXOS DE CAIXA EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011


DEMONSTRAÇÃO DO VALOR ADICIONADO EXERCÍCIOS FINDOS EM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011


Consolidado Controladora2012 2011 2012 2011

Fluxo de caixa das atividades operacionais Lucro líquido do exercício ......................................................... 1.845 901 1.525 837 Ajustes para: Resultado de participações em investimentos........................ (295) (269) (1.403) (718) Depreciações e amortização .................................................. 1.076 891 3 2 Variações monetárias, cambiais e encargos financeiros sobre financiamentos, operações de mútuo e outras operações ............................................................................. 2.203 1.327 31 18 Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos ..... (364) (397) (6) 2 Aumento/(Redução) de impostos, taxas e contribuições ........ (20) (182) 65 13 Redução/(Aumento) de outros ativos circulantes e não circulantes ...................................................................... 24 129 19 (34) Aumento/(Redução) de outros passivos circulantes e não circulantes ...................................................................... 42 (414) 59 4 Redução/(Aumento) de operações de curto prazo com empresas do sistema Petrobras Redução/(aumento) de Contas a receber............................... (290) (495) (84) (31) Aumento/(redução) de Contas a pagar ................................... (143) 1.220 (77) 4Fluxo de caixa líquido proveniente das atividades operacionais............................................................................ 4.078 2.711 132 97Fluxo de caixa das atividades de investimento Imobilizado/intangível ............................................................... (1.119) (1.995) (11) (432) Aquisições de participações acionárias .................................... (2) – (2) – Dividendos recebidos.............................................................. 199 243 1.712 549 Disponibilidades de novas participações ................................ – 424 – –Fluxo de caixa líquido gerado (usado) nas atividades de investimentos.......................................................................... (922) (1.328) 1.699 117Fluxo de caixa das atividades de financiamentos Créditos para futuro aumento de capital................................... – 1.386 – 366 Financiamentos e operações de mútuo, líquido: Captações ............................................................................... – 33 – – Amortizações de principal ....................................................... (836) (456) – – Amortizações de juros............................................................. (915) (623) – – Dividendos pagos a acionistas ................................................. (2.233) (399) (2.095) (308)Fluxo de caixa líquido (usado nas) proveniente das atividades de financiamentos................................................ (3.984) (60) (2.095) 58Variação líquida de caixa e equivalentes de caixa no exercício ............................................................................. (828) 1.324 (264) 272Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício ........... 1.522 198 323 51Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício ............... 694 1.522 59 323



Receitas Vendas de produtos e serviços e outras receitas ..................... 7.268 5.644 2 4 Perdas em créditos de liquidação duvidosa ............................. (5) (3) – – Outras receitas operacionais, líquidas...................................... 16 65 – – Receitas relativas à construção de ativos para uso ................. 1.052 1.679 – –

8.331 7.385 2 4Insumos adquiridos de terceiros Materiais consumidos ............................................................... (653) (270) – – Custo das mercadorias para revenda e serviços ..................... (116) (112) – – Energia, serviços de terceiros e outros .................................... (1.094) (2.268) (73) (38)

(1.863) (2.650) (73) (38)Valor adicionado bruto ............................................................. 6.468 4.735 (71) (34)Retenções Depreciação e amortização ...................................................... (1.076) (891) (3) (2)Valor adicionado líquido produzido/(consumido) pela Sociedade........................................................................ 5.392 3.844 (74) (36)Valor adicionado recebido em transferência Resultado de participações em investimentos ......................... 295 269 1.403 718 Receitas financeiras ................................................................. 216 150 272 225

511 419 1.675 943Valor adicionado a distribuir ................................................... 5.903 4.263 1.601 907Distribuição do valor adicionadoPessoal Salários ..................................................................................... 99 85 7 5 Honorários da diretoria e conselho de administração .............. 5 2 – – Participações nos lucros ........................................................... 4 7 – – Benefícios, vantagens e plano de saúde ................................. 2 – – –

110 94 7 5Tributos Federais .................................................................................... 1.187 856 38 45 Estaduais .................................................................................. 377 205 1 1 Municipais ................................................................................. 12 10 – –

1.576 1.071 39 46Instituições financeiras e fornecedores Juros, variações cambiais e monetárias................................... 2.266 2.114 30 19 Despesas de aluguéis e afretamento ....................................... 106 83 – –

2.372 2.197 30 19Acionistas Dividendos ................................................................................ 579 295 490 238 Participações de acionistas não controladores ........................ 94 57 – – Lucros retidos ........................................................................... 1.172 549 1.035 599

1.845 901 1.525 837Valor adicionado distribuído ................................................... 5.903 4.263 1.601 907


NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISEM 31 DE DEZEMBRO DE 2012 E 2011

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

1. A SOCIEDADE E SUAS OPERAÇÕESA Petrobras Gás S.A. - Gaspetro ("Sociedade"), com sede na cidade do Rio de Janeiro, Estado do Rio de Janeiro, situada na Avenida Almirante Barroso, nº 81 - 22º 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 as controladas Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG ("TBG"), Transportadora Associada de Gás - TAG ("TAG") e a Gas Brasiliano Distribuidora S.A. - GBD ("GBD"), além de participações societárias (controladas em conjunto e coligada) em Sociedades estaduais distribuidoras de gás natural canalizado, descritas na Nota 7.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 11.3), 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.As operações da Sociedade são basicamente efetuadas com empresas do sistema Petrobras.

2. AQUISIÇÃO DE CONTROLADA(a) Aquisição da Gas Brasiliano Distribuidora S.A. - GBDEm 29 de julho de 2011, a Gaspetro adquiriu 100% das ações da Gas Brasiliano Distribuidora S.A. - GBD por R$ 425 (equivalentes à US$ 271 milhões). A operação foi autorizada pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo - ARSESP) em abril de 2011 e o aditivo ao contrato de concessão da GBD foi assinado em julho de 2011, atendendo as condições previstas no contrato celebrado com a Ente Nazionale Idrocarburi S.p.A. - ENI em 2010.Em junho de 2012, foi concluído o processo de revisão de preço da aquisição da GBD, conforme cláusula contratual, que resultou no valor complementar de pagamento à ENI em R$ 19 (equivalentes à US$ 9).A avaliação a valor justo dos ativos adquiridos e passivos assumidos da controlada GBD foi concluída em junho de 2012 e resultou na alocação do preço total de compra de R$ 444, em ativos intangíveis (R$ 332) e em outros ativos e passivos líquidos (R$ 112), portanto, não houve reconhecimento de goodwill.(b) Aquisição e Incorporação da Transportadora Gasene S.A. pela Transportadora Associada de

Gás S.A. - TAGA Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras ("Petrobras") tinha o direito de adquirir ou designar uma ou mais entida-des para comprar a totalidade das ações da Transportadora Gasene S.A. - Gasene ("Gasene"), proprietária dos gasodutos GASCAC - Cacimbas-Catu e GASCAV - Cabiúnas-Vitória, que interligam as malhas Nordeste e Sudeste de gasodutos.Em 11 de novembro de 2011, a Petrobras aprovou a designação da TAG para exercer esta opção de compra e, por meio de contrato de compra e venda de ações entre Gasene Participações e TAG, a TAG exerceu a opção de compra passando a ter 100% das ações da Gasene.Em 30 de janeiro de 2012, as assembleias gerais extraordinárias da TAG e da Gasene aprovaram a incor-poração da Gasene pela TAG.

3. BASE DE CONSOLIDAÇÃOAs demonstrações contábeis consolidadas abrangem as demonstrações contábeis da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e empresas controladas, cujas práticas contábeis estão aderentes às adotadas pela Sociedade. As empresas consolidadas são as seguintes:

Participação no capital total e votante

2012 2011Controladas Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG ............................................. 51,00 51,00 Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG ...................................................... 100,00 100,00 Gas Brasiliano Distribuidora S.A. - GBD ............................................................... 100,00 100,00

Conforme mencionado na Nota 7.1, os investimentos em empresas controladas em conjunto estão apresen-tadas nas demonstrações consolidadas pelo método de equivalência patrimonial e não foram consolidadas conforme permitido pelo Pronunciamento Técnico CPC 19 (R1) e NBC TG19, alterada pela Resolução CFC nº 1.351/11.

O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado corresponde à soma dos saldos das contas de ativo, passivo, receitas e despesas, segundo a sua natureza, complementada com as eliminações das operações realizadas entre empresas consolidadas, bem como dos saldos e resultados não realizados economicamente entre as referidas empresas.

Reconciliação do patrimônio líquido e resultado do exercício consolidado com a controladora

Patrimônio líquido

Lucro líquido do exercício

2012 2011 2012 2011Controladora ............................................................................... 10.322 10.585 1.525 837Ativo diferido, líquido de efeitos fiscais....................................... (124) (348) 226 7Total atribuível aos acionistas da controladora........................... 10.198 10.237 1.751 844Participação de acionistas não controladores ............................ 427 497 94 57Consolidado................................................................................ 10.625 10.734 1.845 901

4. BASE DE APRESENTAÇÃO DAS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEISAs demonstrações contábeis incluem:

Demonstrações contábeis consolidadasAs demonstrações contábeis consolidadas estão sendo apresentadas de acordo com os padrões interna-cionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board - IASB e também de acordo com práticas contábeis adotadas no Brasil.

Demonstrações contábeis individuaisAs 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 nos 11.638/07 e 11.941/09, complementadas por pronun-ciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade - CFC.

As demonstrações contábeis foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, sendo que os ativos e os passivos financeiros estão mensurados ao custo amortizado.

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Alguns valores relativos a 2011 foram reclassificados para melhor comparabilidade com o 2012. Estas reclassificações não afetaram o resultado e patrimônio líquido da Sociedade.

O Conselho de Administração da Sociedade, em reunião realizada, em 30 de janeiro de 2013, autorizou a emissão das demonstrações contábeis.

4.1. Moeda funcionalA moeda funcional da Sociedade e de suas controladas é o Real.

4.2. Uso de estimativas e julgamentosNa elaboração das demonstrações contábeis é necessário utilizar estimativas para custos ativos, passivos e outras apurações. O imposto de renda diferido ativo, a provisão para processos judiciais, o imposto de renda e a contribuição social estão sujeitos a essas estimativas.

Embora a Administração utilize premissas que são revisadas periodicamente, os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

4.3. Demonstração do valor adicionadoAs 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, são apresentadas como informação adicional.

5. SUMÁRIO DAS PRINCIPAIS PRÁTICAS CONTÁBEISAs práticas contábeis descritas abaixo foram aplicadas de maneira consistente pela Sociedade nas demons-trações contábeis individuais e consolidadas apresentadas.

5.1. Combinações de negócios e goodwillOs 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.

A análise da aquisição é feita caso a caso para determinar se a transação representa uma combinação de negócios ou uma compra de ativos. Transações entre empresas sob controle comum não configuram uma combinação de negócios.

5.2. Moeda estrangeiraAs transações realizadas em moeda estrangeira são convertidas para Reais, pela taxa de câmbio da data de cada transação.

5.3. Ativos e passivos financeiros não derivativosEstão mensurados ao custo amortizado, acrescido, quando aplicável, dos correspondentes encargos, varia-ções monetárias e/ou cambiais incorridas até a data do balanço.

5.3.1. Caixa e equivalentes de caixaEstão representados por saldos de bancos e aplicações financeiras de curto prazo, de alta liquidez, que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em até três meses ou menos da data de aquisição.

5.3.2. Empréstimos e recebíveisOs 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.

5.3.3. Capital socialAs 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.

As ações preferenciais são classificadas como patrimônio líquido e não dão direito a voto e possuem prefe-rência na liquidação da sua parcela do capital social.

5.4. ImobilizadoRegistrado ao custo de aquisição, formação ou construção (inclusive encargos financeiros capitalizados). A depreciação é calculada pelo método linear às taxas que consideram o tempo de vida útil-econômica estimado dos bens.

5.5. Intangível5.5.1. ÁgioO 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.

5.5.2. Contratos de concessão de serviçosA 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.

Os custos de construção ou aquisição da infraestrutura necessária para a prestação de serviço de distribuição, incluídos os custos de empréstimo capitalizados, relacionados aos contratos de concessão da controlada GBD, são classificados como intangível e deduzidos de amortização acumulada e perdas por redução do valor recuperável.

5.5.3. Outros ativos intangíveisAtivos intangíveis e que têm vidas úteis finitas são mensurados pelo custo, deduzido da amortização acu-mulada e das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas.

5.5.4. 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 têm 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.

5.6. Redução ao valor recuperável - Impairment

A Sociedade avalia os ativos do imobilizado e do intangível com vida útil definida quando há indicativos de não recuperação do seu valor contábil. Os ativos que têm uma vida útil indefinida, como ágio por expecta-tiva de rentabilidade futura, têm a recuperação do seu valor testada anualmente, independente de haver indicativo de perda de valor.

Essas avaliações são efetuadas ao menor nível de ativos para os quais existam fluxos de caixa identificáveis. Na aplicação do teste, o valor contábil de um ativo ou unidade geradora de caixa é comparado com seu valor recuperável, que representa o maior valor entre o líquido de venda de um ativo e o de uso.

A perda por redução ao valor recuperável é reconhecida no resultado caso o valor contábil de um ativo ex-ceda seu valor recuperável estimado. A reversão de perdas reconhecidas é permitida, exceto com relação à redução no valor do ágio por expectativa de rentabilidade futura.

5.7. Subvenções governamentais

Subvenções governamentais são reconhecidas como receita ao longo do período, comprovada com as despesas que pretende compensar em uma base sistemática, aplicando-se da seguinte forma:

● Subvenções com reinvestimentos: na mesma proporção da depreciação do bem;

● Subvenções diretas relacionadas ao lucro da exploração: diretamente no resultado; e

● Os valores apropriados no resultado serão destinados à reserva de incentivos fiscais, no patrimônio líquido.

5.8. Reconhecimento de receitas, custos e despesas

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. Os custos e as despesas são contabilizados pelo regime de competência.

O resultado financeiro líquido inclui principalmente receita de juros sobre aplicações financeiras, despesa com juros sobre financiamentos, além das variações cambiais e monetárias líquidas.

Os lucros auferidos entre entidades de controle comum são registradas no patrimônio líquido, como contri-buição ao capital social, líquidos de impostos.

5.9. Imposto de renda e contribuição social

Para fins de apuração do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro corrente, a Sociedade adotou o Regime Tributário de Transição - RTT, conforme previsto na Lei nº 11.941/09, ou seja, na determi-nação do lucro tributável considerou os critérios contábeis da Lei nº 6.404/76, antes das alterações da Lei nº 11.638/07. As despesas de imposto de renda e contribuição social do período compreendem os impostos corrente e diferido. Os impostos sobre diferenças temporárias, geradas pela adoção da nova lei societária, foram registrados como impostos e contribuições diferidos ativos e passivos.

Os impostos e contribuições sociais diferidos são reconhecidos em função das diferenças temporárias entre o lucro contábil e o lucro fiscal, prejuízo fiscal e base negativa da contribuição social, quando aplicável. Os reconhecimentos no ativo são realizados na proporção da probabilidade de que lucro tributável futuro esteja disponível e contra o qual as diferenças temporárias possam ser usadas.

5.10. Novas normas e interpretações ainda não adotadas

Diversas normas, emendas a normas e interpretações IFRS emitidas pelo IASB ainda não entraram em vigor para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2012.

Novos pronunciamentos, emendas aos pronunciamentos e interpretações são efetivos para os períodos anuais iniciados a partir de 15 de dezembro de 2013, e não foram aplicados na preparação destas demons-trações contábeis. É esperado que nenhum desses novos pronunciamentos tenha efeito material sobre as demonstrações contábeis da Sociedade exceto pelo IFRS 9 Instrumentos Financeiros que pode modificar a classificação e mensuração de ativos financeiros mantidos pela Sociedade. A Sociedade não espera adotar esse standard antecipadamente e o impacto de sua adoção ainda não foi mensurado.

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 adoção antecipada dos pronunciamentos do IFRSs está condicionada à aprovação prévia em ato normativo do Conselho Federal de Contabilidade.

6. CAIXA E EQUIVALENTES DE CAIXAConsolidado Controladora

2012 2011 2012 2011Caixa e bancos ........................................................................... 23 2 22 2Aplicações financeiras ................................................................ 671 1.520 37 321

694 1.522 59 323

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 são representadas, basicamente, por fundos de investimentos cujos recursos estão aplicados em títulos públicos federais e aplicações em quotas do Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios (FIDC) do Sistema Petrobras. A rentabilidade do fundo foi de 8,41% em 2012 (11,59% em 2011).A exposição da Sociedade ao risco de crédito associado às instituições financeiras está divulgada na Nota 19.

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7. INVESTIMENTOS - CONTROLADORA7.1. Mutação dos investimentos

Saldo em 31 de dezembro

de 2010 AdiçõesEquivalência

patrimonial Dividendos


de 2011 AdiçõesEquivalência

patrimonial Dividendos


de 2012Subsidiárias e controladas Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. TBG ........................................ 574 – 59 (116) 517 – 98 (170) 445 Transportadora Associada de Gás S.A. TAG ................................................ 4.737 1.865 388 (77) 6.913 450 1.007 (1.393) 6.977 Gas Brasiliano Distribuidora S.A. GBD (*) ..................................................... – 406 5 – 411 – 11 – 422Total subsidiárias e controladas (a) ............................................................. 5.311 2.271 452 (193) 7.841 450 1.116 (1.563) 7.844Controladas em conjunto Companhia de Gás da Bahia BAHIAGAS (*) ................................................ 157 – 57 (62) 152 – 75 (42) 185 Companhia de Gás do Rio Grande do Sul SULGAS (*) ................................ 68 – 38 (46) 60 – 40 (38) 62 Companhia de Gás de Minas Gerais GASMIG (*) ........................................ 301 – 62 (41) 322 – 40 (46) 316 Companhia de Gás de Santa Catarina SCGAS (*) ....................................... 87 – 22 (37) 72 – 23 (2) 93 Outras participações (*) .................................................................................. 385 8 88 (74) 407 1 109 (67) 450Total controladas em conjunto (b) ................................................................ 998 8 267 (260) 1.013 1 287 (196) 1.106Coligadas (c) Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A. TSB ............................................. 7 – – – 7 – – – 7Total dos investimentos (a + b + c) ............................................................... 6.316 2.279 719 (453) 8.861 451 1.403 (1.759) 8.957Participação societária no exterior (**) ............................................................. 25 25 25Saldo de ágio.................................................................................................... 269 269 269Total geral ........................................................................................................ 6.610 9.155 9.251(*) O saldo inicial inclui a reclassificação do ágio do ativo intangível para o investimento em função do parágrafo 38 do IAS 31 e seu correspondente CPC 19 (R1). O ágio pago na aquisição da controlada GBD está apresentada no ativo intangível.(**) Refere-se ao investimento na Gás Transboliviano S.A. - GTB.


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7.2. Informações sobre as controladas, controladas em conjunto e coligadasMilhares de ações

Capital subscrito em 31 de dezembro de 2012

Ações ordinárias ou quotas

Ações preferenciais ou quotas

Patrimônio líquido

Lucro líquido (prejuízo) do exercício/período

Subsidiárias e controladas Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. TBG ............................................................................... 203 203.000 – 871 191 Transportadora Associada de Gás S.A. TAG ....................................................................................... 5.345 5.344.408 – 7.001 1.225 Gas Brasiliano Distribuidora S.A. GBD................................................................................................. 587 587.364 – 422 11Controladas em conjunto (*) Gás de Alagoas S.A. ALGAS (1) (2) ..................................................................................................... 30 131.556 263.113 55 19 Companhia de Gás da Bahia BAHIAGAS (1) ....................................................................................... 288 4.087 8.174 431 135 Companhia Brasiliense de Gás CEBGAS (3) ....................................................................................... 4 60 120 1 – CEG RIO S.A. (1) .................................................................................................................................. 96 665.008 1.330.015 271 116 Companhia de Gás do Ceará CEGAS (1) ............................................................................................ 68 13.133 26.267 113 38 Companhia Paranaense de Gás COMPAGAS (2) ............................................................................... 136 11.200 22.400 226 22 Companhia de Gás do Amapá GASAP (3) ........................................................................................... 1 750 750 – – Companhia Maranhense de Gás GASMAR (3) .................................................................................... 8 1.165 1.165 2 (1) Companhia de Gás de Minas Gerais GASMIG (1) ............................................................................... 644 136.418 272.837 834 103 Companhia de Gás do Piauí GASPISA (3)........................................................................................... 7 1.039 1.039 1 – Agência Goiânia de Gás Canalizado GOIASGAS (3)........................................................................... 5 1.000 2.000 1 (1) Companhia Paraibana de Gás PBGAS (2)........................................................................................... 48 473 946 62 5 Companhia Potiguar de Gás POTIGAS (2) .......................................................................................... 38 1.415 2.830 46 4 Companhia de Gás Est. Mato Grosso do Sul MSGAS (2) ................................................................... 13 4.258 8.517 22 4 Companhia Rondoniense de Gás RONGAS (3)................................................................................... 4 1.111 2.223 – – Companhia de Gás de Santa Catarina SCGAS (1) .............................................................................. 122 3.583 7.166 197 19 Empresa Sergipana de Gás SERGAS (2) ............................................................................................ 25 360 719 38 4 Companhia Pernambucana de Gás COPERGÁS (3) (1) ..................................................................... 130 32.248 64.495 206 28 Companhia de Gás do Rio Grande do Sul SULGAS (1) ...................................................................... 68 21.563 – 117 64 GNL Gemini Com. e Logística de Gás Ltda. (**) (1) .............................................................................. 77 77.106 – 59 (1) TMN Transportadora S.A. (3) ................................................................................................................ 17 8.415 8.415 7 (1) TNG Participações Ltda. (3) (**) ............................................................................................................ 14 13.616 – 1 (7)Coligadas (*) Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A. TSB .................................................................................... 27 80.500 – 28 1(*) Para a avaliação dos investimentos pelo método de equivalência na Gaspetro, relativas às controladas em conjunto e coligadas foram utilizadas demonstrações contábeis para o período de 12 meses findo em 30 de

novembro de 2012.(**) 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 2012 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 2012.7.3. Informações sobre as controladas● Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG - 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. A participação da Sociedade nessa empresa é de 51 %.● 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. A participação da Sociedade nessa empresa é de 100 %.

● Gas Brasiliano Distribuidora S.A. - GBD - Constituída em 18 de janeiro de 2003, tem por objeto social preponderante a exploração, mediante concessão, dos serviços de distribuição de gás canalizado na área noroeste do Estado de São Paulo, abrangendo 375 municípios, para atendimento dos setores industrial, residencial, comercial, gás natural veicular, termo geração e cogeração. O Contrato de Concessão foi assinado em 10 de dezembro de 1999 entre o Poder Concedente (representado pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo - ARSESP) e a GBD, com prazo de vigência de 30 anos, contados a partir da data de sua assinatura, com vencimento em 09 de dezembro de 2029, podendo ser prorrogado por uma única vez por 20 anos, mediante requerimento da GBD. A participação da Sociedade nessa empresa é de 100 %.

7.4. Informações sobre controladas em conjunto e coligadas2012

BAHIAGAS CEG-RIO SCGAS GASMIG SULGASOutras

Distribuidoras (a)Outras

companhias TotalAtivo circulante ....................................................................................................................... 275 308 105 198 161 683 40 1.770Ativo realizável a longo prazo................................................................................................. 12 12 28 725 11 72 4 864Investimentos ......................................................................................................................... – – – – – 3 – 3Imobilizado ............................................................................................................................. – – – – – 2 83 85Intangível ................................................................................................................................ 241 292 199 421 106 599 3 1.861Passivo circulante................................................................................................................... 93 301 134 247 161 481 25 1.442Passivo não circulante............................................................................................................ 4 40 1 263 – 105 10 423Patrimônio líquido ................................................................................................................... 431 271 197 834 117 773 95 2.718Receita operacional líquida .................................................................................................... 1.112 1.443 580 976 563 1.686 110 6.470Lucro líquido do exercício....................................................................................................... 135 116 19 103 64 122 (8) 551Percentual de participação ..................................................................................................... 41,50% 37,41% 41,00% 40,00% 49,00% 24,5% a 83,0% 25% a 50,0%

8. IMOBILIZADOConsolidado Controladora

Edificações e benfeitorias Terrenos

Equipamentos e outros bens TBG

Gasodutos e equip. transporte

TAG

TBG Obras em

andamento

TAG Obras em

andamento/outros Total TotalEm 1º de janeiro de 2011 ............................................................. 158 1 13 2.581 9.526 144 6.246 18.669 1 Aquisição e construção/baixa ...................................................... – – 9 – – 37 1.767 1.813 – Juros capitalizados ...................................................................... – – – – – – 160 160 – Transferência (líquida) ................................................................. 88 – 30 141 12.106 (148) (4.914) 7.303 – Alienação ..................................................................................... – – – (58) – – (1) (59) – Depreciação................................................................................. (11) – – (136) (738) – – (885) –

235 1 52 2.528 20.894 33 3.258 27.001 1Custo total ..................................................................................... 250 1 163 4.187 22.263 33 3.258 30.155 1Depreciação acumulada ................................................................ (15) – (111) (1.659) (1.369) – – (3.154) –Em 31 de dezembro de 2011 ....................................................... 235 1 52 2.528 20.894 33 3.258 27.001 1Em 1º de janeiro de 2012 ............................................................ 235 1 52 2.528 20.894 33 3.258 27.001 1 Aquisição e construção/baixa ...................................................... – – 2 – – 50 1.032 1.084 – Juros capitalizados ...................................................................... – – – – – – 1 1 – Transferência (líquida) ................................................................. 4 – (42) 29 3.477 (32) (3.541) (105) – Depreciação................................................................................. (13) – (3) (147) (897) – – (1.060) –

226 1 9 2.410 23.474 51 750 26.920 1Custo total ..................................................................................... 254 1 412 4.216 25.740 51 750 31.423 1Depreciação acumulada ................................................................ (28) – (403) (1.806) (2.266) – – (4.503) –Em 31 de dezembro de 2012....................................................... 226 1 9 2.410 23.474 51 750 26.920 1Taxas anuais de depreciação ........................................................ 4% a 10% 5% a 10% 3,3% 3,3%

9. INTANGÍVELConsolidado Controladora

Servidões de passagem

Concessão distribuição

de gás (a)

Ágio expectativa rentabilidade

futura (b) Software TotalServidões de

passagem

Ágio expectativa rentabilidade

futura (b) TotalEm 1º de janeiro de 2011 ...................................................................................... 4 – – 2 6 23 – 23 Aquisição .............................................................................................................. – 408 18 – 426 – 18 18 Transferência ........................................................................................................ – (103) – – (103) – – – Amortização .......................................................................................................... – (5) – (1) (6) (2) – (2)

4 300 18 1 323 21 18 39Custo total .............................................................................................................. 4 305 18 22 349 44 18 62Amortização acumulada ......................................................................................... – (5) – (19) (24) (23) – (23)Em 31 de dezembro de 2011 ................................................................................ 4 300 18 3 325 21 18 39Em 1º de janeiro de 2012 ..................................................................................... 4 300 18 2 324 21 18 39 Aquisição .............................................................................................................. – 33 – – 31 11 – 11 Transferência ........................................................................................................ – 15 (18) – (3) 19 (18) 1 Baixas (líquidas de amortização).......................................................................... – – – – – (20) – (20) Amortização .......................................................................................................... – (15) – (1) (16) (3) – (3)

4 333 – 2 341 28 – 28Custo total .............................................................................................................. 4 353 – 24 357 31 – 31Amortização acumulada ......................................................................................... – (20) – (20) (16) (3) – (3)Em 31 de dezembro de 2012................................................................................ 4 333 – 4 341 28 – 28Taxas anuais de amortização ................................................................................. 5% 3,3% a 10% 20% 5%

(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.(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).


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ção (a) Contratos de concessão de serviços de distribuição de gás natural canalizado

A Sociedade controla a GBD e exerce o controle compartilhado sobre 19 distribuidoras estaduais de gás, avaliadas pelo método de equivalência patrimonial 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 de dezembro de 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 infra-estrutura, 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 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.

Para fins de divulgação e em atendimento ao ICPC 01, a receita e custo de construção da GBD estão sendo reconhecidos na demonstração do resultado do exercício pelos valores incorridos para a construção da infraestrutura.

O custo de construção adicionado ao Intangível em 2012 foi de R$ 21 (R$ 14 em 2011) e refere-se aos gastos para formação da infraestrutura de gasodutos vinculados à concessão da GBD, que permite a prestação de serviço de distribuição de gás natural canalizado.

O valor residual dos bens vinculados à prestação de serviço da GBD 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 compar-tilhado (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.

10. Partes relacionadasConsolidado Controladora2012 2011 2012 2011

Petrobras Outras Total Total Petrobras TBG TAG REFAP Distribuidora Outras Total TotalAtivo Circulante Contas a receber (a) .............................................................................................................. 1.370 1 1.371 1.083 31 5 2 – 1 – 39 38 Dividendos e JSCP a receber ................................................................................................ – 33 33 45 – 142 105 – 32 – 279 228

1.370 34 1.404 1.128 31 147 107 – 33 – 318 266 Não circulante Realizável a longo prazo Contas a receber (b) ................................................................................................................ – 30 30 38 – 201 – – – 30 231 222 Contrato de mútuo ................................................................................................................... – – – – – – 650 – – – 650 650 Créditos para futuro aumento de capital.................................................................................. – – – – – – – – – – – 200

– 30 30 38 – 201 650 – – 30 881 1.072Passivo Circulante Repasses de financiamentos (FINAME vinculados à construção do GASBOL) (c) .............. – – – 26 – – – – – – – – Aquisição antecipada capacidade de transporte (d) ............................................................. 44 – 44 41 – – – – – – – – Contrato de Gerenciamento de obras TAG (e) ...................................................................... 338 – 338 313 – – – – – – – – Dividendos propostos ............................................................................................................ 174 – 174 238 174 – – – – – 174 238 Outras contas a pagar ........................................................................................................... 112 – 112 172 32 1 – – – – 33 44

668 – 668 790 206 1 – – – – 207 282 Não circulante Repasses de financiamentos (FINAME vinculados à construção do GASBOL) (c) .............. 423 – 423 403 – – – – – – – – Aquisição antecipada capacidade de transporte (d) ............................................................... 323 – 323 334 – – – – – – – – Créditos para futuro aumento de capital Outras Contas a pagar ............................................................................................................ 619 – 619 606 – – – – – – – –

1.365 – 1.365 1.343 – – – – – – – – Resultado do exercício Receita de vendas e serviços prestados ............................................................................... 5.922 7 5.929 4.831 – – – 1 – 1 2 3 Receitas financeiras inclui variações monetária e cambial.................................................... 29 4 33 51 31 54 140 – – 5 230 212 Despesas financeiras inclui variações monetária e cambial.................................................. (94) (541) (635) 391 (31) – – – – – (31) (18)(a) O valor relacionado à Petrobras refere-se principalmente às operações de transporte e distribuição de gás natural canalizado.(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 11).(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).(d) Os valores são remunerados com base na variação cambial do dólar norte-americano mais juros de 15% a.a. capitalizados anualmente.(e) Valores relativos a serviços de engenharia (CMA) para gerenciamento das obras.

As principais operações realizadas com as controladas referem-se a contas a pagar à Petrobras, decorrentes de repasse de gastos na construção do Gasoduto Bolívia-Brasil, acrescidas de encargos financeiros compa-tíveis 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 controladora da Gaspetro e as transportadoras e as distribuidoras de gás natural canalizado, controladas da Gaspetro, respectiva-mente, 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 co-merciais 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 mer-cado que possa ser usado neste caso, entretanto as tarifas firmadas suportam a recuperação econômica dos investimentos realizados.Efeito cambial sobre a tarifa da TBGDe acordo com termos contratuais, a tarifa de transporte praticada no ano é fixada em janeiro e mensalmente é 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. As diferenças apuradas mensalmente são registradas no resultado do exercício em que são apuradas, gerando um valor a receber ou a ressarcir à Petrobras, mediante compensação na tarifa de transporte do ano seguinte, considerando as quantidades previstas nos contratos. No exercício de 2012 foi apurado o montante de R$ 50 a ser recuperado, em 2013, via aumento de tarifa (em 2011 foi apurado o montante de R$ 20, recuperado em 2012 via aumento de tarifa).Repasse de financiamentos da Petrobras para a TBGTendo 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, para aquisição de materiais e equipamentos com instituições financeiras, sendo a principal delas o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES/FINAME, e com agências de crédito à exportação (ECAs) do Japão (J EXIM) e da Itália (Mediocredito).Em julho de 1998 foram firmados contratos On-lending entre a Petrobras e a TBG para repasse desses financiamentos à TBG nas mesmas condições contratadas originalmente pela Petrobras.No exercício de 2012 esses financiamentos foram integralmente liquidados.Adiantamentos recebidos pela TBG da PetrobrasRefere-se a valor recebido em adiantamento do contrato TCO, aportado pela Petrobras, equivalente a US$ 302, 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.Inclui também pré-pagamento para financiamento de expansão do trecho sul, que está sendo liquidado através da prestação de serviço num período de 20 anos, a partir de outubro de 2010, e novas estações de entrega, que serão liquidados através da prestação de serviço, após o término de cada obra.Contrato de prestação de fiançaA Gaspetro firmou, em 12 de junho de 2008 e em 17 de maio de 2010, com sua controladora Petrobras e com a Transpetro, 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 equi-pamentos 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 centé-simos 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 2012 foi auferida a receita de R$ 30 (R$ 29 em 2011).Honorários da AdministraçãoA remuneração dos membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal da Sociedade foi objeto de deliberação da Assembleia Geral Ordinária, realizada em 16 de março de 2012. Foi deliberada a fixação do montante global de R$ 775 mil válida para o período compreendido entre abril de 2012 e março de 2013. Os membros da Diretoria da Sociedade não são remunerados, visto que exercem funções gerenciais na controladora Petrobras, recebendo, portanto, remuneração por esta.

11. FINANCIAMENTOSConsolidado

Circulante Não circulanteEncargos 2012 2011 2012 2011

No País Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Gasodutos de Transporte do PAC - (11.2) .................................................... dólar, 7,43% a.a. 133 123 6.136 5.633 Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Projetos Amazônia - (11.3) ... TJLP+1,76% a.a. 345 347 2.845 3.180 Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Projetos Gasene - China Dev. Bank - (11.4) ................................................ dólar, 3,2% a.a. 129 114 1.149 1.124 Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES - Projetos Gasene - (11.4) ...... TJLP + 1,96% a.a. 333 340 2.399 2.742No exterior Instituições financeiras - Agências Multilaterais de Crédito (11.5) .......................................................

dólar, libor + 0,27% até 1,64% a.a. 72 79 195 245

BB Fund - Projetos Amazônia (11.3) .......................dólar, libor 6 m + 0,60% até 1,20% a.a. 1.579 – – 1.425

BB Fund - Projetos Gasene (11.4) ..........................dólar, libor 3 m + 2,45% a.a. – – 3.262 2.919

Total ........................................................................ 2.591 1.003 15.986 17.268

11.1. Financiamentos por moedasConsolidado

Circulante Não circulante2012 2011 2012 2011

Dólar norte-americano ................................................................ 1.651 79 3.457 4.589Real ............................................................................................ 678 687 5.243 5.922Real indexado ao Dólar norte-americano ................................... 262 237 7.286 6.757

2.591 1.003 15.986 17.268

11.2. TAG - BNDES - Programa de Aceleração do Crescimento (PAC)Em 30 de julho de 2009, a TAG captou R$ 5.700 junto ao BNDES, com cessão onerosa de títulos da Dí-vida Pública Mobiliária Federal (Letras Financeiras do Tesouro - LFT e Letras do Tesouro Nacional - LTN), destinados ao Plano de investimentos até 2010 em projetos de gasodutos enquadrados no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) do Governo Federal.O contrato, com prazo de 20 anos, prevê amortizações em parcelas semestrais, a partir de setembro de 2016 e juros à taxa de 7,43% a.a., sujeito à atualização monetária conforme a flutuação da cotação do Dólar norte-americano.


11.3. Financiamentos projetos de transporte de gás natural na AmazôniaEm 2012, a TAG mantinha um saldo de financiamento junto ao BNDES de R$ 3.190, para financiar os projetos de gás natural na Amazônia com vencimento em 15 de junho de 2022 e juros calculados a TJLP + 1,76% a.a.As dívidas com o BB Fund para os projetos de gás natural na Amazônia alcançaram R$ 1.579, com venci-mento em 17 de junho de 2013 e juros calculados a taxa libor 6 meses + spread de 0,75% a.a. até 1,20% a.a.11.4. Financiamentos projetos GaseneA partir de novembro de 2011, com a aquisição da Transportadora Gasene, a TAG consolidou os financiamentos obtidos com o BNDES, destinados as construções dos gasodutos GASCAC (Cacimbas-Catu) e GASCAV (Cabiúnas-Vitória), no montante de R$ 2.732, com juros calculados a TJLP + 1,96% a.a. e o montante de R$ 1.278, com juros de 2,4% mais 0,8% a título de encargos de repasse, sujeito à atualização monetária conforme a flutuação da cotação do Dólar norte-americano.Também foram absorvidas dívidas com o BB Fund, no montante de R$ 3.262, com vencimento repactuado para 15 de dezembro de 2022 e juros calculados a taxa libor 3 meses + spread de 2,45% a.a.11.5. Financiamentos da TBG com agências multilaterais de créditoEm novembro e dezembro de 1998 foram assinados contratos de financiamento com as agências multilaterais de crédito, pelo montante de US$ 510, com prazos variando de 15 a 20 anos, e saques efetuados a partir de 1999, cujos saldos são compostos como segue:

2012 2011Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) ..................................................... 173 186Banco Internacional para Reconstrução e Desenvolvimento (BIRD) ......................... 15 41Corporación Andina de Fomiento (CAF) .................................................................... 18 34Banco Europeu de Investimento (BEI) ...................................................................... 61 63

267 324Circulante ................................................................................................................... 72 79Não circulante............................................................................................................. 195 245

11.6. Vencimentos do principal e juros dos financiamentos no passivo não circulante2012 2011

2013............................................................................................................................ – 2.2292014............................................................................................................................ 792 7742015............................................................................................................................ 793 7742016............................................................................................................................ 1.029 9922017 em diante ........................................................................................................... 13.372 12.499

15.986 17.268

12. EMPRÉSTIMOS SUBORDINADOS DE DEMAIS ACIONISTASOs empréstimos com demais acionistas da TBG totalizavam R$ 196 (R$ 179 em 2011). 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.

2012 2011Circulante BBPP Holding Ltda. ................................................................................................. 2 2 YPFB Transporte do Brasil Holding Ltda. ................................................................ 1 1

3 3Não circulante BBPP Holding Ltda. ................................................................................................. 114 105 YPFB Transporte do Brasil Holding Ltda. ................................................................ 47 43 Bear Gás Participações Ltda. .................................................................................. – 14 AEI América do Sul Holding Ltda. ............................................................................ – 14 GTB - TBG Holdings S.À. R. L. (*) ............................................................................ 32 –

193 176196 179

(*) A GTB-TBG Holdings S.À.R.L. adquiriu as participações da Bear Gás Participações Ltda. e da AEI America do Sul Holding Ltda., que totaliza 8% do capital da TBG.

13. DESPESA POR NATUREZAConsolidado

2012 2011Serviço de transporte de gás natural (*) ..................................................................... – 615Depreciação e amortização ........................................................................................ 1.076 718Operação e manutenção ............................................................................................ 233 124Despesas com pessoal .............................................................................................. 106 55Aluguel de equipamentos, compressores e serviços de compressão........................ 175 166Serviços contratados, fretes, aluguéis e encargos gerais .......................................... 465 460

2.055 2.138Custo dos serviços prestados .................................................................................... 1.911 2.011Gerais e administrativas ............................................................................................. 144 127

2.055 2.138(*) O custo do serviço de transporte de gás natural corresponde às transações com a Gasene até a data de

aquisição do controle desta empresa pela TAG, em novembro de 2011.

14. IMPOSTOS E CONTRIBUIÇÕES SOCIAIS14.1. Impostos, contribuições sociais a recuperar


Circulante ICMS ................................................................................... 1 15 – – PASEP/COFINS ................................................................. 64 10 – – Imposto de renda ................................................................ 198 145 73 77 Contribuição social ............................................................. 45 34 22 11 Outros impostos.................................................................. 11 10 – –

319 214 95 88Não circulante ICMS ................................................................................... 2 4 – – PASEP/COFINS ................................................................. 941 918 – –

943 922 – –

Os créditos de PASEP/COFINS são originados das aquisições de ativos imobilizados pela TAG de acordo com a Lei Complementar nº 87/1996. A Administração da Sociedade espera realizar estes créditos com as operações futuras.14.2. Impostos e contribuições sociais a recolher


Circulante ICMS ................................................................................... 67 30 1 1 PASEP/COFINS ................................................................. 62 47 31 – Imposto de renda e contribuição social correntes .............. 293 224 18 40 Outros impostos.................................................................. 15 16 – –

437 317 50 41

14.3. Imposto de renda e contribuição social diferidosOs fundamentos e as expectativas para realização dos ativos e obrigações fiscais diferidos estão apresen-tados a seguir:Imposto de renda e contribuição social diferido ativo

Consolidado ControladoraNatureza 2012 2011 2012 2011Variação cambial .................................................................. 818 – – –Prejuízos fiscais.................................................................... 374 165 – –Provisões temporárias de gastos ......................................... 218 632 191 141

1.410 797 191 141Alíquota fiscal combinada de imposto de renda e contribuição social ........................................................... 34% 34% 34% 34% Imposto de renda e contribuição social diferidos - ativo ..... 479 271 65 48

Imposto de renda e contribuição social diferido passivoConsolidado Controladora

Natureza 2012 2011 2012 2011Variação cambial .................................................................. 220 499 – –Diferença de depreciação vida útil ....................................... 687 – – –Provisões temporárias de gastos ......................................... 226 232 32 32Lucro não realizado .............................................................. 70 45 – –Ajustes da Lei nº 11.638/07 .................................................. – 757 – –

1.203 1.533 32 32Alíquota fiscal combinada de imposto de renda e contribui-ção social.............................................................................. 34% 34% 34% 34%Imposto de renda e contribuição social diferidos - passivo .. 409 521 11 11Realização do imposto de renda e da contribuição social diferidos

2012Expectativa de realização

Consolidado ControladoraImposto de renda e

CSLL diferidos ativosImposto de renda e

CSLL diferidos passivosImposto de renda e

CSLL diferidos ativos2013................................... 6 – –2014................................... 46 110 92015................................... 29 19 102016 em diante .................. 398 280 46

479 409 65

14.4. Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucroA reconciliação do imposto e contribuição social apurado conforme alíquotas nominais e o valor registrados nos exercícios sociais de 2012 e de 2011 estão apresentados a seguir:

2012 2011 2012 2011Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social ........ 2.313 1.183 1.528 879Imposto de renda e contribuição social sobre o lucro às alíquotas nominais (34%) .................................................... (786) (402) (520) (299)Ajustes para apuração da alíquota efetiva: Adições e exclusões permanentes, líquidas ............................. 63 29 (16) 13 Participação em controladas e coligadas ................................. 101 91 481 244 Juros sobre capital próprio ....................................................... 154 – 52 –

(468) (282) (3) (42)Imposto de renda e contribuição social diferidos ....................... 348 397 7 (2)Imposto de renda e contribuição social corrente ........................ (816) (679) (10) (40)Despesa com formação de provisão para imposto de renda e contribuição social ................................................................. (468) (282) (3) (42)Alíquota efetiva ........................................................................... 20,23% 23,84% 0,20% 4,78%

15. PATRIMÔNIO LÍQUIDO15.1. CapitalEm 27 de abril de 2011, em Assembleia Geral Extraordinária, foi aprovado novo aumento do capital social em R$ 1.300 mediante a subscrição de 545.243 novas ações, sendo 436.292 ordinárias, 974 preferenciais classe "A", e 107.977 preferenciais classe "B", com recursos oriundos dos Créditos para Futuro Aumento de Capital recebidos.Em 16 de dezembro de 2011, em Assembleia Geral Extraordinária, foi aprovado o aumento do capital social em R$ 425 mediante a subscrição de 163.652 novas ações, sendo 130.951 ordinárias, 292 preferenciais classe "A", e 32.409 preferenciais classe "B", com recursos oriundos dos Créditos para Futuro Aumento de Capital recebidos.Em 15 de junho de 2012 foram realizadas duas Assembleias Gerais Extraordinárias, sendo que a primeira aprovou um aumento de capital de R$ 261, proveniente da transferência de propriedades de ações da Petrobras na TAG, em função do aumento de capital com bens. A segunda aprovou a redução de capital de R$ 11, proveniente da devolução de ativos da TAG para a Petrobras.O capital subscrito e integralizado em 31 de dezembro de 2012 é de R$ 6.865 (R$ 6.615 em 2011), estando representado por 3.973.689 ações (3.877.812 em 2011) sendo 3.179.660 ações ordinárias (3.102.941 em 2011), 7.100 ações preferenciais classe "A" (6.929 em 2011) e 786.929 ações preferenciais classe "B" (767.942 em 2011), 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 ordi-nárias 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.15.2. Reserva de capitalRefere-se à 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 nº 11.638/07 e da Lei nº 11.941/09 esse saldo deve ser mantido nessa conta até sua total utilização, na forma prevista na Lei nº 6.404/76.15.3. Reserva legalÉ constituída mediante apropriação de 5% do lucro líquido de cada exercício, em conformidade com o Artigo 193 da Lei nº 6.404/76.15.4. Reserva de retenção de lucrosA 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).15.5. Reserva especialConstituída 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 Sociedade.Em 28 de dezembro de 2012, os acionistas reunidos em Assembleia Geral Extraordinária aprovaram a rever-são da totalidade do montante desta reserva e seu pagamento, na mesma data, sob a forma de dividendos.15.6. DividendosAos 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.Em 16 de março de 2012, a Assembleia de acionistas aprovou o pagamento dos dividendos adicionais propostos no montante de R$ 557, referentes ao exercício de 2011.A proposta do dividendo relativo ao exercício de 2012, que será encaminhado pela Administração da Socie-dade à aprovação dos acionistas na Assembleia Geral Ordinária - AGO de 2013, no montante de R$ 1.449 (R$ 364,70 por ação), atende aos direitos garantidos aos acionistas, podendo ser assim demonstrados:

2012 2011Lucro líquido do exercício.............................................................................................. 1.525 837Apropriação: Reserva legal (art. 193 da Lei nº 6.404/76) ................................................................. (76) (42)Lucro básico para fins de dividendo .............................................................................. 1.449 795Dividendos propostos limitado a 25% ........................................................................... – 238Juros sobre o capital próprio - R$ 123,31 por ação (em 2012) ..................................... 490 –Dividendos adicionais propostos - R$ 241,39 por ação (em 2012) ............................... 959 557Total dividendos propostos ............................................................................................ 1.449 795Menos: Juros sobre o capital próprio antecipados ................................................................... (316) –Saldos de dividendos propostos.................................................................................... 1.133 795Saldo de juros sobre capital próprio a pagar ................................................................. 174 238Dividendos adicionais propostos ................................................................................... 959 557

1.133 795continua

cont

inua

ção


Os dividendos propostos de 2012, no montante de R$ 1.133, incluem juros sobre o capital próprio no total de R$ 490, aprovados pelo Conselho de Administração em 20 de dezembro de 2012, sendo que a 1ª parcela, no montante de R$ 316, foi paga em 20 de dezembro de 2012.A parcela de juros sobre o capital próprio distribuídas antecipadamente em 2012 serão descontadas dos dividendos propostos para este exercício, corrigidas pela taxa SELIC deste a data de seu pagamento até 31 de dezembro de 2012. A segunda parcela de juros sobre o capital próprio será disponibilizada ao longo do exercício de 2013 e os dividendos serão pagos na data a que vier a ser fixada em Assembleia Geral Ordinária de Acionistas e terão seus valores atualizados monetariamente, a partir de 31 de dezembro de 2012 até a data de 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%, conforme estabelecido na Lei nº 9.249/95. Esses juros foram imputados aos dividendos do exercício, e contabilizados no resultado, conforme requerido pela legislação fiscal, e foram revertidos contra lucros acumulados, resultando em um crédito tributário de imposto de renda e contribuição social no montante de R$ 167.15.7. Contribuição adicional de capitalEm 11 de novembro de 2011, a Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG exerceu a opção de compra de 100% das ações da Sociedade de Propósito Específico (SPE) Transportadora Gasene S.A. - Gasene.O ganho de capital relacionado à diferença do valor do patrimônio líquido da Gasene e o valor contratualmente estipulado e pago pela TAG (R$ 705) foi reconhecido como uma contribuição adicional de capital, considerando que esta SPE já fazia parte do grupo de empresas consolidadas no Sistema Petrobras.Em junho de 2012, o direito de uso de parte da faixa de servidão de passagem do Gasbol foi vendido para a Petrobras por R$ 74, conforme previsto no contrato assinado entre a TBG e a Gaspetro. O valor de venda, líquido de seu custo (R$ 20) e de tributos (R$ 18), foi registrado como contribuição adicional de capital (R$ 36), em função de não ser permitido pelas práticas contábeis (IFRS) o reconhecimento de ganho em operação não usual de venda entre empresas do mesmo grupo econômico.15.8. Lucro por ação


Lucro líquido atribuível aos acionistas da Gaspetro ....... 1.845 901 1.525 837Quantidade de ações ordinárias preferencias ................ 3.973.689 3.877.812 3.973.689 3.877.812Lucro líquido básico por ação......................................... 0,46 0,23 0,38 0,22

16. RECEITA OPERACIONALConsolidado Controladora

2012 2011 2012 2011Receita bruta de vendas de produtos............................. 365 104 – –Encargos de vendas ....................................................... (78) (22) – –Receita líquida de vendas de produtos .......................... 287 82 – –Receita bruta de serviços prestados .............................. 6.903 5.539 3 4Encargos de vendas ....................................................... (979) (707) (1) (1)Receita líquida de serviços prestados ............................ 5.924 4.832 2 3Total receita líquida......................................................... 6.211 4.914 2 3

17. RECEITAS (DESPESAS) FINANCEIRAS LÍQUIDASConsolidado Controladora

2012 2011 2012 2011Despesas financeiras ..................................................... Despesas com endividamento...................................... (1.045) (516) – – Mútuo NTN/NTS ........................................................... (47) (5) – – Outras despesas........................................................... (86) (99) – –

(1.178) (620) – –Receitas financeiras Com aplicações financeiras .......................................... 146 77 38 6 Outras receitas ............................................................. 37 52 135 159

183 129 173 165Variações monetárias e cambiais líquidas ..................... (1.054) (1.349) 68 42

(2.049) (1.840) 241 207

18. PROCESSOS JUDICIAIS E CONTINGÊNCIAS18.1. Processos judiciais provisionadosA Gaspetro e suas controladas, no curso normal de suas operações, estão envolvidas em processos judiciais, de natureza cível, tributária, trabalhista e ambiental. Foram constituídas provisões para processos judiciais a valores considerados pelos seus assessores jurídicos e sua administração como sendo suficientes para cobrir perdas prováveis.Em 31 de dezembro de 2012 e 2011, essas provisões são apresentadas da seguinte forma, de acordo com a natureza das correspondentes causas:


Processos ambientais .................................................... 36 – – –Circulante ...................................................................... 36 – – –Reclamações trabalhistas .............................................. 2 1 – –Processos fiscais ............................................................ 3 3 – –Processos cíveis ............................................................ 53 56 54 52Processos ambientais .................................................... – 15 – 15Outras contingências ...................................................... 11 10 – –Não circulante ............................................................... 69 85 54 67

18.2. Processos judiciais não provisionadosApresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais considerados como perdas possíveis:

Descrição Natureza e valor Situação atual

Autor: Transportadora Associada de Gás - TAGProcesso nº: 2006.001.120416-3Perdas e Danos pelo inadimplemento do contrato.

CívelR$ 184

Ação movida pela TAG contra o Consór-cio Masa em função de inadimplemento de contrato. Todavia, em 8 de março de 2010, apesar de ser autora da ação, a TAG foi condenada em 1ª instância ao pagamento dos prejuízos do Consórcio no ano de 2005 e a devolução do seguro recebido após o ajuizamento da causa. Em 28 de maio de 2012, a TAG entrou com ação de embargos de declaração impugnando o acórdão.

Autor: Secretaria Estadual de Fazenda do Estado do Rio de JaneiroA.I. nº 03.328592-5Recolhimento incorreto do Diferencial de Alíquota pela TAG nas operações interes-taduais de compra de material de consumo.

TributáriaR$ 17

Aguardando a análise do Fisco Estadual quanto à impugnação apresentada pela TAG.

Autor: Secretaria Estadual de Fazenda do Estado do Rio de JaneiroA.I. nº 03.257598-7Aproveitamento indevido de crédito de ICMS

TributáriaR$ 14

Aguardando a análise do Fisco Estadual quanto à impugnação apresentada pela TAG.

Autor: MPE Montagens e Projetos Espe-ciais S.A.Indenização de perdas e danos por dese-quilíbrio econômico-financeiro do contrato.

CívelR$ 82

Contratada pela TBG para obras do Pro-jeto Confiabilidade, pleiteia a condenação da TBG ao pagamento de indenização de perdas e danos por desequilíbrio econômico-financeiro do contrato.

Autor: Mendes Junior Trading e Engenharia Ltda.Indenização por conta de prejuízos na exe-cução de serviços contratados.

CívelR$ 28

Ação indenizatória contra a TBG pleite-ando indenização por conta de prejuízos decorrentes da alta dos preços de pro-dutos e materiais e da variação cambial ocorridos ao longo do contrato.

18.3. Contingências ativas● Recuperação de PIS 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 inci-dentes 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 9 de novembro de 2005, o Supremo Tribunal Federal considerou inconstitucional o mencionado § 1º do art. 3º da Lei nº 9.718/98.

Em 9 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 2012, o valor de R$ 81 (R$ 78 em 2011), relativo à citada ação, não está refletido nestas demonstrações contábeis e encontra-se atualizado monetariamente de acordo com a variação da taxa SELIC.

19. GERENCIAMENTO DE RISCOS E INSTRUMENTOS FINANCEIROSA 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.

Em 31 de dezembro de 2012 e 2011, a Sociedade e suas controladas não possuíam 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 cor-porativos 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 2012 e 2011 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 2012 e 2011:

Consolidado ControladoraAtivo 2012 2011 2012 2011Circulante Caixa e equivalentes de caixa ............................................ 694 1.522 59 323 Contas a receber - empresas do sistema Petrobras .......... 1.371 1.083 39 38 Contas a receber, líquidas .................................................. 55 54 6 5

2.120 2.659 104 366Não circulante Contas a receber - empresas do sistema Petrobras .......... 30 38 881 872 Adiantamento a fornecedores ............................................. 59 63 – – Crédito para futuro aumento de capital .............................. – – – 200 Depósitos vinculados ......................................................... 30 45 – – Ativo financeiro ................................................................... 28 23 – –

147 169 881 1.0722.267 2.828 985 1.438

Consolidado ControladoraPassivo 2012 2011 2012 2011Circulante Financiamentos .................................................................. 2.591 1.003 – – Fornecedores...................................................................... 177 476 7 – Contas a pagar - empresas do sistema Petrobras ............. 494 552 33 44

3.262 2.031 40 44Não circulante Financiamentos .................................................................. 15.986 17.268 – – Contas a pagar - empresas do sistema Petrobras ............. 1.365 1.343 – – Empréstimos de demais acionistas .................................... 193 177 – – Crédito para futuro aumento de capital .............................. – – – –

17.544 18.788 – –Patrimônio líquido ................................................................. Capital realizado ................................................................. 6.865 6.615 6.865 6.615

27.671 27.434 6.905 6.659

As operações da Sociedade e suas controladas estão sujeitas aos fatores de riscos abaixo descritos:

(a) Risco de taxa de jurosDecorre 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.

Na 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:

2012 2011Total com taxas fixas .................................................................................................. 478 464Total com taxas variáveis ........................................................................................... 189 253

667 717

(b) Risco de taxa de câmbioO gerenciamento dos riscos cambiais é feito de forma corporativa pela controladora Petrobras, que busca identificá-los e tratá-los de forma integrada, visando garantir alocação eficiente dos recursos destinados à proteção patrimonial.

O risco cambial decorre da possibilidade de oscilações de taxas de câmbio das moedas estrangeiras utili-zadas 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.

A exposição cambial da TBG e TAG em 31 de dezembro de 2012 está concentrada em seus empréstimos e financiamentos, conforme demonstrado a seguir:

2012 2011Com instituições financeiras, em dólar norte-americano - TAG ................................. 12.388 11.338Com instituições financeiras, em dólar norte-americano - TBG ................................. 267 323

12.655 11.661

Com os demais acionistas, em dólar norte-americano - TBG .................................... 196 18012.851 11.841

Conforme descrito na Nota 11, a TAG e TBG possuem financiamentos sujeitos à variação cambial do Dólar norte-americano, cujos saldos estão valorizados pela taxa de fechamento de R$ 2,0435, em 31 de dezembro de 2012.

continua

cont

inua

ção


cont

inua

ção Na TBG os adiantamentos recebidos da Petrobras por conta de capacidade de transporte, cujo saldo em

2012 era de R$ 809 (R$ 778 em 2011), 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 da TBG 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 cam-biais, através da aplicação de recursos em fundos cambiais atrelados à variação do dólar norte-americano.

(c) Risco de taxa de créditoDecorre 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.

(d) Análise de sensibilidade● Risco de taxa de câmbioA 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 2012, que os ce-nários possível e remoto consideram a deterioração na variável de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a estas mesmas datas.

CenáriosProvável Possível Remoto

Financiamentos (dólar norte-americano).................................... 13.055 3.264 6.527

Risco de taxa de jurosA seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de juros variáveis, considerando que o cenário provável é a atualização do valor dos financiamentos em 2012 pelas mesmas

MARIA DAS GRAÇAS SILVA FOSTERPresidente

JOSÉ ALCIDES SANTORO MARTINS JOSÉ CARLOS COSENZA JOSÉ MIRANDA FORMIGLI FILHO ESTHER DWECK MARCO ANTONIO MARTINS ALMEIDA Conselheiro Conselheiro Conselheiro Conselheira Conselheiro

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

DIRETORIA EXECUTIVAJOSÉ ALCIDES SANTORO MARTINS

Presidente FATIMA VALÉRIA ARAUJO BARROSO PEREIRA LUCIANA BASTOS DE FREITAS RACHID Diretora Diretora

Ao Conselho de Administração e aos acionistas daPetrobras Gás S.A. - GaspetroExaminamos as demonstrações contábeis individuais da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (a "Sociedade" ou "Controladora") que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2012 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, bem como as demonstrações contábeis consolidadas da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e suas controladas ("Consolidado") que compreendem o balanço patrimonial consolidado em 31 de dezembro de 2012 e as respectivas demonstrações consolidadas do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, assim como o resumo das principais políticas contábeis e as demais notas explicativas.Responsabilidade da administração sobre as demonstrações contábeisA Administração da Sociedade é responsável pela elaboração e adequada apresentação dessas demons-trações 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 por erro.Responsabilidade dos auditores independentesNossa 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 pelo auditor 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 das divulgações apresentados nas demonstrações contábeis. Os procedimentos selecionados dependem do julgamento do auditor, incluindo a avaliação dos riscos de distorção relevante nas demonstra-ções contábeis, independentemente se causada por fraude ou por 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 expressar uma opinião sobre a eficácia desses controles internos da Sociedade. Uma auditoria inclui também a avaliação da adequação das políticas 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

Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petrobras Gás S.A. e da Petrobras Gás S.A. e suas controladas em 31 de dezembro de 2012, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa, bem como o desempenho consolidado de suas operações e os seus fluxos de caixa consolidados para o exercício findo nessa data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Ênfase

Chamamos a atenção para a Nota 1 às demonstrações contábeis, que descreve que as operações da So-ciedade são basicamente efetuadas com empresas do Sistema Petrobras e, portanto, estas demonstrações contábeis devem ser lidas nesse contexto. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto.

Outros assuntos

Informação suplementar - demonstrações do valor adicionado

Examinamos também as demonstrações do valor adicionado (DVA) individuais e consolidadas, referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2012, preparadas sob a responsabilidade da administração da Socie-dade e apresentadas como informação suplementar. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresenta-das, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Auditoria dos valores correspondentes ao exercício anterior

O exame das demonstrações contábeis individuais e consolidadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2011, apresentadas para fins de comparação, foi conduzido sob a responsabilidade de outros auditores independentes, que emitiram relatório de auditoria, com data de 27 de fevereiro de 2012, sem ressalvas, com parágrafo de ênfase do mesmo teor do incluído neste relatório.

Rio de Janeiro, 30 de janeiro de 2013

PricewaterhouseCoopers Maria Salete Garcia PinheiroAuditores Independentes ContadoraCRC 2SP000160/O-5 "F" RJ CRC 1RJ048568/O-7

RELATÓRIO DOS AUDITORES INDEPENDENTES SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS INDIVIDUAIS E CONSOLIDADAS

PARECER DO CONSELHO FISCAL

1. O Conselho Fiscal da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro, no exercício de suas funções legais e estatutárias, tomou conhecimento do Relatório de Administração e procedeu ao exame das Demonstrações Contábeis, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2012 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para o exercício findo nessa data, assim como, o resumo das principais políticas contábeis e as demais notas explicativas, elabo-radas com base nas práticas contábeis previstas na Legislação Societária Brasileira, complementadas com pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por Resoluções do Conselho Federal de Contabilidade - CFC, acompanhadas do Parecer da Auditoria Independente, datado de 30 de janeiro de 2013, e aprovada na 683ª Reunião do Conselho de Administração, realizada em 30 de janeiro de 2013.

2. Para o lucro líquido da Controladora, no montante de R$ 1.525.469.851,59 (um bilhão, quinhentos e vinte e cinco milhões, quatrocentos e sessenta e nove mil, oitocentos e cinquenta e um reais e cinquenta e nove centavos), a Administração propôs a seguinte destinação a ser deliberada pela Assembleia Geral Ordinária que será realizada em 19 de março de 2013:

i. Reserva Legal (art. 193 da Lei nº 6.404/76), constituída à razão de 5% - R$ 76.273.492,58 (setenta e seis milhões, duzentos e setenta e três mil, quatrocentos e noventa e dois reais e cinquenta e oito centavos);

ii. Dividendos no montante de R$ 1.449.196.359,01 (um bilhão, quatrocentos e quarenta e nove milhões, cento e noventa e seis mil, trezentos e cinquenta e nove reais e um centavo), estando incluídos nesse valor os juros sobre o capital próprio no total de 490.000.000,00 (quatrocentos e noventa milhões de reais), a título de juros sobre o capital próprio antecipados do exercício de 2012, conforme aprovado em reunião do Conselho de Administração da Gaspetro realizada em 17 de dezembro de 2012, dos

quais R$ 316.000.000,00 (trezentos e dezesseis milhões de reais) já foram pagos em 26 de dezem-bro de 2012, resultando no saldo remanescente de R$ 1.133.196.359,01 (um bilhão, cento e trinta e três milhões, cento e noventa e seis mil, trezentos e cinquenta e nove reais e um centavo), sendo R$ 174.000.000,00 (cento e setenta e quatro milhões de reais) sob a forma de juros sobre o capital próprio e R$ 959.196.359,01 (novecentos e cinquenta e nove milhões, cento e noventa e seis mil, trezentos e cinquenta e nove reais e um centavo), sob forma de dividendos adicionais, que deverão ser quitados pela Gaspetro até o exercício de 2013, de acordo com a disponibilidade de caixa da Companhia, atualizados monetariamente pela variação da taxa SELIC diária até a data do efetivo pagamento.

3. Considerando o trabalho de acompanhamento da Companhia desenvolvido pelo Conselho Fiscal ao longo do exercício, as informações prestadas pelos integrantes da Administração da Empresa e a opi-nião, sem ressalvas, pelos auditores independentes da PricewaterhouseCoopers, complementadas com comentários sobre o seu desempenho, assegurando que as Demonstrações Contábeis acima referidas representam adequadamente, em todos os aspectos relevantes as posições patrimonial e financeira da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro em 31 de dezembro de 2012, o Conselho Fiscal, por unanimidade, entende que as referidas Demonstrações Contábeis estão em condições de serem submetidas à deliberação da Assembleia Geral Ordinária dos Acionistas da Empresa.

Rio de Janeiro, 04 de fevereiro de 2013

Alexandre Aparecido de BarrosPresidente

Eduardo Manoel Cavalcanti Manuel Augusto Alves Silva Maria Angélica Ferreira da Silva Conselheiro Conselheiro Conselheira

taxas de juros nesta data, que os cenários possível e remoto consideram a variação de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data.

Em 31 de dezembro de 2011:

CenáriosProvável Possível Remoto

Financiamentos (TJLP) .............................................................. 7.138 7.240 7.342Financiamentos (LIBOR) ............................................................ 5.032 5.197 5.392

20. BENEFÍCIOS CONCEDIDOS A EMPREGADOS - TBG

A partir de 1º de agosto de 2009 a TBG implementou o Plano de Previdência Complementar, denominado Plano Petros TBG. O Plano Petros TBG foi estabelecido na modalidade de contribuição definida, para os benefícios previdenciários e possui contribuição variável para os benefícios de risco.

A partir de fevereiro de 2012 foi efetivada a migração de todos os empregados da TBG do plano Petros TBG para o plano Petros 2, também estabelecido na modalidade de contribuição definida para os benefícios previdenciários e contribuição variável para os benefícios de risco.

As contribuições pagas no exercício de 2012 totalizaram R$ 4 (R$ 2 em 2011).

As obrigações atuariais, reconhecidas no balanço patrimonial, totalizaram R$ 2, decorrentes de cálculo atuarial de ativos de R$ 1 e passivos de R$ 3.

21. COBERTURA DE SEGURO

A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras. Em 2012, a Sociedade pos-suía 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 examinados pelos nossos auditores independentes.

LUIZ GONZAGA DO MONTE TEIXEIRA - Contador - CRC-RJ-023208/O-2

petrobras gás s.a. - novamoinhos.com2).pdf · assim como a holding petrobras, ... estruturantes em...

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