relatorio gestao petrobras 2011

JULHO/2012

Relatório de

Gestão

PODER EXECUTIVO

MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS

PRESTAÇÃO DE CONTAS ORDINÁRIA ANUAL

RELATÓRIO DE GESTÃO DO EXERCÍCIO DE 2011

Relatório de Gestão do exercício de 2011 apresentado aos órgãos de controle interno e externo como prestação de contas anual a que esta Unidade está obrigada nos termos do art. 70 da Constituição Federal, elaborado de acordo com as disposições da Instrução Normativa TCU nº 63/2010, das Decisões Normativas TCU nº 108/2010 e TCU nº 117/2011, das Portarias TCU n° 123/2011 e CGU n° 2.546/2010, além do documento “Dicas para Elaboração do Relatório de Gestão 2011” divulgado pelo TCU.

Rio de Janeiro, 07/2012

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LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

RI Relacionamento com Investidores D.E Diretoria Executiva C.A Conselho de Administração C.F Conselho Fiscal P.N Plano de Negócio E&P Exploração e Produção G&E Gás e Energia RTC Refino, Transporte e Comercialização RTCP Refino, Transporte, Comercialização e Produção SMS Segurança, Meio Ambiente e Saúde TIC Tecnologia da Informação e Telecomunicações P&D Pesquisa e Desenvolvimento CVM Comissão de Valores Mobiliários SOX Sarbanes-Oxley FEBRABAN Federação Brasileira das Associações de Bancos CDES Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social IABr Instituto Aço Brasil OCDE Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico OPEP Organização dos Países Exportadores de Petróleo BPD Barris de Petróleo Dia LGN Líquidos de Gás Natural e Condensados GNL Gás Natural Liquefeito CFM Condições de Fornecimento de Materiais MPC Manual de Procedimentos Contratuais ANTAQ Agência Nacional Transportes Aquaviários EBN Empresa Brasileira de Navegação NORMAM Normas de Auditoria Marítima ANAC Agência nacional de Aviação Civil IFRS International Financial Reporting Standards IASB International Accounting Standards Board MW Megawatts LIBOR London Interbank Oferred Rate STF Supremo Tribunal Federal STJ Supremo Tribunal de Justiça CNPE Conselho Nacional de Política Energética GLP Gás Liquefeito de Petróleo ANP Agencia Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustível ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica IBAMA Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis SPE Sociedade de Propósito Específico R/P Reserva/Produção IRR Índice de Reposição de Reservas BOE Barril de Óleo Equivalente BOED Barril de Óleo Equivalente Dia

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LISTA DE QUADROS, GRÁFICOS E FIGURAS

Quadro I Acionistas 12 Figura I Estrutura da Auditoria interna 15 Figura II Estrutura da Ouvidoria Geral 16 Gráfico I Plano de Negócio 2011-15 17 Gráfico II Plano de Negócio 2011-15 17 Gráfico III Segmento de Refino 18 Gráfico IV Segmento de Biocombustíveis 19 Figura III Demonstração de Serviços do Exercício de 2011 - KPMG 26 Figura IV Posição Acionária 32 Gráfico V Produção de Gás Natural no Brasil 37 Quadro II Operações 45 Figura V Evolução das Reservas Provadas 47 Gráfico VI Reservas Provadas - Brasil 47 Gráfico VII Evolução do Volume de Vendas da BR 52 Quadro III Posicionamento Internacional 56 Gráfico VIII Produção Internacional de Óleo, Lgn, Condensado e Gás Natural (Mil Boed) 58 Gráfico IX Custo Unitário de Extração Internacional (Us$/Bbl) 58 Gráfico X Reservas Provadas 59 Quadro IV Projetos Patrocinados pela Petrobras 60 Quadro V Lista das Principais Siglas 62 Quadro VI Lucro Líquido por Segmento (R$ Milhões) 64 Quadro VII Plano Anual de Negócios 2012 65 Quadro VIII Resumo Econômico-Financeiro 65 Quadro IX Composição do Ebtida 66 Quadro X Principais Indicadores Econômicos Consolidados 66 Quadro XI Investimentos 67 Gráfico XI Desempenho das Ações (Mercado de Capitais) 69 Quadro XII Quadro Resultado Financeiro Líquido 72 Quadro XIII Demonstração Consolidada do Resultado por Área de Negócio - 2011 73 Quadro XIV Demonstração Consolidada do Resultado - R$ Milhões 75 Quadro XV Endividamento Consolidado 77 Gráfico XII Endividamento Bruto Total 78 Quadro XVI Ativos e Passivos Sujeitos à Variação Cambial 79 Gráfico XIII Valor Distribuído 80 Quadro XVII Dividendos 81 Quadro XVIII Vendas Líquidas 85 Quadro XIX Volume de Vendas 86 Quadro XX Preço Médio de Venda dos Produtos por Segmento 88 Quadro XXI Custo por Segmento 89 Quadro XXII Investimentos Consolidados 91 Quadro XXIII Mutações dos Investimentos 92 Quadro XXIV Demonstração do Lucro Básico para Cálculo dos Dividendos 97 Quadro XXV Parcelas dos Juros sobre o Capital Próprio 98 Quadro XXVI Base para Determinação da PLR 99

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SUMÁRIO

CONTEÚDO CUSTOMIZADO DO RELATÓRIO DE GESTÃO Parte D do anexo II da DN TCU nº 108/2011

Pág.

Introdução

Núcleo Fixo

Item 1 - Parte D da DN nº 108 DE 24 DE NOVEMBRO DE 2010 7

1 - Informações gerais sobre Petrobras Item 2 - Parte D da DN nº 108 DE 24 DE NOVEMBRO DE 2010 26 2 – Informações sobre a prestação de outros serviços que não sejam de Auditoria Externa pelo Auditor Independente; Currículo dos Conselheiros e Diretores, posição acionária do CF, CA e Diretoria


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


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


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


6 - Informações objetiva quanto aos projetos de pesquisa e desenvolvimento existentes Item 7 - Parte D da DN nº 108 DE 24 DE NOVEMBRO DE 2010 62

7 - Lista de siglas e abreviaturas do mercado de petróleo Item 8 - Parte D da DN nº 108 DE 24 DE NOVEMBRO DE 2010 64

8 - Análise sobre o ambiente financeiro, contemplando, desempenho empresarial, investimento, desempenho das ações, financiamentos corporativos, estoques, endividamentos, exposição cambial e patrimônio líquido e dividendos


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


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


11.1 - Análise sobre o ambiente governamental, contemplando, no mínimo:objetivos e metas (físicas e financeiras) institucionais e/ou pactuados nos programas sob sua gerência, previstos na Lei Orçamentária Anual e registrados no SIGPLAN.

82

11.2 - Informações sobre as transferências mediante convênio, acordo, ajuste, termo de parceria ou outros instrumentos congêneres.

82

11.3 - Informações sobre os contratos de bens e serviços e patrocínios. 83 11.4 - Informações sobre providências adotadas para dar cumprimento às determinações do TCU ou as justificativas para o caso de não cumprimento.

83

11.5 - Parecer da unidade de auditoria interna. 83

11.6 - Certificação do dirigente máximo de auditoria sobre o acompanhamento do resultado dos trabalhos efetuados pela Auditoria Interna e pelo Órgão ou Unidade de controle interno.

83

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Pág. Núcleo Variável Item 2 – Parte D da DN nº 108 DE 24 DE NOVEMBRO DE 2010 84 2.1 - Demonstrações financeiras e notas explicativas das subsidiárias - Petrobras Netherlands B.V - PNBV - Petrobras Distribuidora S.A - BR Distribuidora - Petrobras International Finance Company - PifCO - Braspetro Oil Service Company - BRASOIL - Braspetro Oil Company - BOC - Petrobras International Braspetro B.V - PIB B.V - Downstream Participações Ltda - Petrobras Transporte S.A - TRANSPETRO - Petrobras Gás S.A - GASPETRO - Petrobras Química S.A - PETROQUISA

2.2 - Vendas líquidas, volume de vendas por segmento de negócios e por tipo de produto

85

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

90

2.4 - Base de cálculo do pagamento dos Dividendos 96 2.5 - Base de cálculo da participação dos empregados e administradores nos lucros ou resultados

99

2.6 - Fornecedores 100 2.7 - Detalhamento das despesas sobre vendas, das despesas administrativas e os exploratórios para extração e refino de petróleo e gás

100

2.8 - Demonstrações financeiras e parecer dos Auditores Independentes das Subsidiárias

101

- Sociedade Fluminence de Energia Ltda - SFE - Termomacaé Ltda - Termoceará Ltda - Petrobras Comercializadora de Energia Ltda - PECEL - Petrobras International Braspetro B.V - PIB B.V

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Introdução O Relatório de Gestão da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, referente ao exercício financeiro de 2011, está estruturado conforme as normas e procedimentos vigentes na Instrução Normativa (IN) nº 63, de 01.09.2010, nas Decisões Normativas (DN) TCU nº 108, de 24.11.2010 e TCU nº 117, de 19.10.2011 e na Resolução TCU nº 234, de 01.09.2010. O presente relatório segue, ainda, as orientações técnicas relativas à sua formalização emanadas da Portaria TCU nº 123 de 12.05.2011 e Portaria CGU nº 2546, de 27.12.2010, além do documento “Dicas para Elaboração do Relatório de Gestão 2011” divulgado pelo TCU. Conforme anexo II, Parte A, da Decisão Normativa TCU nº 108, a Petrobras deverá elaborar o Relatório de Gestão 2011 de forma customizada, relacionando exclusivamente os conteúdos solicitados naquela DN.

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A – NÚCLEO FIXO

Item 1 – Parte D da DN nº 108 DE 24 DE NOVEMBRO DE 2010

1.1 - Identificação da empresa (nome, CNPJ, natureza jurídica e vinculação ministerial) Nome empresarial: PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS CNPJ: 33.000.167/0001-01 Natureza jurídica: Sociedade de Economia Mista Vinculação Ministerial: Ministério de Minas e Energia (MME)

1.2 - Endereço da Petrobras Holding (sede) descrição.

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

1.3 - Nome do auditor independente.

KPMG Auditores Independentes. 1.4 - Descrição das atividades das subsidiárias e coligadas.

a. Petrobras Distribuidora S.A. - BR Distribuidora Opera na área de distribuição, comercialização e industrialização de produtos e derivados de petróleo, álcool, energia e outros combustíveis.

b. Petrobras Gás S.A. - Gaspetro

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

c. Petrobras Transporte S.A. - Transpetro

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

d. Downstream Participações Ltda.

Participa em sociedades que atuam no segmento de refino.

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

f. Braspetro Oil Services Company - Brasoil

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

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g. Petrobras Netherlands B.V. - PNBV Atua, diretamente ou por intermédio de controladas, nas atividades de compra, venda, lease, aluguel ou afretamento de materiais, equipamentos e plataformas para a exploração e produção de óleo e gás.

h. 5283 Participações Ltda.

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

i. Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-PETRO

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

j. Braspetro Oil Company - BOC

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

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

l. Termelétricas

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

m. Bioenergética Britarumã S.A

Tem por objetivo específico a implantação da UTE Utarumã, termelétrica de 60 MW para a geração e comercialização de energia elétrica e vapor, na forma de produtor independente de energia elétrica.

n. Breitener Energética S.A.

Tem como objeto social a produção de energia elétrica para fornecimento exclusivo à Comercializadora Brasileira de Energia Elétrica Emergencial (CBEE), par suprimento ao Sistema Interligado, na modalidade de potência contratada e energia fornecida.

o. BRK Investimentos Petroquímicos S.A Holding criada para deter participação societária representativa do controle da Braskem.

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

q. Petrobras Biocombustível S.A.

Tem como objeto desenvolver a produção de etanol, biodiesel e de quaisquer outros produtos e atividades correlatos ou afins e a geração de energia elétrica associada às suas operações, podendo também explorar todas essas atividades através da participação em outras sociedades, bem como promover a integração de diversas áreas da empresa em torno do tema biocombustíveis.

r. Refinaria Abreu e Lima S.A.

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

s. Cordoba Financial Services Gmbh - CFS

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

t. Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - CLEP

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

u. Energética Suape II

Tem por objetivo principal a construção da Usina Termelétrica (UTE) Suape II, localizada no município de Cabo de Santo agostinho - Pernambuco, no complexo industrial portuário de Suape.

v. Eólicas:

Eólica Mangue Seco 1 Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Eólica Mangue Seco 2 Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Eólica Mangue Seco 3 Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. Eólica Mangue Seco 4 Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A; As sociedades acima têm como objetivo as construções, instalações, implantações, operações, explorações e manutenções das centrais geradoras eólicas denominadas: Usinas de Mangue Seco 1, Mangue Seco 2, Mangue Seco 3 e Mangue Seco 4 com capacidades instaladas de 26MW. Comercializam também as energias elétricas geradas pelas usinas.

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

x. GNL do Nordeste Ltda

Tem como objetivo a construção e operação de um terminal de gás natural liquefeito (GNL) no porto de Suape, incluindo o recebimento, estocagem e regaseificação.

y. Ipiranga Asfalto S.A.

Opera na área de distribuição, comercialização e industrialização de produtos derivados de petróleo, emulsões asfálticas e asfaltos em geral, produtos químicos, anticorrosivos, detergentes, óleos, graxas lubrificantes e produtos derivados de hulha; serviços tecnológicos e administrativos.

z. Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PC BIOS

Tem como objeto a participação em complexos bioenergéticos, na qualidade de acionista, ou em qualquer outra sociedade ou empreendimento no Brasil, especialmente para o investimento em sociedades constituídas para o desenvolvimento de bioenergia, sujeito ao prévio e expresso consentimento mútuo dos acionistas.

aa. LOGUM Logística S.A.

Tem como objeto a realização de estudos que permitam reavaliar a oportunidade de estender a futura construção e operação de uma rede de dutos entre os trechos do Terminal de Senador Canedo e o Terminal de Buriti Alegre, para transportar álcool ao mercado nacional e internacional.

bb. UEG Araucária LTDA

Tem como objeto social a exploração de serviço de geração de energia, na qualidade de produtor independente.

cc. Petrobras Química S.A.

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

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1.5 - Descrição simples das áreas Exploração e Produção, Gás e Energia, Abastecimento, Distribuição, Internacional e Corporativo.

E&P Exploração e Produção: Abrange as atividades de exploração, desenvolvimento da produção e produção de petróleo, LGN (líquido de gás natural) e gás natural no Brasil, objetivando atender, prioritariamente, as refinarias do país e, ainda, comercializando nos mercados interno e externo o excedente de petróleo, bem como derivados produzidos em suas plantas de processamento de gás natural. Abastecimento Contempla as atividades de refino, logística, transporte e comercialização de derivados e petróleo, exportação de etanol, extração e processamento de xisto, além das participações em empresas do setor petroquímico no Brasil. Gás e Energia Engloba as atividades de transporte e comercialização do gás natural produzido no país ou importado, de transporte e comercialização de GNL, de geração e comercialização de energia elétrica, assim como as participações societárias em transportadoras e distribuidoras de gás natural e em termoelétricas no Brasil, além de ser responsável pelos negócios com fertilizantes. Distribuição Responsável pela distribuição de derivados, etanol e gás natural veicular no Brasil, representada pelas operações da Petrobras Distribuidora. Biocombustíveis Contempla as atividades de produção de biodiesel e seus co-produtos e as atividades de etanol, através de participações acionárias, da produção e da comercialização de etanol, açúcar e o excedente de energia elétrica gerado a partir do bagaço da cana-de-açúcar. Internacional Abrange as atividades de exploração e produção de petróleo e gás, de abastecimento, de gás e energia e de distribuição, realizadas no exterior, em diversos países das Américas, África, Europa e Ásia. Corporativo No grupo de órgãos corporativos são alocadas as estruturas que não estão associadas às áreas de negócios.

12

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

Quadro I – Acionistas

Fonte: Formulário de Referência/Petrobras 1.7 - Descrição e composição da estrutura e de governança corporativa (Conselho de

Administração e seus comitês, Diretoria Executiva, Conselho Fiscal, Auditoria Interna, Ouvidoria Geral, Comitê de Negócios e os Comitês de Gestão).

A estrutura de governança corporativa é composta pelo Conselho de Administração e seus Comitês, Diretoria Executiva, Conselho Fiscal, Auditoria Interna, Comitê de Negócios e Comitês de Integração. Conselho de Administração: É um órgão de natureza colegiada e autônomo dentro de suas prerrogativas e responsabilidades, na forma da lei e do Estatuto Social. É composto por, no mínimo, cinco membros até dez membros eleitos, cabendo à Assembleia Geral dos Acionistas designar dentre eles o Presidente do Conselho, todos com prazo de gestão que não poderá ser superior a 1 (um) ano, admitida a reeleição. Composição do Conselho de Administração Guido Mantega José Sérgio Gabrielli de Azevedo Jorge Gerdau Johannpeter Luciano Galvão Coutinho Sérgio Franklin Quintella Marcio Pereira Zimmermann Miriam Aparecida Belchior Josué Christiano Gomes da Silva

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iretoria Executiva:D

composta por um Presidente, escolhido dentre os membros do Conselho de Administração, e sete

omposição da Diretoria Executiva

trella

a Foster

onselho Fiscal:

ÉDiretores, eleitos pelo Conselho de Administração, dentre brasileiros residentes no País, com mandato de três anos, permitida a reeleição, podendo ser destituídos a qualquer tempo. Entre os membros da Diretoria Executiva, apenas o presidente é membro do Conselho de Administração sem, no entanto, presidir o órgão. Exerce a gestão dos negócios da Companhia, de acordo com a missão, os objetivos, as estratégias e diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração. CJosé Sérgio Gabrielli de Azevedo Almir Guilherme Barbassa Renato de Souza Duque Guilherme de Oliveira EsPaulo Roberto Costa Maria das Graças SilvJorge Luiz Zelada C

rma permanente, é independente da administração e dos auditores externos,

omposição do Conselho Fiscal

reira Aucélio

sto Falcón

omitês:

Constituído de foconforme exigido pela Lei das Sociedades Anônimas. É composto por cinco membros, com mandato de um ano, permitida reeleição, sendo um representante dos acionistas minoritários, um representante dos acionistas titulares de ações preferenciais e três representantes da União, sendo um indicado pelo ministro de Estado da Fazenda, como representante do Tesouro Nacional. CTitulares Marcus PeCésar Acosta Rech Nelson Rocha AuguMaria Lúcia de Oliveira Marisete Fátima Dadald Pereira C

o amadurecimento e aprofundamento de temas a serem apresentados ao Conselho de

Companhia é composta dos seguintes Comitês:

) Comitês do Conselho de Administração: nselho de Administração: Auditoria; Meio

têm por

Realizam Administração e/ou à Diretoria Executiva. Constituem fóruns de discussão que têm por escopo possibilitar, maior amadurecimento e alinhamento das proposições antes de seu encaminhamento para instâncias superiores, contribuindo para a consistência dos processos decisórios e qualidade das decisões. A a

A Companhia possui três comitês do CoAmbiente; e Remuneração e Sucessão. São compostos por membros do Conselho e objetivo assessorar o órgão no cumprimento das suas responsabilidades de orientação e direção superior da Companhia, com atribuições específicas relacionadas ao escopo de atuação.

14

Atribuições do Comitê de Auditoria: ão, no sentido de que as demonstrações

s legais;

a e

processo de elaboração das Demonstrações Contábeis e de

Atribuições do Comitê de Meio Ambiente: s estratégias a serem desenvolvidas em

a

enciamento dos riscos ambientais e de segurança do trabalho que possam

e recomendar ao Conselho a aprovação de políticas de segurança, meio ntes

de, estabelecendo metas

Atribuições do Comitê de Remuneração e Sucessão: bros da Diretoria Executiva;

ntivos;

e novos membros

) Comitê de Negócios

gócios funciona como fórum de integração dos assuntos relevantes e

volvam mais de um

) Comitês de Integração:

ação funcionam como fóruns de análise e aprofundamento dos temas

omitês de Segmentos e Comitês Corporativos. As atribuições e regras de funcionamento dos Comitês de Integração são estabelecidas em seus respectivos Regimentos Internos.

Assessorar o Conselho de Administraçfinanceiras da Companhia sejam elaboradas em conformidade com as exigênciaAcompanhar e avaliar as atividades exercidas pelas Auditorias Interna e Independente; Facilitar e otimizar a comunicação, quando apropriado, entre o Conselho de Administração e: Conselho Fiscal, Diretoria Executiva e as Auditorias InternIndependente; Acompanhar o aprimoramento dos sistemas de controle interno.

Aconselhar o Conselho de Administração narelação às questões ambientais, de forma a alcançar o desenvolvimento sustentável dCompanhia; Avaliar o gerafetar a Companhia, acompanhando as ações tomadas para mitigação e controle desses riscos; Revisarambiente e saúde, bem como eventuais mudanças de política ambiental, consistecom as expectativas da comunidade e dos órgãos reguladores; Avaliar e integrar as funções de segurança, meio ambiente e saúambientais mensuráveis e acompanhando seu desempenho; Revisar e aprovar o programa de auditoria ambiental.

Propor ao Conselho as metas de desempenho dos memPropor ao Conselho a estrutura de compensação dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva, incluindo salários, bônus e outros inceAcompanhar e avaliar o processo de planejamento sucessório das posições críticas da Companhia, acompanhando o desempenho dos executivos com alto potencial; Avaliar a eficácia do processo de retenção de talentos na Companhia; Analisar e submeter ao Conselho propostas com relação à designação dda Diretoria Executiva.

bO Comitê de Neestratégicos, visando promover o alinhamento entre o desenvolvimento dos negócios, a gestão da Companhia e as diretrizes do Plano Estratégico da Petrobras. Este Comitê suporta o processo decisório referente às matérias que enSegmento ou Área de Negócio, bem como aquelas cuja importância e relevância demandem um debate mais amplo.

cOs Comitês de Integrdo seu escopo, podendo auxiliar na estruturação de informações a serem apresentadas ao Comitê de Negócios e Diretoria Executiva. Os Comitês de Integração dividem-se em: C

15

Auditoria Interna itoria Interna da Petrobras é uma unidade organizacional vinculada ao Conselho de A Aud

Administração (CA). Sua finalidade é assessorar, de forma efetiva, integrada e estratégica, a Alta ercício do controle das atividades do Sistema Petrobras no Brasil e no Exterior.

Administração no ex

Figura I - Estrutura da Auditoria Interna

Fonte: Auditoria/Petrobras Ouvidoria Geral:

ssegurar o acolhimento de denúncias, reclamações, pedidos, sugestões e olicitações de informação de todos os públicos de interesse da Petrobras, contribuindo para a

o fortalecimento da cidadania e da transparência;

iar as demandas e contribuir

relacionados aos

iundas do exercício

a Petrobras com recomendações formuladas a partir

emandas e manifestações gerais dos públicos de interesse da Petrobras;

cias, demandas e manifestações junto às

bre demandas relevantes;

o de Demandas;

Criar mecanismos e asgarantia de direitos eGerir a Ouvidoria Geral como canal oficial de denúncias para atendimento aos requisitos da Lei Sarbanes-Oxley e para o acolhimento de denúncias acerca de transgressões éticas; Articular-se com as demais unidades organizacionais visando intermedpara o aperfeiçoamento da gestão, das normas e procedimentos da Companhia; Representar a Petrobras junto a comunidades e fóruns nacionais e internacionais temas de combate à corrupção e transparência; Prestar contas à Direção Superior da Companhia das informações relevantes orda função Ouvidoria, respeitando o sigilo necessário ao desempenho da função; Contribuir para a gestão das empresas do Sistemdos conhecimentos e experiências adquiridos no exercício de sua função.

Ouvidoria Geral – Tratamento de demandas Gerenciar o processo de recebimento e tratamento de denúncias, d

Monitorar as providências oriundas das denúnunidades organizacionais, fazendo interações quando necessário; Subsidiar o Ouvidor Geral com informações soPromover reuniões de análise crítica para monitorar o atendimento aos procedimentos de tratamento de demandas e uso adequado do Sistema de Tratament

16

e atividades da Ouvidoria Geral; Promover a elaboração e acompanhamento do orçamento;

a Ouvidoria Geral perante seus

mento.

gura II – Estrutura da Ouvidoria Geral

Substituir o titular da função na sua ausência ou vacância.

Ouvidoria Geral – Planejamento e gestão Prover subsídios para a elaboração do planejamento anual d

Apoiar a gestão dos recursos humanos; Gerenciar a contratação de bens e serviços; Gerir processos de comunicação interna e divulgação dpúblicos de interesse; Implementar processos de gestão do conheci

Fi

Conselho de Administração

Ouvidoria Geral

Assistente

Coordenador de Transparência

Tratamento de DemandasPlanejamento e Gestão

Coordenador de Tratamento de

Demandas- Norte e Nordeste

Coordenador de Tratamento de demandas- São

Paulo


Demandas-Bahia e Sergipe

Coordenador de Tratamento de Demandas -

Sudeste

Coordenador

Coordenador da SecretariaExecutiva da Comissão de Ética


Demandas- Sul e Centro-Oeste

Fonte: Ouvidoria/Petrobras 1.8 - Breve análise sobre o plano de negócios da empresa e a regulamentação do setor de

e descrição do ambiente no qual a Petrobras se encontra.

7/2011, prevê investimentos de US$ 224,7 bilhões, representando uma média de US$ 44,9 bilhões por ano.

13,5 bilhões) destinam-se a projetos no Brasil e 5% (US$ 11,2 bilhões)

petróleo, com brev

Plano de Negócios O Plano de Negócios 2011-2015, divulgado pela Companhia em 22/0

Desse total, 95% (US$ 2a atividades no exterior.

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Gráfico I – Plano de Negócios 2011-15

Em termos globais, o valor do investimento do PN 2011-15 está alinhado com o publicado no Plano anterior (Plano de Negócios 2010-2014), Dos projetos mantidos, houve uma redução de

vestimento de aproximadamente 9,7%, devido principalmente a alterações no cronograma. Está inprevisto o investimento de US$ 32,1 bilhões em projetos novos, dos quais 87% dedicados à área de E&P (Exploração e Produção), com destaque para a Cessão Onerosa (US$12,4 bilhões).

Gráfico II – Plano de Negócios 2011-15

De acordo com o Plano de Negócios 2011-2015, o segmento de Exploração e Produção (E&P) deverá receber investimentos de US$ 127,5 bilhões, representando um aumento de 7,3% em relação o Plano de Negócios 2010-2014. Com esses recursos, pretende-se garantir a descoberta e a

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apropriação de reservas, maximizar a recuperação de petróleo e gás nas concessões em produção, além de desenvolver a produção do Pré-sal da Bacia de Santos e intensificar o esforço exploratório nas outras áreas do pré-sal e em novas fronteiras no Brasil e no exterior. Os investimentos no pré-sal correspondem a 45,4% do valor total do E&P no Brasil e aproximadamente 50% do montante destinado ao desenvolvimento da produção. O segmento de Refino, Transporte e Comercialização tem investimentos previstos de US$ 70,6 bilhões. A estratégia visa expandir a capacidade de refino de forma a atender a totalidade da demanda esperada no mercado nacional de derivados. Novas refinarias, qualidade dos combustíveis e modernização somam 74 % dos investimentos. Está prevista a construção de quatro refinarias: Refinaria do Nordeste, Comperj, Refinaria Premium I e Refinaria Premium II.

Gráfico III – Segmento de Refino

Já os investimentos previstos em Petroquímica somam US$ 3,8 bilhões, focando na ampliação da produção de petroquímicos e de biopolímeros preferencialmente através de participações ocietárias, principalmente no Brasil, de forma integrada com os outros segmentos da Companhia.

scimento do

investimentos de forma a assegurar

, Costa Oeste da África (Nigéria). O segmento

sNo que tange os projetos da área, vale destacar a implantação da Petroquímica Suape. O negócio de Distribuição deverá receber investimentos de US$ 3,1 bilhões, visando garantir a liderança na distribuição nacional, com meta de 40,6% de participação no mercado nacional em 2015, com destaque para os investimentos em logística visando acompanhar o cremercado domestico e atender demandas legais/ regulatórias. Após uma fase de investimentos em infraestrutura no transporte de gás natural para escoamento da produção e alcance do mercado consumidor, o segmento de Gás e Energia deverá receber US$ 13,2 bilhões, que serão direcionados para o segundo ciclo demercado ao gás associado à produção de petróleo, particularmente à produção do pré-sal. A maior parte dos investimentos no setor, aproximadamente US$ 9 bilhões, visa atender o mercado consumidor incluindo ampliação das térmicas a gás e das plantas de transformação química do gás natural em fertilizantes. Está prevista a construção de três plantas de fertilizantes para a produção de nitrogenados (Amônia e Uréia) em sinergia com outros ativos da Petrobras. Os demais investimentos estão direcionados principalmente à construção de terminais de regaseificação de GNL e de liquefação/processamento de gás natural. Apesar do maior direcionamento dos investimentos no mercado doméstico, na área internacional serão investidos US$ 11 bilhões, com foco no desenvolvimento da exploração e produção no Golfo do México (Cascade, Chinook, Saint Malo e Tiber)de E&P representa aproximadamente 87% do total da área internacional.

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Gráfico IV – Segmento de Biocombustíveis

O segmento de Biocombustíveis receberá US$ 4,1 bilhões, sendo US$ 2,8 bilhões em investimentos diretos através da subsidiária integral Petrobras Biocombustível (PBIO), com foco de atuação integrada na produção, logística e comercialização dos biocombustíveis, articipando na cadeia de alor no Brasil e no exterior, explorando sinergias. Deste investimento, 79% destinam-se ao

ogia da Informação e Telecomunicações (TIC) e US$ 4,6

cadeia de suprimento fortalecida e capacidade de

ção desses desafios.

) Necessidade de autorizações governamentais para o exercício das atividades e histórico de

Atividades de Exploração e Produção

ão Federal brasileira foi

pvnegócio de etanol e logística para etanol. Ainda no âmbito do Plano de Negócios 2011-2015, a Companhia pretende destinar investimentos para a superação de desafios tecnológicos, segurança operacional e recursos humanos. Na área de Segurança, Meio Ambiente, Eficiência Energética e Saúde (SMES) serão investidos US$ 4,2 bilhões, US$ 2,7 bilhões da área de Tecnolbilhões em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) totalizando um investimento de US$ 11,5 bilhões. Para impulsionar o desenvolvimento da cadeia de fornecedores nacionais e a entrada de empresas estrangeiras no mercado doméstico, a Companhia buscará consolidar as demandas e realizar contratações de longo prazo com requisitos de conteúdo local crescentes; implementar ações para aumentar a participação dos subfornecedores nacionais; apoiar o desenvolvimento de empresasnacionais inovadoras; agregar novos fornecedores (atualmente fora da cadeia); apoiar iniciativas de capacitação de pessoal e ampliar o apoio ao Programa Progredir, destinado a melhorar a financiabilidade da cadeia de fornecedores. Para atendimento dos requisitos de conteúdo local, diversas empresas pretendem desenvolver centros tecnológicos no país. O Plano de Negócios 2011-2015 requer a aquisição e o gerenciamento de recursos críticos para a sua execução. Mão-de-obra qualificada, financiamento serão necessárias para a realização do elevado número de projetos. A Companhia está trabalhando para a superaEm fevereiro de 2012, a Petrobras apresentou o seu Plano de Anual de Investimentos para o ano de 2012 de R$ 87,5 bilhões. Este valor representa um aumento de 19,9% quando comparado ao valor de investimento de R$ 73 bilhões realizado pela Companhia em 2011. Regulamentação do setor de petróleo com breve descrição do ambiente no qual a Petrobras se encontra arelação com a administração pública para obtenção de tais autorizações

O Governo Federal iniciou em 1995 uma ampla reforma do marco regulatório para as atividades do setor de petróleo e gás. Em 9 de novembro de 1995, a Constituiç

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modificada para autorizar a contratação, pelo Governo Federal, de empresas estatais ou privadas s incisos I a IV do artigo 177 da CF, dentre as quais

Lei do Petróleo. Trata-se dos Contratos de Concessão da Rodada

ervando-se seu objeto e as condições contratuais, desde que o novo

s Leis nºs 12.276/10 (Cessão Onerosa), 12.304/10 (Pré-Sal Petróleo S.A – PPSA) e 12.351/10 (Partilha de Produção), que constituem o novo

ção e a produção de petróleo e gás natural em áreas do Pré-sal.

m um percentual mínimo de

alidade de operador único, responsável por providenciar os recursos críticos para o

União, respeitado o percentual mínimo proposto definido pelo CNPE. O excedente em óleo, ou também chamado de "lucro em óleo", é a

para a realização das atividades previstas noaquelas referentes aos segmentos de exploração e produção e de abastecimento da indústria brasileira de petróleo e gás. Com o advento da Lei 9.478/97, de 06 de agosto de 1997 (Lei do Petróleo), foi revogada a Lei 2004/53 e a Petrobras deixou de ser a única executora do monopólio da União sobre as atividades de exploração e produção. A Lei do Petróleo instituiu a criação da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP e estabeleceu, diante da modificação constitucional, que a Petrobras desenvolveria as suas atividades em caráter de livre competição. Segundo a Lei do Petróleo, por ocasião da sua promulgação, a Petrobras teria ratificados seus direitos sobre cada um dos campos que se encontravam em efetiva produção e teria o direito a prosseguir nas atividades de exploração ou desenvolvimento da produção em áreas onde a Companhia comprovasse a capacidade de investimento, inclusive por meio de financiamentos. Em ambas as situações o prosseguimento das atividades de exploração e produção se deu efetivamente mediante a celebração, com a ANP, de Contratos de Concessão, dispensada a licitação. Tais contratos se tornaram conhecidos como “Contratos de Concessão da Rodada Zero”. A condução das atividades de exploração, desenvolvimento e produção no Brasil é realizada através de Contratos de Concessão, precedidos de licitações realizadas pela ANP. Algumas das atuais concessões da Companhia foram outorgadas pela ANP diretamente à Companhia, em 1998, em conformidade com aZero. Desde aquela época, à exceção dos chamados Contratos de Concessão da Rodada Zero, os quais, como acima destacado, foram outorgados a Petrobras mediante dispensa de licitação, todos os demais Contratos de Concessão firmados entre a Petrobras e a ANP foram oriundos da participação vencedora da Companhia nas rodadas de licitação promovidas pela Agência. Além disso, nos termos do artigo 29 da referida Lei, é permitida a transferência do Contrato de Concessão, presconcessionário atenda aos requisitos técnicos, econômicos e jurídicos estabelecidos pela ANP e, mediante sua prévia e expressa aprovação.

Novo Marco Regulatório A nova fronteira exploratória descoberta na camada Pré-sal, de elevado potencial e baixo risco, levou o Governo Brasileiro a promulgar a

marco regulatório para a exploraAs Leis do Novo Marco Regulatório não alteram os termos dos Contratos de Concessão já firmados para aproximadamente 28% da área mapeada do Pré-sal. Dentre as Leis promulgadas, destaca-se a Lei nº 12.351/10 que criou o regime de partilha de produção para as áreas do Pré-sal e áreas que venham a ser consideradas estratégicas peloGoverno Federal. Nos termos da Lei, a Petrobras será a operadora única, co30% de participação nos projetos. Com isso, a Companhia fica responsável pela condução das atividades de exploração e produção no regime de partilha de produção e, como conseqüência da sua qucumprimento desses objetivos. No regime de partilha de produção, os Contratos poderão ser celebrados diretamente com a Petrobras, dispensada a licitação ou, mediante licitação na modalidade leilão. Na segunda hipótese, o julgamento da licitação identificará a proposta mais vantajosa segundo o critério da oferta de maior excedente em óleo para a

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estinados à administração da União; (v) dos

dido de registro foi protocolado junto a CVM em 03 de setembro de 2010. (A

afirmar que a indústria convive com três regimes

relacionados à Exploração e Produção

Com a finalidade de desempenhar as atividades de exploração, desenvolvimento e produção das eia de óleo e gás,

ente na espécie conforme o tipo de área aonde ai ser alocado determinado bem ou serviço tomado. Nas áreas de concessão 100% Petrobras,

tamento de embarcações utilizadas no transporte de cargas e de

ítulo de exemplo, a Petrobras, conforme Resolução ANTAQ 495, de 13 de setembro de 2005, tem que realizar procedimento prévio junto à ANTAQ

produção de um determinado campo após a dedução de royalties e do “custo em óleo”, que são os custos relacionados à produção do petróleo. A Lei nº 12.351/10 criou também o Fundo Social, a ser constituído com recursos obtidos (i) de parcela do valor do bônus de assinatura relativos aos Contratos de Partilha de Produção; (ii) de parcela dos royalties que cabe à União; (iii) da receita advinda da comercialização de petróleo e gás natural da União; (iv) dos royalties e da participação especial das áreas localizadas no Pré-sal contratadas sob o regime de concessão dresultados de aplicações financeiras e, (vi) de outros recursos destinados ao Fundo por Lei. Além da Lei nº 12.351/10, que estabeleceu o regime de partilha de produção e o Fundo Social, o Governo Brasileiro promulgou a Lei nº 12.276/10, que autorizou a União a ceder onerosamente à Petrobras o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos até o limite de 5 bilhões de boe. Esta Lei autorizou ainda a capitalização da Companhia. O Contrato de Cessão Onerosa foi firmado entre Petrobras e União, por intermédio do MME, do MF e da PGFN, na data de 03 de setembro de 2010, sendo o valor total inicial do Contrato de R$ 74.807.616.407,00, sujeito a revisão. A ANP figura como interveniente anuente neste Contrato. A Companhia pagou pelo valor inicial da Cessão Onerosa com recursos da oferta pública, cujo peíntegra do Contrato de Cessão Onerosa poderá ser encontrada na nossa página da rede mundial de computadores www.petrobras.com.br/ri). Por fim, foi promulgada a Lei nº 12.304/10, que autorizou o Poder Executivo a criar a empresa pública denominada Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S. A – Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), à qual competirá, dentre outros, praticar atos necessários à gestão dos Contratos de Partilha de Produção. Diante do novo marco regulatório, pode-se distintos de exploração e produção de petróleo e gás natural: concessão partilha de produção e cessão onerosa.

Contratação de Bens e ServiçosRelacionamento com a Agência Nacional de Transporte Aquaviários – ANTAQ e com a Agência Nacional de Aviação Civil – ANAC

suas áreas de concessão, a Petrobras contrata no mercado fornecedor da cadbens e serviços que servem de insumos para a execução de sua atividade. Para tanto, observa o regramento jurídico incidvsegue o regramento contido no Regulamento anexo ao Decreto n. 2.745/98. Nas áreas de consórcio onde atua na qualidade de operadora, segue o regramento incidente conforme o tipo de consorciamento existente. Dentro desse contexto, é importante ressaltar que algumas dessas atividades contratadas no mercado necessitam de autorizações governamentais, demandando, dos prestadores de bens e serviços, ou ainda da própria Petrobras a depender do caso concreto, um relacionamento com determinada Agência Reguladora. Um exemplo desses é o afrepassageiros, cuja atividade é regulamentada pela Agência de Transportes Aquaviários - ANTAQ. No caso de afretamento “por tempo” de embarcação de apoio marítimo, detentora de bandeira estrangeira, que pode ser citado a t

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os serviços que serão desempenhados pela embarcação, buscando a certificação que

ser Empresa Brasileira de

robras deve solicitar autorizações específicas para

ulamentado pela ANTAQ,

são da sua bandeira de origem, com hasteamento do pavilhão nacional.

e se encontram

os ativos e direitos remanescentes desta sociedade, na forma estabelecida pelo

denominado circularização, onde informa ao mercado o tipo de embarcação desejada, a modalidade de afretamento, o período de mobilização e o prazo de duração do contrato, a descrição dinexiste embarcação de bandeira brasileira apta para atendimento da referida demanda existente na Companhia. Caso exista embarcação de bandeira nacional disponível, esta poderá oferecer bloqueio, que, se aceito pela ANTAQ, importará na contratação obrigatória da embarcação de bandeira nacional. Ocorre, assim, uma regulamentação especial sobre os afretamentos de embarcações que dão apoio às Unidades Marítimas da Companhia. Por outro lado, citando outra hipótese a título exemplificativo, quando a Petrobras pretende afretar uma determinada embarcação de apoio marítimo “a casco nu”, atua utilizando-se de sua própria condição de Empresa Brasileira de Navegação (EBN), necessitando, para tanto, comprovar junto à ANTAQ todas as exigências descritas na legislação incidente, tal como a detenção da gestão náutica da embarcação que será armada e tripulada pela própria Companhia. Em suma, a Petrobras como possuidora de autorização para Navegação (EBN) no segmento de apoio marítimo, segue as regras constantes na Resolução 843 de 14 de agosto de 2007, submetendo-se diretamente à fiscalização da ANTAQ, para que seu certificado seja, periodicamente, renovado. Para as atividades portuárias desempenhadas pela Petrobras, a ANTAQ concede autorizações específicas, conforme previsto na Lei 8.630/93 e em Resoluções da citada Agência Reguladora, como, por exemplo, a Resolução n.º 1655 de 30 de março de 2010. Algumas contratações também demandam que a Petrobras se relacione com a Marinha do Brasil. Conforme NORMAM 01/DPC/2005, a Petexercer atividades de prospecção e extração de petróleo e minerais quando utilizar unidades marítimas e embarcações que detenham condução náutica. O mesmo ocorre quando a Petrobras afreta embarcação especial a casco nu, cujo emprego não é reghipótese na qual a internalização da referida embarcação ocorre via Tribunal Marítimo, havendo a suspenPara renovar as referenciadas autorizações, a Petrobras submete-se, periodicamente, à fiscalização da Marinha, conforme as regras contidas na NORMAM 07. Para executar atividades portuárias a Petrobras, também necessita de aval da Marinha, que, inclusive, realiza fiscalizações nas instalações portuárias utilizadas pela Companhia. Por fim, para realizar os afretamentos de aeronaves de asa fixa (aviões) e rotativas (helicópteros), a Petrobras contrata no mercado empresas transportadoras qusubmetidas às regras contidas na Lei n.º 7.565 de 19 de dezembro de 1986, mas não necessita solicitar, junto à ANAC, autorizações para realizar estes afretamentos, visto que a legislação de regência não reclama o procedimento denominado circularização aplicável às embarcações de apoio marítimo regulamentadas pela ANTAQ. Todas as autorizações para operação são obtidas diretamente pelas empresas transportadoras que prestam serviços à Petrobras, visto que tais empresas mantêm contato direto e sofrem fiscalização da ANAC em razão da qualidade e da natureza da atividade que desempenham, não possuindo a Petrobras, em nenhum aspecto, qualquer condição ou qualidade que a qualifique, até a presente data, como em condição para operar diretamente uma aeronave em espaço aéreo brasileiro.

Aproveitamento de substâncias minerais A PETROBRAS MINERAÇÃO S.A (PETROMISA) foi extinta por decreto governamental, fundado no art. 4º da Lei 8.029/90, bem como no art. 5º, II da CF/88 e, conforme regulado na mencionada Lei, coube à Petrobras, em decorrência do controle acionário da PETROMISA, a sucessão d

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Decreto 244/91 em consonância com a Lei 8.029/90 que dispõe sobre a extinção e dissolução de

a Infra-Estrutura, pelo prazo de 25 (vinte cinco)

DNPM e

acordo com a Lei nº 11.909/09 (Lei

cordo internacional e autorização de importação ou exportação de gás natural,), e autorizações para o desenvolvimento de atividades

(autorizações para construção e operação dos Terminais de

ão de energia) outorgadas pela Agência Nacional de Energia Elétrica, nos termos do Decreto 2.335/97, que regulamentou a Lei 9.427/96 (Lei que

geração de energia elétrica, há dois tipos: uma

iofertilizantes, bem como o registro dos produtos supra mencionados (regulamentadas pela IN MAPA nº 10/2004, posteriormente alterada pela IN nº

entidades da Administração Publica Federal. Entre outros direitos e ativos remanescentes, foi outorgado à PETROBRAS o de concessão para pesquisa e lavra da silvinita, carnalita, salgema e taquiditra em relação a algumas áreas situadas no Estado de Sergipe listadas no Decreto 78.716/76, que pertenciam à PETROMISA. Nesse contexto, a PETROBRAS, como titular da concessão de lavra outorgada pelo Decreto 78.716 firmou em 28/10/1991 Contrato de Arrendamento com a VALE para pesquisa e lavra mineral com interveniência do Ministério danos, o qual se encontra averbado no Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM). Nesse cenário, a PETROBRAS, em relação a sua atividade minerária, deverá observar o Código de Mineração (Decreto-Lei 227/67), diplomas legais complementares e Portarias dosujeita-se a regulação e fiscalização da referida autarquia. Destaque-se que consoante dispõe o Código de Mineração regulado por Portaria do DNPM, os atos de cessão ou transferência de direitos minerários deverão ser submetidos à anuência prévia e averbação do DNPM, sem o que não terão validade.

Atividades de Gás e Energia No que concerne à regulação da indústria do gás natural, dedo Gás), há a necessidade de autorizações da Agência Nacional do Petróleo para a exploração de monopólio estatal da União, referentes às atividades insculpidas no artigo 177 da CF (autorização para transporte de gás envolvendo a

econômicas não monopolizadas GNL, Unidades de Liquefação e Regaseificação, Instalações de Tratamento e Processamento, gasodutos de transferência e escoamento da produção, bem como para o exercício das atividades de acondicionamento e estocagem e de comercialização de gás natural). Além disso, a Lei 9.478/97 (Lei do Petróleo) previu o regime de concessão para a exploração e produção de gás natural e a Lei do Gás determinou regime similar para a exploração da atividade de transporte de gás natural envolvendo interesse geral.

Regulação das Atividades no Setor Elétrico No que se refere à regulação das atividades da Petrobras no setor elétrico, são exigidas, conforme determinação dos artigos 4º, 6º e 7º da Lei 9.074/95 e artigos 3º e 4º do Decreto 2.003/96, autorizações (geração, autoprodução e comercialização de energia), permissões (geração de energia) ou concessões (geraç

instituiu a ANEEL). Quanto à autorização para apara o Produtor Independente de Energia - PIE (artigo 11 da Lei 9.074/95), que se enquadra no caso das UTE's, e outra para o Autoprodutor – APE (artigo 7º, I da Lei 9.074/95), que se enquadra no caso das refinarias.

Atividades de Produção de Fertilizantes Quanto às atividades de produção de fertilizantes, são exigidas pelo Ministério da Agricultura, Pecuária e Abastecimento ("MAPA"), conforme disposição da Lei nº 6.894/80, o registro das pessoas físicas ou jurídicas que produzam ou comercializem fertilizantes, corretivos, inoculantes, estimulantes ou b

20/09).

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tante não se trate de fertilizantes, mas produzida a partir de insumo da cadeia de

deste produto, que o fez através da

997 e do artigo 1º, § 1º, da Lei 9.847/99, todas as atividades de refinação, processamento, transporte, comercialização, importação e exportação de petróleo e derivados e

dutos e terminais necessitam de autorização da Agência

b) aminteAs exi lação à proteção da aúde humana e do meio ambiente. No nível federal, as atividades marítimas e aquelas que

nováveis (IBAMA), que emite licenças operacionais e de perfuração. A companhia é obrigada a apresentar relatórios, incluindo os relatórios de

De acordo com a área de Assuntos Regulatórios do Gás e Energia da Petrobras, as autorizações governamentais são obtidas sem dificuldades perante o órgão regulador, dentro dos procedimentos estabelecidos pela administração pública, havendo de ambas as partes um bom relacionamento e abertura para esclarecimento de questões que eventualmente surjam durante o processo, sem o prejuízo da obtenção das autorizações. Não obsfertilizantes, a Petrobras, em cumprimento à Resolução CONAMA n.º 403, de 11 de novembro de 2008, produzirá o ARLA 32, uma solução de Uréia de alta pureza, diluída a 32% em água demineralizada, que servirá para abastecer os motores do ciclo Diesel destinados a veículos pesados. Cabe ao IBAMA a regulamentação da especificaçãoINSTRUÇÃO NORMATIVA Nº 23, DE 11 DE JULHO DE 2009. O INMETRO, por sua vez, ficou responsável pelo controle de qualidade do citado produto. Para tanto, publicou a Portaria n.º 139, de 21 de março de 2011, complementada pela Portaria n.º 388, de 3 de outubro de 2011".

Atividades de Abastecimento As atividades incluídas no Abastecimento da Petrobras são essencialmente reguladas, e, portanto, várias são as autorizações governamentais necessárias, exceto a atividade petroquímica. Nessa linha, por força dos artigos 8º, V, XV e XVI; 53; 56 e 60 da Lei 9.478/1

biocombustíveis e construção deNacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíves – ANP. Recentemente, a resolução ANP nº 16/10 trouxe novas regras para a regulação da atividade de refino de petróleo, que abrange a construção, modificação, ampliação de capacidade e operação de Refinaria de Petróleo, e condicionou tais atividades à prévia e expressa autorização da ANP. Conforme artigo 27, XXII, da Lei 10.233/2001, as atividades de construção e exploração de terminais portuários de uso privativo, bem como o afretamento de navios, demandam autorização da Agência Nacional de Transportes Aquaviários – ANTAQ. A ANTT – Agência Nacional de Transportes Terrestres regulamenta o transporte de cargas perigosas em modal rodoviário. A área de Abastecimento da Companhia também desenvolve atividades sujeitas ao controle preventivo e repressivo do Conselho Administrativo de Defesa Econômica - CADE.Por fim, ressaltamos a inexistência de regulamentação específica para a atividade petroquímica. No que concerne ao relacionamento da Petrobras com os órgãos de controle governamentais, esclarecemos que existe uma gerência específica na estrutura da área de Abastecimento da Companhia criada essencialmente para se relacionar com órgãos de controle governamentais. Sendo assim, devido a este canal de relacionamento, o histórico recente não demonstra dificuldades com a administração pública na obtenção de tais autorizações.

Política ambiental da Companhia e custos incorridos para o cumprimento da regulação biental e, se for o caso, de outras práticas ambientais, inclusive a adesão a padrões rnacionais de proteção ambiental instalações da Petrobras no Brasil estão sujeitas a uma ampla variedade de leis, regulamentos e gências de licenciamento, nos níveis federal, estadual e municipal, com re

senvolvem mais de um estado brasileiro estão sujeitas à autoridade reguladora do Conselho Nacional do Meio Ambiente (CONAMA) e à autoridade administrativa do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Re

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2.550 milhões em projetos ambientais. Esses ssões e resíduos resultantes de

a, recuperação de áreas impactadas, nização dos dutos e o aperfeiçoamento da

ssui um Comitê Ambiental, formado por três membros de seu Conselho de dministração. As responsabilidades deste comitê são: (i) supervisionar e administrar questões

meio ambiente e assegurar o cumprimento dos

derramamentos de óleo, planos de contingência local e regional, terrestres e

à recuperação de derramamentos de óleo (OSRVs) totalmente

Ao final do ano de 2011, 90% das 295 unidades certificáveis no Brasil e no exterior estavam

monitoramento de segurança e poluição (IOPP) ao IBAMA a fim de manter suas licenças. As condições ambientais, de saúde e segurança em terra são controladas no nível estadual, e não no federal, havendo a previsão de responsabilização rigorosa por danos ambientais, mecanismos para a aplicação de normas ambientais e exigências de licenciamento para atividades poluentes. As pessoas físicas ou jurídicas cuja conduta ou atividade provoque danos ao meio ambiente estão sujeitas a sanções criminais e administrativas. As agências governamentais de proteção ambiental também poderão impor sanções administrativas por não cumprimento de leis e regulamentos ambientais, incluindo:

Multas; Suspensão parcial ou total das atividades; Obrigação de financiar projetos ambientais e de reclamação; Perda ou restrição de incentivos ou benefícios fiscais; Fechamento das instalações ou compromissos; e Perda ou suspensão da participação em linhas de crédito fornecidas por entidades oficiais de

crédito. Em 2011, a Petrobras investiu cerca de R$ investimentos foram direcionados principalmente à redução de emiprocessos industriais, gestão de efluentes e do uso da águimplementação de novas tecnologias ambientais, modercapacidade de responder a situações de emergência. A Petrobras poAocupacional; (ii) estabelecer metas ambientais mensuráveis e assegurar seu cumprimento; e (iii) recomendar mudanças na política ambiental, de saúde e segurança, se necessário, para o Conselho de Administração. O estatuto do Comitê Ambiental ainda está aguardando a aprovação do Conselho de Administração. As ações da Companhia para tratar das questões de regulamentos ambientais incluem:

Política e diretrizes corporativas de SMS, focadas nos princípios de desenvolvimento sustentável, cumprimento da legislação e indicadores de desempenho ambiental;

Dez centros de proteção ambiental e treze bases avançadas para a prevenção, controle e

resposta de marítimos, para derramamentos de óleo, envolvendo os serviços públicos e as comunidades, três embarcações dedicadasequipadas para o controle de derramamentos de óleo e combate a incêndios;

em conformidade com as normas ISO 14001 (relativa a meio ambiente) e BS 8800 ou OHSAS 18001 (relativas à segurança e saúde), recebendo as respectivas certificações, concedidas por organismos nacionais e internacionais. A Frota Nacional de Petroleiros foi totalmente certificada com o Código de Gestão Internacional IMO para Operação Segura de Navios e Prevenção de Poluição (Código ISM) desde dezembro de 1997;

Compromisso regular e ativo com o Ministério das Minas e Energia do Brasil e IBAMA,

incluindo a negociação de novos regulamentos de compensação ambiental e a discussão de questões ambientais com relação a novos gasodutos, projetos de produção de petróleo e gás e outros aspectos de nossas operações;

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o uso eficiente de energia e à gestão dos gases do efeito estufa. Ao reduzir o impacto ambiental de nossas

ntabilidade do negócio", a Petrobras implementou os

2.1 - In

auditor independente - Instrução CVM 381/2003. Petrobras utiliza instrumentos de gestão empresarial pautada em seu código de Ética, Código de oas Práticas e Diretrizes de Governança Corporativa.

O Estatuto So endentes não oderão prestar serviços de consultoria à Petrobras durante a vigência do contrato de auditoria. Petrobras contratou a KPMG Auditores Independentes para a prestação de Serviços Técnicos

e

m ano para prestação de Serviços Técnicos

ra a

Figura III - Demonstração de serviços do exercício de 2011 – KPMG

Projetos estratégicos “Mudanças Climáticas” e “Eficiência Energética”, com o objetivo de implementar os mais altos padrões da indústria de energia com relação a

operações, nós contribuiremos para a nossa própria sustentabilidade.Em 2011, em alinhamento ao Desafio Estratégico, “Maximizar a eficiência energética e reduzir a intensidade de emissões de GEE com o objetivo de atingir níveis de excelência na Indústria de Óleo e Gás e contribuir para a susteindicadores estratégicos de eficiência energética e emissões de gases de efeito estufa (GEE), com informes trimestrais para a Diretoria Executiva e Conselho de Administração sobre o desempenho das Áreas em relação aquelas dimensões. Os indicadores de energia e de emissões de GEE apresentaram evolução bastante positiva (com destaque para a redução da queima em tocha no E&P). A Diretoria aprovou também um conjunto de indicadores, com metas, para monitorar o progresso da companhia em relação a esse desafio: Índice de Intensidade Energética e de Emissão de Carbono (área de downstream); de Intensidade de Emissões, Queima de Gás em Tocha e indicadores de intensidade energética (área de upstream); Intensidade de Emissões de CO2 equivalente, indicadores de intensidade Energética das UTEs e Consumo específico de energia e os indicadores de intensidade de emissão para as instalações de produção de fertilizantes (área de Gás e Energia). Além disso, a companhia realiza estudos ambientais para todos os novos projetos, conforme exigido pela legislação ambiental brasileira. A gerência de SMS verifica a conformidade dos projetos com todas as exigências de SMS e a adoção das melhores práticas durante o ciclo de vida do projeto.


formações sobre a prestação de outros serviços que não sejam de auditoria externa pelo

AB

cial da companhia, no artigo 29, determina que os auditores indeppAEspecializados em Auditoria Contábil nos exercícios sociais de 2006, 2007, 2008, desde abril d2006. Em abril de 2009 o contrato foi prorrogado por mais dois anos, para os exercícios de 2009 e 2010. Em abril de 2011 o contrato foi prorrogado por mais uEspecializados em Auditoria Contábil do exercício de 2011. Durante o exercício de 2011, a KPMG Auditores Independentes prestou os seguintes serviços paPetrobras e suas subsidiárias e controladas.

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2.2 - Currículo dos conselheiros e diretores. Conselho de Administração Guido Mantega - O Sr. Mantega é presidente do Conselho de Administração da Petrobras desde 19 de março de 2010, após ter sido membro deste conselho desde 03 de abril de 2006. Ele é também

as Distribuidora S.A.—BR. O Sr. Mantega foi emuneração e Sucessão de nosso Conselho de

2007. Ele é o atual Ministro da Fazenda, cargo que ocupa desde bém membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social—

nde - Rio de

to

membro do Conselho de Administração da Petrobrindicado como membro do Comitê de RAdministração em 15 de outubro de28 de março de 2006, e é tamCDES, um órgão consultivo do governo brasileiro. Em 2008, representou o Brasil presidindo o G-20 financeiro (grupo formado por ministros da Fazenda e presidentes de Bancos Centrais dos países mais ricos do mundo). O Sr. Mantega também já foi Ministro do Planejamento, Orçamento e Gestão do Brasil e presidiu o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social—BNDES. Ele graduou-se em economia pela Escola de Economia, Administração e Contabilidade—FEA da Universidade de São Paulo—USP em 1971 e é Ph.D em Sociologia do Desenvolvimento pela Faculdade de Filosofia, Letras e Ciências Humanas—FFLCH da USP, e concluiu especialização no Institute of Development Studies—IDS da University of Sussex, Inglaterra em 1977. Jose Sergio Gabrielli de Azevedo - O Sr. Gabrielli é membro do Conselho de Administração da Petrobras desde 22 de julho de 2005 e é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. – BR, Petrobras Biocombustível, Transpetro, Gaspetro e Petroquisa. Ele foi nosso Diretor Financeiro de janeiro de 2003 a julho de 2005 e é nosso Presidente desde 22 de julho de 2005. O Sr. Gabrielli é Ph.D em Economia pela Universidade de Boston (1987). Ele é Professor Titular de Economia licenciado da Universidade Federal da Bahia (UFBA). Francisco Roberto de Albuquerque - O Sr. Francisco de Albuquerque é membro do Conselho de Administração da Petrobras desde 2 de abril de 2007 e é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. – BR. Além disso, é membro do Comitê de Auditoria e do Comitê de Remuneração e Sucessão de nosso Conselho de Administração desde 13 de abril de 2007 e 15 de outubro de 2007, respectivamente. Ele possui diploma de bacharel em Ciências Militares pela Academia Militar das Agulhas Negras (AMAN), em ReseJaneiro (1958), e de Economia pela Universidade de São Paulo (1968). Possui também diploma de mestrado em Ciências Militares pela Escola de Aperfeiçoamento de Oficiais (1969) e é Ph.D em Ciências Militares da Escola de Comando e Estado-Maior do Exército, no Rio de Janeiro (1977). Jorge Gerdau Johannpeter - O Sr. Jorge Gerdau é membro do Conselho de Administração da Petrobras desde 19 de outubro de 2001 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. – BR. Ele foi indicado membro do Comitê de Remuneração e Sucessão de nosso Conselho de Administração em 15 de outubro de 2007. O Sr. Jorge Gerdau é também presidente do Conselho de Administração da Gerdau, membro do Conselho de Administração do Instituto Aço Brasil—IABr, membro do Conselho de DesenvolvimenEconômico e Social - CDES e membro do Conselho de Administração da World Steel Association. O Sr. Jorge Gerdau também participa ativamente na melhoria da eficiência e da qualidade da administração nos setores públicos e privados, é membro do conselho deliberativo da Parceiros Voluntários e membro da Ação Empresarial. É Bacharel em Direito e Ciências Sociais pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS), Porto Alegre, em 1961.

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bro do Conselho de dministração da Vale S.A., membro do Comitê Curador pela Fundação Nacional da Qualidade – NQ e representante do BNDES junto ao Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e ecnológico—FNDCT. O Sr. Coutinho é Ph.D. em economia pela Universidade de Cornell, e tem

vimento Energético do MME. O r. Zimmermann também é o presidente do Conselho de Administração das Centrais Elétricas

975 a 1980, membro do CMN de 1985 a 1990 presidente do Tribunal de Contas do Estado do Rio de Janeiro de 1993 a 2005. O Sr. Quintella é

etária de Inclusão Social e abitação da Prefeitura Municipal de Santo André. Manteve a atividade acadêmica e foi docente da

Luciano Galvão Coutinho - O Sr. Coutinho é membro Conselho de Administração da Petrobras desde 4 de abril de 2008 e é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. – BR. Ele é presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) desde 27 de abril de 2007. Além disso, o Sr. Coutinho é memAFTdiploma de mestrado em economia pelo Instituto de Pesquisas Econômicas—Fipe da Universidade de São Paulo (USP), e também é bacharel em economia pela USP. Marcio Pereira Zimmermann - O Sr. Zimmermann é membro do Conselho de Administração da Petrobras desde 22 de março de 2010 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. — BR. Ele é presidente do Comitê de Remuneração e Sucessão do nosso Conselho de Administração desde 29 de abril de 2010. O Sr. Zimmermann é o atual Secretário Executivo do Ministério de Minas e Energia - MME, onde já exerceu o cargo de ministro e de secretário e secretário-executivo de Planejamento e DesenvolSBrasileiras—Eletrobrás, onde anteriormente ocupou o cargo de diretor executivo de Engenharia e de presidente do Conselho de Administração de Furnas Centrais Elétricas S.A. Ele é membro do CNPE desde fevereiro de 2009. Ele também foi diretor executivo de Produção e Comercialização de Energia e diretor executivo técnico da Eletrosul Centrais Elétricas S.A., e diretor executivo de Pesquisa e Desenvolvimento do Centro de Pesquisas de Energia Elétrica—CEPEL. O Sr. Zimmermann é bacharel em engenharia elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul - PUC-RS, com pós-graduação em engenharia de sistemas elétricos pela Universidade Federal de Itajubá – UNIFEI e mestrado em engenharia elétrica pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro – PUC-Rio. Sergio Franklin Quintella - O Sr. Quintella é membro do Conselho de Administração da Petrobras desde 8 de abril de 2009 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. — BR. Ele é membro do Comitê de Auditoria de nosso Conselho de Administração desde 13 de novembro de 2009. Além disso, é o atual vice-presidente da Fundação Getúlio Vargas - FGV. Foi membro do Conselho de Administração do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social—BNDES de 1egraduado em engenharia civil pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro—PUC-Rio, em engenharia econômica pela Escola Nacional de Engenharia e em economia pela Faculdade de Economia do Rio de Janeiro. Também possui diploma de mestrado em administração pela IPSOA, em Turim, na Itália, e é graduado pelo Programa de Administração Avançada da Harvard Business School. O Sr. Quintella atualmente é membro do conselho da PUC-Rio. Miriam Aparecida Belchior - A Sra. Miriam Belchior é a atual Ministra de Estado do Planejamento, Orçamento e Gestão, cargo que ocupa desde 1º de janeiro de 2011. Antes disso, desde 2004, assumiu a Subchefia de Articulação e Monitoramento da Casa Civil da Presidência da República, responsável por articular a ação de governo e monitorar os projetos estratégicos, e coordenou, desde 2007, o Programa de Aceleração do Crescimento. De 1997 a 2002 foi secretária de Administração e Modernização Administrativa e posteriormente secrHUniversidade de São Marcos de 1999 a 2002 e da Fundação de Pesquisa e Desenvolvimento de Administração, Contabilidade e Economia (FUNDACE), de 2001 a 2008. Ela é Mestre em

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Desenvolvimento Industrial -IEDI, tendo presidido o instituto de 2005 a 009. O Sr. Josué Christiano é presidente emérito e membro nato do Conselho Superior da

sos cargos financeiros e de planejamento, tanto no Brasil quanto no exterior. O r. Barbassa atuou como gerente de tesouraria e financeiro corporativo da Petrobras e, também,

como gerente financeiro e presidente de subsidiárias da Petrobras que onduzem atividades financeiras internacionais. O Sr. Barbassa é também membro do Conselho de

etação de Bacias da Costa Leste do Brasil, de eoquímica Orgânica e da Divisão de Exploração. Foi Superintendente de Pesquisa e

bém Gerente de Engenharia e Tecnologia de oço do E&P. De 2000 a 2003, foi Gerente de Contratos da área de Exploração e Produção. O Sr.

Administração Pública e Governo pela Escola de Administração de Empresas de São Paulo da Fundação Getúlio Vargas. Josué Christiano Gomes da Silva - O Sr. Josué Christiano Gomes da Silva é presidente da Companhia de Tecidos Norte de Minas –Coteminas. Além disso, é fundador e presidente do Conselho de Administração da Cantagalo General Grains S.A e membro do Conselho de Administração da Embraer. Atua em diversas atividades classistas como Membro do Conselho do Instituto de Estudos para o 2Associação da Indústria Têxtil e de Confecção -ABIT, tendo presidido a entidade no período de 2005 a 2007. É o terceiro vice-presidente da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo –FIESP, primeiro vice-presidente da Intemational Textile Manufactures Federation –ITMF e vice-presidente do Conselho de Empresários da América Latina –CEAL. Além disso, é membro do Fórum de CEO's Brasil-EUA e membro da Owen School Corporate Council da Vanderbilt University. O Sr. Josué Christiano é formado em Engenharia Civil pela Universidade Federal de Minas Gerais (1986) e em Direito pela Faculdade de Direito Milton Campos (Belo Horizonte -MG -1987), além de possuir o título de mestre em Administração de Negócios pela Vanderbilt University - Estados Unidos. Diretoria Executiva Almir Guilherme Barbassa - O Sr. Barbassa é nosso Diretor Financeiro e de Relações com Investidores desde 22 de julho de 2005. O Sr. Barbassa foi admitido na Petrobras em 1974 e trabalhou em diverSatuou diversas vezescAdministração da Braskem S.A. Além disso, foi professor de economia na Universidade Católica de Petrópolis e das Faculdades Integradas Bennett de 1973 a 1979. O Sr. Barbassa possui titulo de mestre em economia pela Fundação Getulio Vargas. Guilherme de Oliveira Estrella - O Sr. Guilherme Estrella é nosso Diretor de Exploração e Produção desde 2003. É Presidente do Conselho de Administração do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis desde 2003. Possui vasta experiência técnica na Petrobras. Começou trabalhando como geólogo de poço e tornou-se Gerente de Exploração da Braspetro no Iraque (1976-1978). Foi chefe dos setores de InterprGDesenvolvimento em Exploração, Perfuração e Produção e também Superintendente Geral do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes). O Sr. Estrella formou-se em 1964 pela Faculdade de Geologia da Universidade Federal do Rio de Janeiro. Renato de Souza Duque - O Sr. Duque é o nosso Diretor de Serviços desde 31 de janeiro de 2003. Atualmente, o Sr. Duque é membro do Conselho de Administração da Petrobras Gás S.A. – GASPETRO e Presidente da Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. O Sr. Duque é engenheiro de petróleo sênior da Petrobras, onde ingressou em 1978. Entre 1995 e 1999, foi Gerente de Recursos Humanos da área de Exploração e Produção. Foi tamPDuque é formado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal Fluminense e obteve o diploma de MBA da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

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BG-Transportadora Brasileira asoduto Bolívia Brasil S.A. O Sr. Costa é atualmente membro do Conselho de Administração da

lado, neste período, a Diretoria de Relações com Investidores da mesma Companhia. tualmente, é presidente da Petrobras Gás S.A.-Gaspetro, presidente do Conselho de

as de ngenharia e de perfuração. O Sr. Zelada formou-se em engenharia elétrica pela Universidade

eu a nção de coordenador-geral da Coordenação Geral de Gerenciamento de Fundos e Operações

o em Engenharia Florestal pela Universidade de Brasília, tendo concluído MBA xecutivo em Finanças pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais e pós-graduação em

Paulo Roberto Costa - O Sr. Costa é o nosso Diretor de Abastecimento desde 14 de maio de 2004. O Sr. Costa entrou na Petrobras em 1977 e trabalhou por um longo período em nossas atividades de exploração e produção. Foi diretor da Petrobras Gás S.A. - GASPETRO, dr 1997 a 2000. De 2001 a 2003 esteve como responsável pela Gerência Geral de Logística da Unidade de Negócios Gás Natural da Petrobras. De 2003 a 2004, foi diretorsuperintendente da TGBraskem S.A. Ele é formado em Engenharia Mecânica pela Universidade Federal do Paraná em 1976. Maria das Graças Silva Foster - A Sra. Maria das Graças Silva Foster é nossa Diretora de Gás e Energia desde 21 de setembro de 2007. Desde maio de 2006, ocupava o cargo de Presidente da Petrobras Distribuidora S.A., tendo acumulado a função de Diretora Financeira da Empresa. Anteriormente, esteve na Presidência da Petroquisa, cargo que assumiu em setembro de 2005 tendo acumuAAdministração das empresas Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil S.A.—TBG e Transportadora Associada de Gás S.A.-TAG. É também membro do Conselho de Administração da Transporte S.A.-Transpetro, Petrobras Biocombustível S.A.-PBIO, Braskem S.A. e do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis. Ela é formada em engenharia química pela Universidade Federal Fluminense e tem diploma de mestrado em engenharia nuclear e química pela Universidade Federal do Rio de Janeiro e MBA em economia pela Fundação Getúlio Vargas. Jorge Luiz Zelada - O Sr. Zelada é nosso Diretor do segmento Internacional desde 3 de marco de 2008. O Sr. Zelada é funcionário da Petrobras desde janeiro de 1980. Sua função anterior na Companhia, exercida desde 2003, foi a de Gerente Geral de Implementação de Empreendimentos de Exploração e Produção e Transporte Marítimo da área de engenharia, órgão responsável pela construção de plataformas de produção. Exerceu ainda outras funções de gerência nas áreeFederal do Rio de Janeiro em 1979. Possui diploma MBA do IBMEC/ Rio de Janeiro de 2000. Conselho Fiscal Marcus Pereira Aucélio - Marcus Pereira Aucélio é membro do Conselho Fiscal da Petrobras desde 2005, onde atualmente ocupa a posição de suplente. É sub-secretário de Política Fiscal da Secretaria do Tesouro Nacional, cargo ocupado desde janeiro de 2007. De 2002 a 2006, exercfuFiscais. É graduadEEconomia do Setor Público pela Fundação Getúlio Vargas - FGV. Marcus Aucélio atuou como membro dos Conselhos das seguintes companhias: Banespa S.A. (conselho fiscal), Banco do Brasil S.A. (conselho fiscal), Caixa de Consórcios (conselho fiscal), Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - Eletrobrás (conselho de administração) e Vale S.A. (conselho fiscal). Marcus Aucélio não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

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Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas – SEBRAE/Nacional nos anos de 005 e 2006. Conselheiro Fiscal do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social – NDES no período 2007/2008. Desde 2007 ocupa o cargo de Gerente de Relações Institucionais da gencia Brasileira de Promoções Exportações e Investimentos – Apex-Brasil. esar Rech não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em

l da Petrobras desde

Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários S.A., a BB DTVM, subsidiária integral o conglomerado Banco do Brasil, de 2003 a 2006. Foi diretor executivo-financeiro do Banco

Lúcia de Oliveira Falcón - Maria Lucia Falcón é membro efetivo do Conselho Fiscal da

e Federal da Bahia em 1990. Tem especialização em Reestruturação Produtiva e ualidade Total pela USP/UFMG e IBQN, com missão no Japão em 1995. Concluiu o doutorado

Universidade Federal de SC – Florianópolis.

mento Econômico-Financeiro da Eletrosul Centrais Elétricas SA desde 1987 até lho/2005 e assumiu o cargo de especialista Contábil e Fiscal da Assessoria Contábil e Fiscal

Cesar Acosta Rech - Indústria e Comércio Exterior – MDIC. Foi Diretor de Administração e Finanças do2BACprocesso administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial. Nelson Rocha Augusto - Nelson Rocha é membro efetivo do Conselho Fisca2003. É também membro do Conselho de Administração do Banco Ribeirão Preto SA e membro do Conselho de Administração da SEB AS ( Sistema de Ensino Brasileiro). Economista formado pela Unicamp, com pós graduação em macroeconomia pela PUCSP, foi presidente da BB Administração de Ativos –dRibeirão Preto S/A e Secretário do Planejamento e Gestão Ambiental do Município de Ribeirão Preto. Nelson Rocha não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial. Maria Petrobras desde 2003. Foi secretária de Estado do Planejamento de Sergipe, de 2007 a 2010 e secretária de Planejamento de Aracaju, de 2001 a 2006.Leciona no Departamento de Economia da Universidade Federal de Sergipe desde 1993. Obteve título de mestre em Economia também na UniversidadQem Sociologia na Universidade de Brasília em 2000. Maria Lucia Falcón não esteve sujeita nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial. Marisete Fátima Dadald Pereira - Econômicas pelaExerce o cargo de chefe da Assessoria Econômica do Ministério de Minas e Energia desde agosto de 2006, de onde já exerceu a função de assessora especial do Ministro de Minas e Energia, de agosto de 2005 até julho de 2006. É conselheira Fiscal de Furnas desde abril de 2008. Foi gerente do departajuDavid Rafael Blochtein no período de 1973 a 1987. Marisete Pereira não esteve sujeita nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial.

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. É também Sócio-Gerente na C. Barreto Advogados Associados desde setembro de 987. Celso Neto é formado há 20 anos, com curso de pós-graduação em Direto da Economia e da mpresa da Fundação Getúlio Vargas. Além disso, já coordenou e atuou no contensioso trabalhista o Estado do Rio de Janeiro da Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS, Fundação letrobrás de Seguridade Social - ELETROS, Banco do Estado de Minas Gerais - BEMGE,

Edison Freitas de Oliveira é membro suplente do Conselho Fiscal da

liveira não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em rocesso administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou

adora Alves da Silva é membro suplente do

administrativa e Gerente de Carteira de Crédito Imobiliário do Banespa. aria Auxiliadora não esteve sujeita nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em

elho Fiscal da

Norte do Brasil – Eletronorte. icardo Monteiro não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em

Celso Barreto Neto - Celso Barreto Neto é membro suplente do Conselho Fiscal da Petrobras desde 20021EnEConstrutel Engenharia Ltda., Rotisseria e Sorveteria La Mole Ltda., Intercontinental Hotelaria e outras grandes empresas. Celso Neto não esteve sujeito, nos últimos 5 anos, à condenação criminal, à condenação em processo administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial. Edison Freitas de Oliveira - Petrobras desde 2002. Atualmente exerce a função comissionada de Assessor Especial de Controle Interno do Ministério de Minas e Energia. Por 17 anos foi secretário de gabinete do Banco do Brasil e chefe de Gabinete do presidente do Banco Central. Edison de Opadministrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial. Maria Auxiliadora Alves da Silva - Maria AuxiliConselho Fiscal da Petrobras desde 2003. É formada em Economia pela PUC-SP, com aperfeiçoamento acadêmico em Administração de Negócios pela FIPECAFI/USP. Atualmente, exerce a função de diretora financeira do Fundo Banespa de Seguridade Social e, anteriormente, já foi diretora Mprocesso administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial. Ricardo de Paula Monteiro - Ricardo Monteiro é membro suplente do ConsPetrobras desde 2008. Economista, com mestrado em Análise de Sistemas e Aplicações e pós-graduado pelo Instituto de Pesquisas Espaciais – INPE atua como Assessor Especial do Ministro de Estado de Minas e Energia, desde 2005. Trabalhou por 20 anos como economista da Centrais Elétricas doRprocesso administrativo da CVM e à condenação transitada em julgado, na esfera judicial ou administrativa, que tenha suspendido ou inabilitado para a prática de atividade profissional ou comercial. 2.3 - Posição acionária do CF, CA e Diretoria.

Figura IV- Posição Acionária

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2.4 - Demonstrativo da remuneração paga aos membros do conselho de administração e do conselho fiscal.

O demonstrativo da remuneração do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal está inserido no anexo I.

tro

o para a Diretoria executiva está inserido no anexo II.

) O comportamento do mercado de petróleo ovimento d s de governos

m países do Norte da África e do Oriente Méutuações das condições macroeconômicas, especialmente nos países desenvolvidos. O preço do

S$ 92,98/bbl e máximo de alta de 40% em relação à

inal médio registrado na série histórica.

setembro.

2.5 - Cópia da Ata do Conselho de Administração com o valor aprovado que serve de parâmepara submissão do ato ou contrato à aprovação do CA; delegações das competências do conselho para a Diretoria Executiva.

A cópia da ata do Conselho de Administração com o valor aprovado e a delegação das ompetências do conselhc

Item 3 – Parte D da DN nº 108 DE 24 DE NOVEMBRO DE 2010 3.1 - Análise sobre o ambiente de gestão, contemplando, no mínimo: aO m os preços do petróleo, em 2011, foi condicionado por revoltas e queda

dio, conhecidas como “Primavera Árabe”, e por eflbarril do Brent oscilou mais do que em 2010, com valor mínimo de U

S$ 126,74/bbl. O valor médio anual ficou em US$ 111,27/bbl, comUcotação média de 2010, e foi o maior valor nomO consumo de petróleo apresentou alta moderada, impulsionado pelo crescimento em países não membros da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), como Índia e China. A demanda dos países desenvolvidos, ao contrário, caiu no decorrer do ano pelo crescimento econômico limitado, aquém das projeções iniciais dos analistas. Os problemas fiscais nos Estados Unidos e em países europeus deprimiram as expectativas quanto ao crescimento econômico e aumentaram o receio de uma nova recessão nos países desenvolvidos. A oferta de petróleo foi afetada principalmente pela guerra civil na Líbia e seus desdobramentos, que levaram à perda de cerca de 1,6 milhão de bpd de óleo leve e de baixo teor de enxofre, impulsionando os preços no primeiro semestre do ano. Com o objetivo de compensar a perda do petróleo líbio, os países do Golfo Pérsico decidiram, unilateralmente, aumentar sua oferta, já que os países da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) – que desde 2009 vinham produzindo acima de sua meta de 24,8 milhões de bpd de óleo – não alcançaram um consenso sobre a necessidade de um novo teto de produção. A Agência Internacional de Energia (AIE) anunciou a liberação de 60 milhões de barris de seus estoques estratégicos para compensar a redução da oferta, medida só adotada anteriormente duas vezes desde sua criação, em 1974. No último trimestre, o retorno da produção da Líbia superou as expectativas e arrefeceu a pressão sobre os preços. Em relação à oferta dos países não integrantes da Opep, o crescimento da produção ficou bem abaixo das expectativas dos analistas, prejudicado por restrições à produção no Mar do Norte, pelo alto número de paradas de manutenção não programadas e pelos conflitos em países como o Iêmen e a Síria. Destaque positivo foi o crescimento da produção não convencional onshore nos Estados Unidos. Este, somado a problemas logísticos no Meio-Oeste americano, fez com que o WTI, petróleo de referência nos Estados Unidos, fosse negociado com descontos recorde em relação ao Brent, alcançando uma diferença de US$ 29,70/bbl em

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s no Brasil e US$ 11,2 bilhões %) a atividades no exterior, com foco nos Estados Unidos, na América Latina e no Oeste da

ento de Refino, Transporte e Comercialização (RTC) contará com US$ 70,6 bilhões, o

ento de serviços ou equipamentos seja feito por um número reduzido de

m seu relacionamento com fornecedores, a Petrobras tem como diretriz priorizar as empresas s se mostrarem competitivas. Para estimular o

quisa. rocurando fortalecer as empresas de pequeno porte, a companhia mantém um convênio com o

Pequenas Empresas (Sebrae), que incentiva a inserção

b) A estratégia de atuação da empresa A estratégia corporativa contempla a expansão de todos os negócios da companhia e baseia-se nos seguintes fatores de sustentabilidade: crescimento integrado, rentabilidade e responsabilidade social e ambiental. O programa de investimentos para atingir as metas de crescimento do Plano de Negócios 2011-2015 soma US$ 224,7 bilhões, o que representa uma média de US$ 44,9 bilhões por ano. Desse total, US$ 213,5 bilhões (95%) destinam-se a projeto(5África. O segmento de Exploração e Produção (E&P) concentra a maior parte dos investimentos. Ao todo, serão US$ 127,5 bilhões – 57% do total aprovado para o período –, dos quais US$ 53,4 bilhões se destinam à exploração e desenvolvimento do Pré-Sal, cuja produção deverá atingir 543 mil bpd de óleo em 2015. O Plano 2011-2015 prioriza a produção doméstica e prevê investimentos em projetos da Cessão Onerosa, somando US$ 12,4 bilhões. A produção total de óleo e gás natural deverá alcançar 3.993 mil boed em 2015, dos quais 3.688 mil boed no Brasil. O segmequivalente a 31% dos investimentos. Será mantida a estratégia de aumentar a capacidade de refino, para assegurar o abastecimento do mercado nacional de derivados. Os investimentos se concentrarão na melhoria da qualidade dos combustíveis e na modernização e expansão da capacidade do parque de refino. A carga processada de petróleo no Brasil deverá atingir 2.205 mil bpd até 2015, com a entrada em operação da Refinaria Abreu e Lima e da primeira fase do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), ambas em 2013. Os investimentos em Gás, Energia e Gás-Química (G&E), de US$ 13,2 bilhões, destinam-se à conclusão da ampliação da malha de transporte de gás natural e à geração de energia termelétrica, além de permitirem o escoamento do gás do Pré-Sal, a conversão do gás natural em ureia, amônia e metanol e a atuação na cadeia de GNL. O segmento de biocombustíveis receberá US$ 4,1 bilhões: US$ 1,9 bilhão para o negócio de etanol, US$ 1,3 bilhão para a logística de sua distribuição, US$ 0,6 bilhão para o biodiesel e US$ 0,3 bilhão para P&D. Pela primeira vez, a companhia incluiu em seu Plano de Negócios um programa de desinvestimento, totalizando US$ 13,6 bilhões no período 2011-15. Este programa visa à eficiência na gestão dos ativos da Petrobras e sua rentabilidade. c) Matérias-primas e fornecedores Não há dependência relevante de poucos fornecedores ainda que em alguns nichos intensivas em capital o fornecimcompanhias. d) O relacionamento com fornecedores Enacionais de bens e serviços sempre que estadesenvolvimento de novas empresas fornecedoras de materiais e serviços, a Petrobras estabelece parcerias para cooperação tecnológica e convênios envolvendo fornecedores, universidades e outros centros de pesPServiço Brasileiro de Apoio às Micro ecompetitiva e sustentável na cadeia produtiva de óleo e gás. A companhia utiliza o Portal Petronect, o portal de compras eletrônicas da Petrobras, que inclui fornecedores do Brasil, Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, Estados Unidos, entre outros.

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técnicos, econômicos, legais e gerenciais, além de requisitos de Segurança,

ciações de classe. Os padrões de contratação e as

) Os principais clientes por produtos e serviços is clientes por produtos e serviços estão inseridas no anexo

atural de 8,5%, opera 92% da capacidade de refino e detém 39,2% da distribuição de derivados no Brasil. A

de petróleo e seus derivados no período anterior

rva de petróleo e gás. Sua longa história, elevados recursos e o estabelecimento de diversas ases no Brasil garantem à companhia vantagens competitivas frente aos participantes do setor de

ão doméstica de petroquímicos básicos e das atividades de segunda geração

s são na Total

ções. No segmento de exploração e

Além disso, a Petrobras mantém um cadastro corporativo de fornecedores de bens e serviços, que contempla requisitosMeio Ambiente e Saúde (SMS), específicos para fornecedores de serviços. O cadastro serve de base para a seleção de fornecedores em licitações e contratações. As exigências para cadastramento ficam disponíveis no site da companhia. Para o fornecimento de bens, estão em vigor as Condições de Fornecimento de Materiais (CFM-2005), estabelecidas a partir da interação com assodiretrizes contratuais da Petrobras constam do Manual de Procedimentos Contratuais (MPC). Os documentos também estão disponíveis no site da companhia. As contratações na Petrobras são regidas pelo Decreto 2.745/98 – Regulamento do Procedimento Licitatório Simplificado da Petróleo Brasileiro S.A. e) A contratação de bens e serviços Item respondido na letra d f) Os produtos e serviços oferecidos (% da receita líquida) As informações referentes aos produtos e serviços oferecidos estão inseridas no anexo III. gAs informações referentes aos principaIII. h) O posicionamento no processo competitivo A Petrobras possui uma posição dominante de mercado na produção de petróleo e gás n9experiência da Companhia como única exploradora a desregulamentação do mercado, possibilitou a criação de uma extensa rede de operações e elevada resebpetróleo e gás natural. Em 2011, a companhia passou a ter participação em 21 das 27 distribuidoras estaduais de todo o Brasil, com a conclusão da aquisição da concessionária de distribuição de gás natural do noroeste paulista, Gas Brasiliano Distribuidora (GBD). Em relação ao perfil de participação acionária, a Petrobras manteve o padrão de 2010, com percentuais que variam de 24% a 100%. A Petrobras possui participação em 28 usinas termelétricas com uma capacidade instalada de 6.385 MW, equivalente a 73% da capacidade termelétrica total do Brasil. No segmento Petroquímico participamos da produçatravés de investimentos em empresas do setor. Nossa principal participação é na companhia Braskem S.A., com aproximadamente 36,1% do capital total. No que se refere aos biocombustíveis, nossa participação na produção de etanol se dá através da participação minoritária em empresas produtoras. Nossas principais participaçõeAgroindústria Canavieira S.A., com 43,58% do capital social, na Nova Fronteira Bioenergia S.A., com participação de 49% no capital social e na Guarani S.A., com participação que deve atingir 45,7% do capital total. Como consequência da gradual abertura do setor de petróleo e gás natural no Brasil, a Companhia enfrenta competição em todos os segmentos de suas operaprodução, os procedimentos licitatórios realizados pelo Governo Federal para exploração de novas áreas permitiram que diversas empresas regionais e multinacionais iniciassem a exploração de petróleo no Brasil. Caso esses competidores venham a descobrir quantidades economicamente

36

a.

a os preços cobrados pela companhia por seus produtos no país.

s atores

so, vemos grande oportunidade em aproveitar do crescimento

segmento de

de sinergias.

viáveis de petróleo e se tornem capazes de processá-lo no país, o mercado brasileiro tenderá a uma competição mais acirradNo segmento de abastecimento, ainda não se tem enfrentado forte concorrência desde o fim do monopólio estatal. No entanto, com a desregulamentação do setor, outras empresas passaram a poder refinar, transportar e comercializar produtos derivados de petróleo no Brasil. Consequentemente, com a possibilidade de importação de produtos refinados por estas empresas, os derivados de petróleo produzidos nas refinarias nacionais podem sofrer maior competição no acesso ao mercado. A companhia precisa competir com as importações globais, a preços internacionais. Esta concorrência influenciA companhia espera um crescimento na concorrência enfrentada em seu segmento de distribuição. Dentre todos os segmentos de operação da companhia, este é o segmento que atualmente enfrenta a maior concorrência. Isso porque o mercado de distribuição brasileiro está passando por um processo de consolidação que já redundou em algumas fusões e incorporações, e que também envolve a entrada de novos competidores com experiência no negócio de distribuição. No segmento de gás natural, a companhia espera um aumento da competição em função do estabelecimento do novo marco regulatório, a Lei do Gás, que estimula a entrada de novoe/ou investimentos no setor, além do aumento da oferta de gás natural produzido por terceiros no País. No segmento de energia elétrica, a companhia pretende expandir sua participação, mesmo atuando num ambiente de competição com outras fontes energéticas, como a geração hidrelétrica, o carvão e a biomassa. Essa expansão se dará principalmente através da construção ou ampliação de usinas termelétricas a gás natural ou óleo combustível. A indústria petroquímica brasileira era fragmentada, possuindo um grande número de pequenas empresas, muitas das quais não eram competitivas internacionalmente. A partir de 2008, a Petrobras participou da consolidação e reestruturação da indústria petroquímica brasileira, que hoje é notadamente mais competitiva. Com a consolidação do setor, as companhias passaram a possuir uma maior capacidade de competir em nível internacional, inclusive substituindo importações. A Petrobras participa desse mercado, principalmente, através de associações minoritárias, ainda que relevantes, com outras companhias. O mercado de Biocombustíveis, especialmente o de etanol e biodiesel, ou seja, os que a Petrobras possuiu maior interesse é pulverizado e de forte concorrência. O país tem um clima e condições de solo altamente favoráveis para o cultivo da cana-de-açúcar e plantações para a produção de óleos vegetais, insumos para o etanol e o biodiesel. Assim sendo, o país continua atraindo entrantes nesse mercado visando não só o mercado interno, mas também a produção para exportação. A Petrobras atua no mercado de fertilizantes produzindo amônia e uréia. Esse mercado é muito dependente de importações, e, por isda economia brasileira e da substituição de importação para ampliar nossa participação de mercado. A integração dos negócios da companhia, aproveitando nossa produção de hidrocarbonetos, nos garante uma vantagem competitiva. No segmento internacional, a companhia espera continuar enfrentando concorrência em regiões nas quais já atua, incluindo o Golfo do México, África e Cone Sul. Especificamente no distribuição, onde a competição é mais presente, enfrentamos forte posicionamento dos concorrentes nos mercados da Argentina e Colômbia, estando melhor posicionados no Paraguai e Uruguai. Em razão das peculiaridades encontradas em cada mercado (legais, concorrências e geográficas), a característica de ser uma empresa integrada pode representar vantagem competitiva, pela possibilidade de aproveitamento i) A atuação no setor de gás

Produção de Gás Natural A produção de gás natural totalizou 56,4 milhões de m³/dia – um aumento de 6,2% em relação ao ano anterior –, em decorrência do bom desempenho dos campos de Canapu,

37

o término da adequação da Unidade de Processamento de Gás da Refinaria Presidente Bernardes (RPBC) possibilitou o incremento

e Lagosta, na Bacia de Santos. iou a produção da plataforma fixa de Mexilhão (PMXL-1),

Brasil

Cachalote, Baleia Franca e Peroá e do início do escoamento de gás da P-57 no Parque das Baleias, no Espírito Santo. Além disso,

da produção do campo dEm abril, a Petrobras inicinstalada na Bacia de Santos, a 137 km da costa, em lâmina d’água de 172 m. Com 227 m, sendo 182 m de jaqueta, a PMXL-1 é a mais alta plataforma fixa da companhia e tem capacidade de produção de 15 milhões de m3/dia de gás natural. Dando continuidade aos projetos previstos no Plangás na Bacia de Santos, iniciou-se o escoamento do gás dos campos de Uruguá e Lula, o que confirma a trajetória ascendente da oferta do produto para atender à demanda do mercado. Merece destaque, ainda, a elevação significativa da entrega de gás ao mercado na Região Norte, com a progressiva conversão das térmicas a diesel e óleo para gás natural.

Gráfico V – Produção de Gás Natural no

Produção de Gás Natural no Brasil (Distribuição por lâmina d'água)

28,2%

18,5%39,4%

13,9%

Terra 0-300 m 300-1500 m acima 1500 m

Gás Natural

Com a conclusão de importantes projetos voltados à infraestrutura de produção e escoamento, a oferta de gás natural, em 2011, superou a de 2010, atingindo 62,0 milhões de m3/dia. A oferta doméstica foi de 33,5 milhões de m3/dia, descontados o gás liquefeito, o gás usado no processo produtivo, a injeção nos poços e as perdas. Da oferta total de gás natural ao mercado brasileiro, 26,8 milhões de m3/dia foram disponibilizados através do gasoduto Bolívia-Brasil. O volume importado de GNL

oi de 1,7 milhão de m3/dia.

operações de compra de cargas – 12 destinadas

A Petrobras iniciou a implementação do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia do na Baía de Todos os Santos, e terá capacidade para regaseificar

até 14 milhões de m³/dia de gás natural. O TRBA, terceiro terminal instalado no País,

regaseificado fO aumento do consumo em relação ao ano anterior decorreu principalmente do reaquecimento da economia, refletido na maior demanda industrial.

Gás Natural Liquefeito Em 2011, a Petrobras continuou atuando no mercado de gás natural liquefeito (GNL). Com constante diversificação do portfólio, atingiu a marca de 44 contratos do tipo Master Sales Agreement (MSA) e, em 2011, realizou 14ao Brasil e duas revendidas no mercado externo. Além disso, efetuou as primeiras operações de reexportação de cargas, tendo exportado duas cargas.

(TRBA), que será construí

38

j) Os RiscosA expláguas prealizadprofundsal em ltraprofundas. Nossas atividades, especialmente em águas profundas e

ltraprofundas, apresentam vários riscos tais como o risco de derramamentos, explosões em ção e desastres naturais. A ocorrência de quaisquer destes

sultar em lesões pessoais, perda de vidas, graves danos

etróleo e seus derivados e, em menor grau,

do de

regiões produtoras de

A concorrência com outras fontes de energia;

o, derivados e gás natural ais do petróleo

s operacionais e substanciais nos

erar o momento de nossas despesas de capital sas estimativas de produção, a

rvas, no futuro. Além disso, nossa política de preços no Brasil

entrará em atividade em 2013. O navio regaseificador Golar Winter será deslocado do Terminal de Regaseificação da Baía de Guanabara (TRBGUA) para operar no TRBA. Para substituí-lo, foi assinado contrato de afretamento de um navio regaseificador, que está em construção na Coreia do Sul e permitirá utilizar a capacidade plena do TRBGUA, de 20 milhões de m³/dia.

fatores de risco e sua gestão Relativos às Nossas Operações oração e produção de petróleo envolvem riscos que são aumentados quando realizados em rofundas e ultraprofundas. A maior parte de nossas atividades de exploração e produção é a em águas profundas e ultraprofundas, e a proporção de nossas atividades em águas as permanecerá constante ou aumentará devido à localização de nossos reservatórios do pré-

águas profundas e uuplataformas e operações de perfuraeventos ou outros incidentes poderia reambientais com as despesas resultantes de contenção, limpeza e reparo, danos a equipamentos e responsabilidade em processos civis e administrativos. Nossas apólices de seguro não cobrem todas as responsabilidades e o seguro pode não estar disponível para todos os riscos. Não pode haver garantia que incidentes não ocorram no futuro, que o seguro cobrirá de modo adequado todo o escopo ou extensão de nossos prejuízos ou que não sejamos considerados responsáveis pelas reivindicações advindas destes e de outros eventos. A volatilidade e as quedas substanciais ou prolongadas nos preços internacionais do petróleo, derivados e gás natural, bem como uma depreciação significativa do real em relação ao dólar americano, podem representar um impacto negativo sobre nossas atividades. A maior parte de nossa receita é oriunda da venda de pde gás natural. Não temos e nem teremos controle sobre os fatores que influenciam os preços internacionais para o petróleo, derivados do petróleo e gás natural. As alterações nos preços do petróleo implicam, normalmente, em alterações nos preços dos derivados do petróleo e gás natural. Historicamente, os preços internacionais desses produtos oscilaram muito como resultadiversos fatores. Estes fatores incluem:

Desenvolvimentos econômicos, geopolíticos, globais e regionais nas petróleo, especialmente no Oriente Médio e África;

A capacidade da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) em definir e manter os níveis de produção e de defender os preços do petróleo;

A oferta e demanda globais e regionais do petróleo, derivados e gás natural;

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

As regulamentações de governos nacionais e estrangeiros; e

Condições meteorológicas. A volatilidade e as incertezas quanto aos preços internacionais do petrólepodem se manter. As quedas substanciais ou prolongadas nos preços internacionpodem afetar de forma significativa tanto os nossos negócios quanto os resultado

rvas provadas. As reduções posição financeira, bem como o valor de nossas resepreços do petróleo podem nos obrigar a reduzir ou alte nossos investimentos, o que poderá ter impacto negativo em nosmédio prazo, e estimativas de rese

39

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

luindo os reservatórios do pré-sal que nos

consideráveis da costa e garantir mão-de-

stos para obter áreas adicionais em rodadas

e capital de dívida nos mercados financeiros e de capital, incluindo, por entre outros meios,

dajustamos nossos preços do diesel, gasolina ou GLP durante os períodos de volatilidade nos mercados internacionais. Consequentemente, a alta significativa ou prolongada do preço internacional do petróleo e derivados pode resultar em margens com atividades secundárias reduzidas e pode ser que não aufiramos todos os ganhos que nossos concorrentes auferem em períodos de preços internacionais mais altos. Estamos também expostos a este risco durante o período de depreciação do real em relação ao dólar americano, uma vez que vendemos petróleo e derivados no Brasil em reais e os preços internacionais para estes produtos são estabelecidos em dólares americanos. Uma depreciação do real reduz nossos preços em relação ao dólar americano e pode levar a margens reduzidas em dólares americanos. Nossa capacidade de atingir nossos objetivos de crescimento a longo prazo depende da nossa capacidade para desenvolver nossas reservas, sem o que podemos não conseguir alcançar nossas metas de longo prazo para o crescimento da produção. Nossa capacidade de alcançar nossos objetivos de crescimento a longo prazo, incluindo aqueles definidos em nosso Plano de Negócios 2011-2015, depende muito da nossa capacidade de conseguir um desenvolvimento bem sucedido de nossas reservas existentes, e, a longo prazo, de nossa capacidade para descobrir reservas adicionais. O desenvolvimento de reservatórios significativos em águas profundas e ultraprofundas, incforam cedidos pelo governo brasileiro, exigiu e continuará a exigir investimentos significativos de capital. Um desafio operacional principal, especialmente para o pré-sal, será alocar nossos recursos para construir a infraestrutura necessária em distânciasobra qualificada e serviços offshore relacionados ao petróleo para desenvolver reservatórios de tal tamanho e magnitude de maneira oportuna, um desafio que é especialmente aumentado pelo fato de precisarmos adquirir um nível mínimo de bens e serviços de fornecedores brasileiros. Não podemos garantir que teremos ou que seremos capazes de obter, no período de tempo que esperamos, recursos suficientes para a instalação de infraestrutura, contratação de mão-de-obra qualificada e provisionamento de serviços offshore necessários para explorar os reservatórios em águas profundas e ultraprofundas cuja licença e cessão nos foi cedida pelo governo brasileiro, ou que possa ser licenciado no futuro, inclusive como resultado da promulgação do novo modelo regulatório para a indústria do petróleo e gás no Brasil. Nossas atividades de exploração nos expõem a riscos inerentes à perfuração, incluindo o risco de que não descubramos reservas comercialmente produtivas de petróleo ou gás natural. Os custos de perfuração são frequentemente incertos, e diversos fatores que estão além do nosso controle (tais como condições inesperadas de perfuração, falhas ou incidentes nos equipamentos e carência ou atrasos na disponibilidade das plataformas de perfuração e a entrega dos equipamentos) podem fazer com que essas operações sejam encurtadas, atrasadas ou canceladas. Estes riscos aumentam quando perfuramos em águas profundas ou ultraprofundas. Além disso, o aumento da concorrência no setor de petróleo e gás no Brasil pode aumentar os cude licitações para novas concessões. Podemos não ser capazes de manter nossos objetivos de crescimento a longo prazo para derivados do petróleo, a menos que possamos conduzir as atividades de exploração e desenvolvimento de nossos grandes reservatórios de maneira oportuna. Podemos não obter, ou pode ser difícil para nós obter, financiamento para nossos investimentos planejados, o que pode representar um impacto negativo significativo para nós. Conforme previsto em nosso Plano de Negócios 2011-2015, nós pretendemos investir US$224,7 bilhões entre 2011 e 2015. Além disso, aproximadamente 27% de nossa dívida existente, ou US$22,2 bilhões, irão vencer nos próximos três anos. A fim de implantar nosso Plano de Negócios 2011-2015, incluindo o desenvolvimento de nossas atividades de exploração de petróleo e gás natural nas camadas do pré-sal e do pós-sal e o desenvolvimento de capacidade de refino suficiente para processar os volumes crescentes de produção, nós precisaremos elevar valores significantes d

40

olar a nossa dívida

ção

enor em nossas estimativas de

ir renda seria impactada de modo negativo caso o gás natural.

s aos

Cessão Onerosa foi negociado, o seu preço inicial pago por nós foi baseado no preço

e poderão exigir

empréstimos e emissão de títulos de dívida. Nós não podemos garantir que seremos capazes de obter o financiamento necessário para implantar nosso Plano de Negócios e rexistente em tempo hábil e vantajoso de modo a implantar nosso Plano de Negócios 2011-2015. Nossas estimativas quanto às reservas de petróleo e gás natural envolvem certo grau de incerteza, a qual pode afetar negativamente nossa capacidade de gerar receita. As reservas provadas de petróleo e gás natural são nossas quantidades estimadas de petróleo, gás natural e líquidos de gás natural cujos dados geológicos e de engenharia demonstram serem recuperáveis a partir de reservas conhecidas sob condições operacionais e econômicas existentes (isto é, os preços e custos das datas em que as estimativas foram feitas) em conformidade com regulamentos pertinentes. Nossas reservas provadas de petróleo e gás natural são reservas que esperamos recuperar através dos poços existentes, utilizando os equipamentos e métodos operacionais existentes. Há incerteza na estimativa de quantidades de reservas provadas em relaaos preços prevalentes do petróleo e gás natural aplicáveis a nossa produção, o que pode nos levar a fazer revisões em nossas estimativas de reservas. As revisões a mreservas podem nos levar a diminuir a produção futura, o que pode afetar negativamente nossos resultados operacionais e posição financeira. Não possuímos nenhum dos acúmulos no subsolo de petróleo e gás natural no Brasil. De acordo com a legislação brasileira, o governo federal detém todos os acúmulos no subsolo de petróleo e gás natural no Brasil, e a concessionária fica com o que for produzido a partir desses acúmulos no subsolo de acordo com os acordos de concessão. Temos o direito exclusivo de explorar os volumes de petróleo e gás natural inclusos em nossas reservas em conformidade com os acordos de concessão a nós concedidos pelo governo brasileiro, e são nossos os hidrocarbonetos que produzimos em conformidade com tais acordos de concessão. O acesso a reservas de petróleo e gás natural é essencial para a produção sustentável e geração de renda de uma companhia de petróleo e gás e nossa capacidade de aufergoverno federal nos restringisse ou proibisse de explorar estas reservas de petróleo eAlém disso, podemos estar sujeitos a multas aplicadas pela ANP e nossas concessões poderiam ser revogadas, caso não cumpríssemos com nossas obrigações de acordo com nossas concessões. A Cessão Onerosa que celebramos com o governo federal é uma transação de uma parte relacionada. A Cessão Onerosa de exploração e produção de petróleo e gás à nós, relativa a áreas específicas do pré-sal, é regida pela Cessão Onerosa, que é um contrato entre o governo brasileiro, nosso acionista controlador, e nós. A negociação da Cessão Onerosa envolveu questões significativas, incluindo negociações em relação à (1) área coberta pela Cessão Onerosa, consistindo de blocos exploratórios; (2) os preços a serem pagos pela Cessão Onerosa; e (3) os termos de uma revisão posterior ao valor do contrato e volume em conformidade com a Cessão Onerosa. Este contrato inclui cláusulas para uma revisão subsequente dos seus termos, que estão sujeitopreços do petróleo e da indústria no momento em que a revisão for realizada. No momento em que o Contrato deBrent estimado do óleo bruto de US$80. Depois que o processo de revisão for concluído nos termos do Contrato de Cessão Onerosa, se ficar determinado que o preço revisado do contrato é maior do que o preço do contrato inicial, nós iremos fazer um pagamento adicional ao governo federal brasileiro ou reduziremos a quantidade de barris de petróleo equivalente e sujeita ao Contrato de Cessão Onerosa. Ao longo do curso de vida do Contrato de Cessão Onerosa, novas questões poderão surgir na implantação do processo de revisão e em outras cláusulas qunegociações entre as partes relacionadas. Nós estamos sujeitos a vários regulamentos ambientais, de saúde e segurança e a normas industriais que estão se tornando mais restritivas e que poderão resultar em elevação nas despesas de capital e operacionais e diminuição da produção.

41

por parte das agências governamentais, incluindo ANP,

mentos pode resultar em penalidades que podem afetar

. O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis

ãos ambientais

iores do que as provisões feitas, o custo agregado das decisões desfavoráveis

jeitos a processos contenciosos e administrativos em relação às nossas concessões e

Nossas atividades estão sujeitas a uma grande variedade de leis, regulamentos e licenças federais, estaduais e municipais relacionadas à proteção da saúde humana, segurança e meio ambiente, tanto no Brasil como em outras jurisdições nas quais operamos, como também às normas industriais e melhores práticas em evolução. Particularmente no Brasil, nosso negócio de petróleo e gás está sujeito a uma extensiva regulamentação ANEEL, a Agência Nacional de Transportes Aquaviários e a Agência Nacional de Transportes Terrestres. A não observância dessas leis e regulaadversamente nossas operações. No Brasil, por exemplo, nós estamos expostos a sanções criminais e administrativas, incluindo notificações, multas e ordens de execução por descumprimento a esses regulamentos ambientais, de saúde e segurança, os quais, entre outras coisas, limitam ou proíbem as emissões ou derramamentos de substâncias tóxicas produzidas em associação com nossas operações. Os regulamentos de eliminação de resíduos e de emissões podem também exigir a limpeza ou o retrofit de nossas instalações a custo substancial que podem gerar obrigações substanciais(IBAMA) e a ANP realizam inspeções de rotina em nossas instalações, e podem impor multas, restrições nas operações, ou outras sanções associadas a essas inspeções, incluindo paradas temporárias de produção não programadas. Além disso, nós estamos sujeitos a leis ambientais que nos exigem incorrer em custos significativos para cobrir dano que um projeto possa causar ao meio ambiente. Esses custos adicionais podem ter um impacto negativo no lucro dos projetos que pretendemos implantar ou poderão tornar esses projetos economicamente inviáveis. À medida que as regulamentações ambientais, de saúde e segurança se tornam mais restritivas, e que novas leis e regulamentos relacionados à mudança climática, incluindo controles de carbono, se tornam aplicáveis à nossa empresa, e à medida que as normas das indústrias avançam, é provável que nossos gastos de capital e investimentos para atender essas leis e regulamentos e normas industriais aumentem substancialmente no futuro. Além disso, se a observância dessas leis e normas industriais resultarem em significativas paradas de produção não planejadas, isso poderá ter um efeito material adverso em nossa produção. Nós também não podemos garantir que seremos capazes de manter ou renovar nossas licenças e alvarás caso sejam revogados, ou se os órgrelevantes se opuserem ou atrasarem sua renovação ou emissão. Aumentos das despesas a fim de atender as regulamentações ambientais, de saúde e segurança, para mitigar o impacto ambiental de nossas operações ou para restaurar as características biológicas e geológicas das áreas nas quais operamos pode resultar em reduções em outros investimentos estratégicos. Qualquer aumento substancial das despesas a fim de atender as regulamentações ambientais, de saúde e segurança, ou a redução nos investimentos estratégicos e decréscimos significativos em nossa produção devido a paradas não programadas pode ter um efeito material adverso em nossos resultados operacionais ou condição financeira. Podemos ter prejuízos e perder tempo e dinheiro nos defendendo em possíveis processos judiciais e de arbitragem. Nós atualmente somos parte integrante de uma grande quantidade de processos legais relacionados a ações civis, administrativas, ambientais, trabalhistas e fiscais movida contra nós. Essas ações envolvem quantias substanciais de dinheiro e outras reparações. Várias disputas individuais fazem parte do total de ações movidas contra nós. Caso venhamos a perder os processos que envolvem valores significativos para os quais não temos recursos, ou, caso as perdas estimadas sejam significativamente materá impacto negativo material em nossa posição financeira e nos resultados operacionais. Podemos também estar suoutras autorizações governamentais que podem resultar na revogação de tais comissões e autorizações governamentais. Além disso, nossa administração terá que direcionar seu tempo e atenção para a defesa destes processos, o que poderá prejudicar seu foco em nossos negócios

42

05 milhões do total de

tivos ou realizar outros ajustes

ao

em nossa posição financeira ou em nossos

rações internacionais.

strições nas exportações de hidrocarbonetos;

der parte ou todas as nossas alcançar nossos objetivos estratégicos nesses

mpactar de forma

principais. Dependendo do resultado, certos processos contenciosos poderão resultar em restrições às nossas operações e terão impacto material em alguns de nossos negócios. Estamos vulneráveis a aumentos nas despesas de financiamento resultantes de aumentos nas taxas de juros de mercado e oscilações da taxa de câmbio prevalescentes. As oscilações na taxa de câmbio, especialmente uma depreciação do real em relação ao câmbio do dólar americano, podem aumentar nossas despesas financeiras, uma vez que a maior parte de nossa receita está expressa em reais, enquanto algumas de nossas despesas operacionais, dispêndios de capital e investimentos e uma parcela significativa de nosso endividamento estão, e espera-se que continuem a estar, expressas ou indexadas em dólares americanos e outras moedas estrangeiras. A partir de 31 de dezembro de 2011, aproximadamente 55,9% — U.S.$45.9nossa dívida – consistiam de dívida com taxa variável. Em face de preocupações com custo e análise de mercado, nós decidimos a não firmarmos contratos derivapara nos proteger contra o risco de um aumento nas taxas de juros. Consequentemente, se as taxas de juros do mercado subirem, nossas despesas com financiamento também subirão, o que pode ter um efeito adverso em nossos resultados operacionais e condição financeira. Além disso, à medida que refinanciamos nossa dívida existente nos próximos anos, o mix de nosso endividamento poderá mudar, especificamente no que se refere ao coeficiente de taxas de juros fixos a variáveis,coeficiente de dívida de curto prazo a longo prazo, e às moedas nas quais nossa dívida está denominada ou indexada. Nós não podemos garantir que tais mudanças não resultarão no aumento de despesas de financiamento pagas por nossa conta. Não temos seguros contra a paralisação dos negócios de nossas operações no Brasil, e a maioria de nossos ativos não está segurada contra guerra ou sabotagem. Não mantemos coberturas de seguros contra interrupções dos negócios de qualquer natureza para as nossas operações no Brasil, incluindo as interrupções de natureza trabalhista. Por exemplo, se nossos trabalhadores entrarem em greve, as interrupções no trabalho poderão nos afetar negativamente. Além disso, não temos seguro para a maioria de nossos ativos, contra guerras ou sabotagem. Desse modo, um ataque ou um incidente operacional que cause a interrupção de nossos negócios poderia ter um impacto negativo relevanteresultados operacionais. Estamos sujeitos a riscos significativos relativos às nossas opeOperamos em diversos países, particularmente da América do Sul e na África Ocidental, em áreas nas quais pode haver instabilidades políticas, econômicas e sociais. Os resultados operacionais e a posição financeira de nossas subsidiárias, nesses países, podem ser afetados negativamente pelas oscilações nas economias, instabilidade política e ações governamentais locais relativas à economia, incluindo:

A imposição de controle de preços; A imposição de re A oscilação das moedas locais frente ao real; A nacionalização de reservas de petróleo e gás; Aumentos nas alíquotas do imposto de exportação e do imposto de renda para petróleo e

derivados; e Mudanças institucionais unilaterais (governamentais) e contratuais, incluindo controles

sobre investimentos e limitações para novos projetos. Caso um ou mais dos riscos acima descritos ocorrerem, poderemos perreservas no país afetado, e talvez não consigamos países ou em nossas operações internacionais como um todo, o que pode inegativa em nossos resultados operacionais e posição financeira.

43

lador, poderá nos exigir o alcance de ertas metas macroeconômicas e sociais que poderão ter um impacto negativo nos nossos resultados

no federal detenha a maioria de ossas ações com direito a voto e, tão logo isto aconteça, o governo federal terá o poder de eleger a aioria dos membros de nosso Conselho de Administração e, através deles, a maioria dos membros

o resultado, teremos que

ar assistência ao governo federal brasileiro para garantir que o

s investimentos planejados poderá afetar de

não poderemos

a poderão ser negativamente

res e resposta do governo federal a eles: Desvalorizações e outras alterações nas taxas de câmbio;

Riscos Relativos ao nosso Relacionamento com o Governo Brasileiro O governo brasileiro, na qualidade de nosso acionista controcoperacionais e posição financeira. O governo brasileiro, na qualidade de acionista controlador, já alcançou, e poderá alcançar no futuro, alguns de seus objetivos macroeconômicos e sociais através de nossa companhia, conforme seja permitido por lei. A legislação brasileira exige que o governmda diretoria executiva que são responsáveis pela nossa gestão diária. Comentrar em atividades que dêem preferência aos objetivos do governo federal brasileiro em vez de nossos próprios objetivos econômicos e empresariais. Em especial, continuamos a prestsuprimento e o preço do petróleo e derivados no Brasil atendam aos requisitos de consumo dos brasileiros. Assim, podemos fazer investimentos, incorrer em custos e realizar vendas a prazo que poderão impactar negativamente em nossos resultados operacionais e posição financeira. Antes de janeiro de 2002, os preços do petróleo e derivados eram regulados pelo governo federal, que ocasionalmente estabelecia preços abaixo dos predominantes nos mercados mundiais de petróleo. Não podemos assegurar que os controles de preço não serão restaurados no Brasil. Nosso orçamento de investimento está sujeito à aprovação do governo federal brasileiro, e o descumprimento na obtenção da aprovação de nossoforma adversa nossos resultados operacionais e condição financeira. O governo brasileiro mantém o controle sobre nosso orçamento de investimento e estabelece limites sobre nossos investimentos e endividamento a longo prazo. Como somos uma entidade estatal, devemos submeter nossa proposta de orçamento anual ao Ministério do Planejamento, Orçamento e Administração, ao MME e ao Congresso Brasileiro para aprovação. Caso nosso orçamento aprovado reduza os investimentos propostos e aquisição de novas dívidas, e não consigamos obter financiamentos que não exijam a aprovação do governo federal, possivelmente realizar todos os investimentos que desejamos, inclusive aqueles que concordamos em fazer para expandir e desenvolver nossos campos de petróleo e gás natural. Se não pudermos fazer estes investimentos, nossos resultados operacionais e posição financeirimpactados. Riscos Relativos ao Brasil O governo federal historicamente exerceu e continua exercendo uma influência significativa na economia brasileira. As condições políticas e econômicas brasileiras têm um impacto direto em nossos negócios e poderão ter um efeito adverso em nossas atividades. As políticas econômicas do governo federal poderão ter efeitos importantes sobre as companhias brasileiras, inclusive sobre nós, e nas condições de mercado e preços dos títulos brasileiros. Nossa posição financeira e resultados operacionais podem ser impactados de modo desfavorável pelos seguintes fato

Inflação; Políticas de controle de câmbio; Instabilidade nos preços; Taxas de juros; Liquidez de capital interno e mercados de empréstimos; Política fiscal; Políticas regulatória para a indústria de petróleo e gás, incluindo a política de preços; e

44

s e econômicos no Brasil ou que afetá-lo.

e de o governo federal implantar estas ou outras mudanças na ções que possam afetar qualquer um dos fatores mencionados acima ou

Brasil e aumentar a volatilidade do mpanhias brasileiras, o que

sição

Outros desenvolvimentos políticos, diplomáticos, sociaivenham a

A incerteza sobre a possibilidadpolítica ou regulamentaoutros fatores no futuro, poderá gerar incertezas econômicas no

sileiro e dos títulos emitidos no exterior por comercado de títulos brapoderá ter um impacto negativo significativo sobre nossos resultados operacionais e pofinanceira.

45


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

Quadro II – Operações

4

RESERVAS PROVADAS - Critério SPE - (bilhões de barris de óleo equivalente - boe) (1) (2) -

BRASIL E EXTERIOR Óleo e condensado (bilhões de barris) 13,7 Gás natural (bilhões de boe) 2,7PRODUÇÃO MÉDIA DIÁRIA (mil boe)(1) - BRASIL E EXTERIOR 2.621 Óleo e LGN (mil bpd) 2.169 Terra 301 Mar 1.869 Gás natural (mil boed) 452 Terra 195 Mar 257POÇOS PRODUTORES (óleo e gás natural) - em 31 de dezembro (1) 15.116 Terra 14.404 Mar 712SONDAS DE PERFURAÇÃO - em 31 102 Terra 38 Mar 64PLATAFORMAS EM PRODUÇÃO - em 31 de dezembro 125 Fixas 77 Flutuantes 48DUTOS (km) - em 31de dezembro 30.067 Óleo, derivados e outros 15.435 Gás natural 14.632FROTA DE NAVIOS - em 31 de dezembro 242 Quantidade - operação própria 56 Quantidade - operação de terceiros 186TERMINAIS - em 31 de dezembro

de dezembro

(3)

Quantidade 48 Capacidade de armazenamento (milhões m3) 10,3REFINARIAS - em 31 de dezembro (1) (5)

Quantidade 15 Capacidade nominal instalada (mil barris por dia - bpd) 2.244 Carga fresca processada (mil barris por dia - bpd) 1.990 Brasil 1.816 Exterior 174 Produção média diária de derivados (mil barris por dia - bpd) 2.044 Brasil 1.849 Exterior 195IMPORTAÇÃO (mil barris por dia - bpd) 749 Óleo 362 Derivados 387EXPORTAÇÃO (mil barris por dia - bpd) 652 Óleo 435 Derivados 217COMERCIALIZAÇÃO DE DERIVADOS (mil barris por dia - bpd) Brasil 2.131VENDAS INTERNACIONAIS (mil barris por dia - bpd) Óleo, gás e derivados 540ORIGEM DO GÁS NATURAL (milhões de m3 por dia)(4) 62 Gás nacional 34 Gás boliviano 27 GNL 2DESTINO DO GÁS NATURAL (milhões de m3 por dia)(4) 62 Não-térmico 40 Termelétricas 11 Refinarias 9 Fertilizantes 3ENERGIA (1)

Número de usinas termelétricas (5) (6) 17 Capacidade instalada (MW) (5) (6)

6.466FERTILIZANTES (1)

2POSTOS DE SERVIÇOS 8.356 Brasil 7.485 Exterior 871

16,4

(1) Inclui informações do exterior, correspondentes à parcela da Petrobras em empresas coligadas (2) Reservas provadas medidas de acordo com o critério SPE (Society os Petroleum Engineers) (3) Inclui apenas os terminais da Transpetro (4) Exclui queima, consumo próprio do E&P, liquefação e reinjeção (5) Inclui apenas os ativos com participação maior ou igual a 50% (6) Inclui apenas termelétricas movidas a gás natural Fonte: RI/Petrobras

46

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

Exploração e Produção Crescimento Em 2011, a Petrobras consolidou o sucesso da atividade exploratória nas seções Pré-Sal e pós-sal das bacias sedimentares brasileiras, em especial as do Sul e do Sudeste (Espírito Santo, Campos e Santos). Além disso, avançou nas atividades relativas aos Planos de Avaliação de Descoberta (PAD) nestas bacias, confirmando as avaliações iniciais das descobertas anteriores, sobretudo as de 2010. Este sucesso vem fortalecendo os alicerces para que a produção de petróleo no Brasil continue sua trajetória de crescimento, com sustentabilidade, ao longo das próximas décadas. Foram perfurados 123 poços exploratórios, dos quais 76 em terra e 47 no mar – destes, 17 tiveram como objetivo o Pré-Sal. O índice de sucesso exploratório foi de 59%. Concessões Não houve rodada de licitações da ANP em 2011, mas a Petrobras aumentou sua participação em alguns contratos por meio de operações de farm-in nos blocos sob concessão e fez as devoluções de blocos previstas. Com isso, o portfólio da companhia conta com 132 contratos de concessão, totalizando 119.132 km2 distribuídos em 194 blocos exploratórios, dos quais 31.068 km2 correspondem a 51 planos de avaliação de descoberta. Reservas Provadas e Descobertas As reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras no Brasil atingiram 15,706 bilhões de boe em 2011 pelo critério ANP/SPE, um aumento de 2,8% em relação ao ano anterior. Foi apropriado 1,242 bilhão de boe em reservas e produzidos 819 milhões de boe, incorporando às reservas provadas da companhia 423 milhões de boe. Com essa incorporação, o Índice de Reposição de Reservas (IRR) foi de 152%, o que significa que para cada barril de óleo equivalente produzido no ano foi acrescentado 1,52 barril de óleo equivalente às reservas. O indicador Reserva/Produção (R/P) aumentou para 19,2 anos. Entre as principais apropriações em 2011, estão:

Descoberta de Sapinhoá, Pré-Sal da Bacia de Santos; Descobertas de Tiziu e Patativa, no Rio Grande do Norte e Ceará, e

Tapiranga Norte, na Bahia; Descobertas no campo de Albacora, na Bacia de Campos; Ações de gerenciamento de reservatórios.

47

Evolução das Reservas Provadas Critério ANP/SPE

Figura V – Evolução das Reservas Provadas

Gráfico VI – Reservas Provadas – Brasil

48

Refino e Comercialização Refino Em 2011, as 12 refinarias da Petrobras no Brasil processaram 1.862 mil bpd de carga fresca, com utilização média de 92% da capacidade, e produziram 1.896 mil bpd de derivados. Do volume total do petróleo processado, 82% foram provenientes de campos brasileiros. Ao longo do ano, foram realizadas paradas programadas para manutenção nas refinarias Presidente Bernardes (RPBC), Landulpho Alves (RLAM), Duque de Caxias (Reduc), Clara Camarão (RPCC), Gabriel Passos (Regap), Lubrificantes do Nordeste (Lubnor) e Paulínia (Replan). O Programa de Flexibilização do Refino (ProFlex) contribuiu para a redução de importação de 23 milhões de barris de derivados médios. A produção de gasolina atingiu recordes de modo a atender o expressivo crescimento da demanda nacional e aumentou 12% em relação a 2010. A produção anual de QAV (querosene de aviação) atingiu 5.395 mil m³, o que representa um aumento de 15,7% em relação a 2010. A produção de diesel atingiu 43.249 mil m³, representando um aumento de 1,1% em relação a 2010. Entraram em operação 14 novas unidades previstas nos projetos de modernização do parque de refino: uma de hidrotratamento de Diesel (Recap); duas de hidrotratamento de nafta de coque (RPBC e Regap); três de hidrodessulfurização de nafta craqueada (Regap, RPBC e Reduc); uma de reforma catalítica na Refinaria Henrique Lage (Revap); seis auxiliares (cinco de dietanolamina – Reduc, RPBC, Regap e Repar – e uma geradora de hidrogênio – Recap); e uma cogeradora na Refinaria Capuava (Recap). Todas visam à produção de combustíveis com baixo teor de enxofre e em conformidade com as especificações restritivas que entrarão em vigor nos próxim s anos. Novos empreendimentos

Refinaria Abreu e Lima A refinaria terá capacidade para processar 230 mil bpd de óleo pesado e produzir até 162 mil bpd de diesel com baixo teor de enxofre (10 ppm), em conformidade com as especificações internacionais. Produzirá também GLP, nafta petroquímica, óleo combustível para navios e coque de petróleo. O início das atividades operacionais está previsto para junho de 2013.

Refinarias Premium

A Petrobras construirá duas refinarias para produzir derivados premium (de elevada qualidade e baixo teor de enxofre), otimizando o uso do petróleo nacional. Essas refinarias produzirão basicamente destilados médios, como diesel e querosene de aviação, e coque, que será, em parte, consumido nas próprias unidades, para geração de vapor e energia. A Premium I será construída em Bacabeira-MA, a cerca 60 km da capital, e terá capacidade para processar até 600 mil bpd de petróleo. Seu objetivo é viabilizar o processamento de petróleo nacional para a produção de diesel S10 ppm tipo Euro V (de elevada qualidade e baixíssimo teor de enxofre) com especificações internacionais. A construção será feita em duas etapas de 300 mil bpd cada, com início das operações em 2016 e 2019. O empreendimento contará também com um terminal portuário para receber, armazenar e expedir granéis líquidos e sólidos. A Premium II, com início de operação previsto para 2017, será construída em Caucaia-CE e terá capacidade para processar 300 mil bpd de óleo. A refinaria será interligada a um terminal portuário em Pecém, por uma faixa de dutos de 11 km de extensão.

o

49

processamento de 165 mil

matéria-prima às

ados de petróleo, volume 9% superior ao de 2010.

s vendas de óleo combustível tiveram queda de 18% devido à concorrência de substitutos, de uso térmico e industrial.

ímica, em especial, sobre fertilizantes. InformGestãoA atuampliar a produção de petroquímicos e de biopolímeros, preferencialmente por meio de

asil e no exterior. ExpanA Brascom a aís e duas naOs ativ50% nproduçEm outesses rGrandeEm setIndustrprincip que a Braskem

m participação de 65% e o grupo mexicano Idesa, de 35% –, o Complexo Industrial custará US$ 3 ilhões e é o principal projeto greenfield da Braskem.

Em março, a Petrobras adquiriu 100% do capital da Innova S.A., antes controlada pela Petrobras Energia Internacional S.A.

Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) A refinaria do Comperj está sendo construída em Itaboraí-RJ e está programada para operar em duas fases: a primeira, prevista para 2014, com capacidade debpd de óleo, e a segunda, em 2018, elevando a capacidade para 330 mil bpd de óleo. Essa refinaria produzirá diesel, GLP, QAV, nafta, óleo combustível, coque e enxofre, a fim de suprir o mercado nacional de derivados combustíveis e fornecer unidades petroquímicas.

Comercialização Mercado interno Como resultado do crescimento econômico do País, a companhia comercializou em 2011, no mercado interno, 2.131 mil bpd de derivO volume vendido de diesel cresceu 9%, reflexo do aumento do PIB, do bom desempenho do varejo, da maior participação de mercado da Petrobras e do recorde na safra de grãos em 2011. A comercialização de gasolina registrou o mais alto índice de crescimento entre os principais derivados: 24%. As vendas foram impulsionadas, principalmente, pelo aumento da frota de veículos flexfuel, associado à vantagem do preço da gasolina frente ao do etanol. O GLP teve expansão de 3% nas vendas, enquanto a nafta se manteve estável. Já as entregas de QAV cresceram 12% em função do aumento da oferta de voos das companhias aéreas de médio porte e regionais, do aquecimento da economia e da valorização do câmbio. Aespecialmente o gás natural 4.3 - Atuação na área de petroqu

ações mais detalhadas sobre fertilizantes foram abordadas em outros itens do Relatório de como o item 1.8 – Plano de negócios e item 8.1 letra b – Investimentos. ção da Petrobras nesta área é integrada aos demais negócios da companhia, de forma a

aparticipações societárias no Br

são da Braskem kem consolidou sua posição como a maior produtora de polipropileno nos Estados Unidos aquisição do negócio deste produto da Dow Chemical: quatro plantas, duas naquele p Alemanha. os nos EUA têm capacidade de produção de 505 mil t/ano, o que representa um aumento de a produção americana da Braskem, totalizando 1,4 milhão de t/ano. A capacidade de ão dos ativos na Alemanha é de 545 mil t/ano. ubro, o BNDES aprovou um limite de crédito de R$ 2,46 bilhões para a Braskem, que usará ecursos para apoiar o plano de investimentos em Alagoas, Bahia, Rio de Janeiro e Rio do Sul. embro, a Braskem iniciou no México a terraplenagem onde será construído o Complexo ial do Projeto Etileno XXI, que produzirá 1,05 milhão de t/ano de polietileno para abastecer, almente, o mercado interno mexicano. Resultado de uma joint venture – em

teb Aquisição da Innova

50

Situadauma daintençã s, com expectaprevist

rojetos o setor petroquímico previstos no Plano de Negócios 2011-2015 somam US$ 3,8 es a cerca de 2% do total a ser realizado pela Petrobras. Além do Comperj,

êxtil de

ção de produto texturizado

italização do segmento

.4 - Atuação no segmento de transporte (frota, terminais e oleodutos e gás natural). segmento de transporte e

rmazenamento de petróleo, derivados, biocombustível e gás natural, opera 7.179 km de oleodutos,

avio, volume 9,5%

de movimentação de gás natural foi de 63 milhões e m³/dia.

ões de toneladas de porte bruto (tpb) à capacidade atual. Também permitirá a

internacionalmente.

io entregue pelo Promef – Celso Furtado, destinado ao transporte de produtos

rtidos em 2010, totalizam sete embarcações ara equacionar necessidades logísticas da produção de petróleo.

tos a incorporação de seis embarcações. Deverão ser entregues três dos 20

Paraná.

no Pólo Petroquímico de Triunfo, a Innova é a maior produtora nacional de estirênicos e s principais unidades petroquímicas de segunda geração do País. Sua aquisição demonstra a o da companhia de realizar investimentos no mercado interno de estirênicotiva de duplicação da produção da Innova e de sinergias com unidades semelhantes,

as para o Comperj.

POs investimentos nbilhões, equivalentdestacam-se: Companhia Petroquímica de Pernambuco (PetroquímicaSuape) e Companhia Integrada TPernambuco (Citepe) – Responsáveis pela implementação do Complexo PetroquímicaSuape, produzirão 700 mil t/ano de ácido tereftálico purificado (PTA), 450 mil t/ano de resina PET (polietileno tereftalato) e 240 mil t/ano de polímeros têxteis e filamentos de poliéster. Ao final de 2011, a unidade de PTA já estava quase concluída e com contratos de suprimento de matérias-primas e insumos assinados. A Citepe já iniciou a comercializapróprio, atingindo mais de uma centena de clientes. O Complexo será o maior polo integrado de poliéster das Américas, retomando a produção nacional de PTA e duplicando a oferta de PET no Brasil, além de representar a revtêxtil, devido à oferta interna de fios com boa qualidade e preço competitivo. 4A Petrobras Transporte S.A. (Transpetro), subsidiária da Petrobras para oa7.327 km de gasodutos, 48 terminais – 20 terrestres e 28 aquaviários – e 56 navios. Em 2011, 44,2 milhões de t de petróleo e derivados foram transportados por ninferior ao de 2010. A Transpetro movimentou, em seus oleodutos e terminais, 747 milhões de m³ de líquidos, 6% mais do que o ano anterior, além da média de 51,3 milhões de m³/dia de gás natural, volume 10% inferior ao do ano anterior. O pico d Novos navios O Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) prevê a construção de 49 navios, que acrescentarão 4 milhincorporação de novas tecnologias às embarcações e foi desenvolvido com base em três premissas: construir os navios no Brasil, alcançar o nível mínimo de nacionalização de 65% (na primeira fase) e 70% (na segunda) e tornar os estaleiros competitivosEm 2011, foram concluídos os processos de licitação dos oito navios do tipo Produtos (para transporte de derivados de petróleo, 48 mil tpb) que integram a segunda fase do programa. O primeiro navderivados de petróleo, de 48,5 mil tpb – já integra a frota do transporte marítimo. Também foram adicionados à frota três navios contratados, com capacidade total de 272 mil tpb do tipo DP (posicionamento dinâmico). Foram convertidos para casco duplo quatro navios para abastecer os barcos de apoio da Petrobras nas bacias de Campos e de Santos. Somados aos convepPara 2012, estão previscomboios fluviais contratados pela Transpetro para atender à demanda de transporte de etanol pela bacia hidrográfica do Tietê-

51

, com mais duas estações intermediárias no primeiro semestre de 2012; umento da movimentação de derivados – O Oleoduto São Paulo-Brasília (Osbra) movimentou, em

3.957 m³ de gasolina, 10,8% a mais que seu último recorde. No mesmo mês, o Terminal

p to ship de petróleo no Terminal Marítimo da Baía de Ilha Grande (Tebig) – Foi

assou a

destinação de resíduos.

ntraram em operação s seguintes dutos:

sporta o gás

Com 39 km de extensão, integra o conjunto de projetos que ampliou a capacidade de ansporte do Sistema Guararema-RPBC de 12 milhões de m³/dia para 17 milhões de m³/dia e

ar o trecho de 23 km do gasoduto Gasan I;

idora de

bustíveis, com market share anual de 39,2%, equivalente a um

1,27 bilhão.

Terminais e Oleodutos Várias ações foram adotadas em 2011 para ampliar a capacidade da Transpetro: Aumento da movimentação de petróleo no Oleoduto São Sebastião-Guararema (Osvat) – Responsável pelo abastecimento da Revap e da Replan, aumentará a vazão dos atuais 4.500 m³/h para a média de 5.100 m³/hAmarço, 24de Guarulhos teve aumento na entrega da gasolina, com a marca de 102.437 m³, superando em 15% o recorde anterior; Operações shidesenvolvida uma alternativa de transferência direta de carga entre navios (ship to ship), que realiza o transbordo sem a ocupação das instalações dos terminais, aumentando a agilidade e reduzindo custos; Apoio nas bases de logísticas portuárias – Em seus terminais aquaviários, a Transpetro poperar bases logísticas portuárias para apoio à área de E&P da Petrobras. Essas bases fazem gestão portuária e contratual, armazenagem, unitização e movimentação de cargas, fornecimento de água, fluidos e granéis sólidos para operação com poços e Transporte de Gás Natural A malha de gasodutos de transporte do Sistema Petrobras atingiu 9.251 km. EoGastau – Com 96 km de extensão e capacidade nominal de 20 milhões de m³/dia, tranprocessado na Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba, oriundo dos campos de Mexilhão e Uruguá-Tambaú e do piloto de Lula no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos, ampliando a oferta na Região Sudeste; Gaspal II – Com 54,5 km de extensão, ampliou, em conjunto com o Gasan II e a Estação de Compressão de Guararema, a capacidade de transporte do Sistema Guararema-RPBC – de 12 milhões de m³/dia para 17 milhões de m³/dia –, aumentando a oferta para a região metropolitana de São Paulo; Gasan II –trpermitiu desativVariante do Nordestão – Com 31,7 km de extensão, interligou os quilômetros 383,5 e 404 do gasoduto Nordestão e permitiu elevar a pressão máxima operacional admissível do Nordestão, garantindo mais flexibilidade e confiabilidade ao suprimento de Pernambuco, Paraíba e Rio Grande do Norte. 4.5 - Distribuição; suprimento e transporte de gás natural. A Petrobras Distribuidora, que completou 40 anos de existência em 2011, é a maior distribucombustíveis do Brasil e chegou ao fim do ano com a marca de 49.100 mil m³ comercializados, volume 6,1% maior que o registrado no mesmo período do ano anterior. Com vendas médias acima de 4 milhões de m3, estabeleceu o recorde de vendas de 4.392 mil m3/mês e manteve a liderança no mercado doméstico de comcrescimento de 0,4 p.p. Com uma rede de 7.485 postos de serviços e 12 mil consumidores diretos, a empresa obteve uma receita operacional líquida de R$ 74 bilhões e lucro líquido de R$

52

lume de vendas da Petrobras Distribuidora em milhões de m³ Evolução do vo

Gráfico VII - Evolução do volume de vendas da BR

46,3 49,1

33,9 37,8

41,8

2007 2008 2009 2010 2011

Em linha com a estratégia de manter a liderança no mercado brasileiro de distribuição de derivados e petróleo e biocombustíveis, foram realizados investimentos diretos de R$d 1,157 bilhão no ano de

$ 626 milhões) destinaram-se à manutenção e à ampliação da

s em obras, equipamentos e adequação de elementos de imagem, além da instalação do

2011. Desse total, 54,1% (Rinfraestrutura logística; 13,6% (R$ 157,4 milhões), ao desenvolvimento e à modernização da rede de postos de serviços; 4,7% (R$ 54,4 milhões), à distribuição de gás e à comercialização de energia; 5% (R$ 57,9 milhões), ao segmento de aviação; e 2,3% (R$ 26,6 milhões), ao mercado consumidor. Para a Liquigás – subsidiária para distribuição de gás liquefeito de petróleo – foram destinados 12,5% (R$ 144,6 milhões) para manutenção da infraestrutura de distribuição de GLP. Também foram investidos R$ 53,2 milhões em tecnologia da informação, R$ 17,5 milhões no segmento de produtos químicos e R$ 8,1 milhões no de produtos asfálticos. Dos investimentos realizados na Petrobras Distribuidora, destacam-se as obras de modernização e ampliação da fábrica de lubrificantes (Duque de Caxias-RJ) e de 18 terminais, 30 estabelecimentos em pool e 28 bases de distribuição; o início da construção de duas bases (Cruzeiro do Sul-AC e Porto Nacional-TO); e melhorias, em todo o Brasil, na infraestrutura operacional para a movimentação do diesel S50 (com baixo teor de enxofre), comercializado a partir de janeiro de 2012, e para o envase e distribuição do produto ARLA 32 (uma solução redutora de óxidos de nitrogênio que deve ser utilizada em associação com o diesel S50). Também foram implementadas adequações em mais de 800 postos da rede para viabilizar a comercialização dos novos produtos. Foram adquiridos equipamentos para aeroportos e pools, viabilizando projetos importantes para o aumento de sua capacidade operacional. Na rede de postos de serviços, houve investimento de R$

31 milhõe1Centro Tecnológico de Lubrificação Automotiva Lubrax +. Outro destaque foi a expansão da rede de gás canalizado no Espírito Santo, com entrada em Linhares e aumento da capacidade de comercialização em Vitória, Vila Velha e Serra. Investiu-se ainda em três projetos de eficiência energética (climatização) e em 25 centrais de geração na ponta (implantação de unidade geradora de energia a biodiesel ou a gás natural para utilização no horário de ponta e/ou emergência, visando reduzir custos), com incremento na carteira de clientes. Para garantir a liderança no mercado cada vez mais competitivo de distribuição, foi revitalizada a marca Lubrax e mantido o Plano Integrado de Marketing (PIM), com foco na fidelização dos consumidores finais e consequente aumento das vendas.

53

ComerciA Petrobras realizou novas rodadas de leilões eletrônicos para venda de gás natural de curto prazo, com regras aperfeiçoad is publicados. Nesses leilões, as distribuidoras de gás celebraram contratos de curto prazo (quatro meses) para volumes de gás natural em três certames: o primeiro, em março; o segundo, em julho; e o terceiro, em novembro. O volume total comercializado foi de 8 milhões de m³/dia, 8,1 milhões de m³/dia e 8,8 milhões de m³/dia, respectivamente. Com o objetivo de realocar volumes não consumidos pelo mercado termelétrico, a Petrobras iniciou, em abril, um novo tipo de venda de gás natural: o Mercado Secundário. Esta modalidade de venda, em função da hidrologia favorável e do custo de oportunidade do gás natural, é ofertada a clientes do segmento industrial que não usam o gás natural como principal combustível. Ao final de 2011, existiam nove contratos de fornecimento, totalizando 1,5 milhão de m3/dia, com as companhias CEG, BR-ES, Gasmig e Bahiagás. Distribuição de Gás Natural

iodiesel Petrobras Biocombustível opera três usinas de biodiesel, em Candeias-BA, Quixadá-CE e Montes laros-MG. Desde 2010, com a duplicação da Usina de Candeias para 216 mil m³/ano, a

alização de Gás Natural

as em relação às estabelecidas em 2010, conforme edita

O volume médio de gás natural comercializado pelas distribuidoras em todo o Brasil, em 2011, ficou em 47,5 milhões de m3/dia, com redução de 3% em relação a 2010. A companhia passou a ter participação em 21 das 27 distribuidoras estaduais de todo o Brasil, com a conclusão da aquisição em julho da concessionária de distribuição de gás natural do noroeste paulista, Gas Brasiliano Distribuidora (GBD). Em relação ao perfil de participação acionária, a Petrobras manteve o padrão de 2010, com percentuais que variam de 24% a 100%. O consumo não térmico das distribuidoras em que a companhia tem participação aumentou 17% (de 17,3 milhões de m³/dia para 20,3 milhões de m³/dia), e o consumo térmico diminuiu 43% (de 7,4 milhões de m³/dia para 4,2 milhões de m³/dia), totalizando uma redução de 0,8% (de 24,7 milhões de m³/dia para 24,5 milhões de m³/dia). 4.6 - Energia elétrica e recursos energéticos renováveis, tais como biodiesel e etanol. Energia Elétrica A Petrobras gerou 653 MW médios para o Sistema Interligado Nacional (SIN), por meio das 16 UTEs próprias e alugadas que compõem seu parque gerador termelétrico, com capacidade instalada de 5.806 MW. A menor geração em relação ao ano anterior é resultado das condições hidrológicas extremamente favoráveis no Brasil em 2011, quando os níveis dos reservatórios das hidrelétricas se mantiveram elevados. As usinas da companhia operaram apenas para atender a compromissos de inflexibilidade da venda de energia em leilão, fornecimento de vapor aos clientes, despachos por razão elétrica para o SIN e exportação de energia para a Argentina e o Uruguai. Energia Eólica Em 2011, a companhia finalizou a implementação de quatro usinas eólicas em Guamaré-RN: Mangue Seco, Cabugi, Potiguar e Juriti. Esses projetos correspondem a 104 MW de capacidade instalada e 49 MW médios vendidos. Os contratos de venda de energia oriunda das usinas foram ofertados no primeiro leilão de reserva de energia eólica, em dezembro de 2009, e são válidos por 20 anos. O certame previa que a energia gerada pelas usinas seria disponibilizada para o Sistema Interligado Nacional em 1º de julho de 2012, mas a Petrobras antecipou o cronograma, e todo o parque eólico está em operação comercial esde 1º de novembro de 2011. d

BAC

54

três unidades soma 434 mil m³/ano. Em julho de 2011, a

ões. A

o de green diesel (biodiesel de segunda geração), ndo como matéria-prima o óleo de palma produzido no Pará.

a capacidade total de produção de biodiesel da Petrobras

.762 ha de área

xtração de óleo vegetal ercial S.A.,

a-BA. A empresa tem capacidade para processar até 65 mil t/ano de oleaginosas

il t/ano de óleos.

xcedente. otal Agroindústria

o o aporte final de R$ 22 milhões – totalizando os R$ 155 milhões previstos – no

21 milhões na expansão de canaviais e R$ 11,1 milhões na

capacidade total de produção das companhia ingressou no capital social da empresa BSBIOS Indústria e Comércio de Biodiesel Sul Brasil, em Passo Fundo-RS, com aporte de R$ 75,6 milhões, passando a deter 50% de suas açindústria opera uma planta de biodiesel, com capacidade de produção de 160 mil m³/ano e unidade de extração de óleos vegetais. As duas empresas já operavam, em parceria, a usina de Marialva-PR. Com a nova sociedade, passam a compartilhar a operação de um complexo industrial com capacidade produtiva total de 287 mil m³/ano de biodiesel. No Pará, está em construção uma nova usina, com previsão de início de operação para 2013 e aumento da capacidade instalada de produção de biodiesel em 120 mil m³/ano. Como parte do Projeto Belém, foi constituída a Belém Bioenergia Brasil S.A., responsável pelas atividades agroindustriais no País e, em 2011, pelo plantio de 3.200 ha de palma nos municípios de Tailândia e Tomé Açu. O projeto possibilita a participação no mercado europeu de biocombustíveis, com a produção, em Portugal, de 250 mil t/anteCom esses empreendimentos,Biocombustível deverá atingir 855 mil m³/ano em 2013. Suprimento agrícola As usinas da Petrobras Biocombustível têm o Selo Combustível Social, em conformidade com as diretrizes do Programa Nacional de Produção e Uso do Biodiesel (PNPB). A empresa também mantém contratos de compra de grãos com 64.812 agricultores familiares, em 133cultivada, dos quais 105.348 ha com mamona, 5.150 ha com girassol e 23.264 ha com soja. Para a safra 2010/2011, disponibilizou 449 t de sementes, sendo 413 t de mamona e 36 t de girassol, e adquiriu da agricultura familiar 58,9 mil t de grãos, ao custo de R$ 49,9 milhões. EA Petrobras Biocombustível detém 50% do capital social da Bioóleo Industrial e Comem Feira de Santane armazenar 30 mil t de grãos, além de tancagem para 10 milhões de litros de óleo. Estão previstas melhorias operacionais que aumentarão a capacidade de processamento de oleaginosas para 130 mil t/ano, com semirrefino de 60 m Etanol Em conjunto, as coligadas da Petrobras Biocombustível encerrarão a safra 2011/2012 com uma moagem de 20,1 milhões de t de cana-de-açúcar, produção de 769 mil m3 de etanol e 1,4 milhão de t de açúcar, com exportação de 490 GWh de energia elétrica eTEm 2011, foi feitcapital social da Total Agroindústria Canavieira S.A., usina de etanol em Bambuí-MG. Com isso, a companhia detém 43,58% na usina. No ano, a Total investiu mais de R$compra de equipamentos. Foram ainda iniciados investimentos de R$ 122 milhões, referentes ao período 2011-2013, para a construção da segunda fase da usina, que dobrará a capacidade de moagem de cana para 2,4 milhões de t em 2013. Consequentemente, a capacidade de produção de etanol poderá atingir 200 mil m3, permitindo ampliar a exportação de energia dos atuais 30 para 86 GWh/ano. Guarani Em março de 2011, a Petrobras Biocombustível fez aporte de R$ 195,4 milhões na Guarani S.A., passando a deter 31,44% das ações da empresa. A operação decorreu de acordo firmado com a

55

car e cogeração de

Petrobras Biocombustível passou a deter 49% do capital social da Nova Fronteira Bioenergia de R$ 163 milhões, cumprindo o compromisso assumido no Acordo de

de 50 mil m3/ano e sua produção de etanol anidro.

nternacional da companhia são: Aproveitamento da capacidade técnica e de conhecimento geocientífico da Petrobras em

&P na costa brasileira em áreas que apresentem características similares e com grande

hamento do portfólio aos cionais, de modo a aumentar a rentabilidade dos negócios e promover a

lidade com a segurança energética do País.

Tereos Internacional S.A. para a aquisição de 45,7% da Guarani, por meio de aportes de até R$ 1,6 bilhão ao longo de cinco anos. Atualmente, a Guarani é proprietária de sete unidades em São Paulo e uma em continente africano, em Moçambique. Na unidade de Moçambique, estuda-se a possibilidade de produzir etanol para abastecer o mercado local, estimado em 20 mil m3/ano. O governo moçambicano aprovou a mistura de 10% de etanol na gasolina (E10) a partir de 2012. Planeja-se que a destilaria da Guarani esteja pronta para atender à nova demanda quando a medida entrar em vigor. Estão sendo feitos investimentos de R$ 767 milhões, aprovados em 2010 e 2011, para expandir a capacidade de processamento de cana-de-açúcar, produção de etanol e açúenergia. Com eles, a Guarani elevará sua capacidade de moagem de 21,3 milhões de t/ano para 24,6 milhões de t/ano, ampliando a produção de etanol para 888 mil m3/ano; a produção de açúcar para 1,7 milhão de t; e a exportação de energia para 1.200 GWh/ano. No segundo semestre de 2011, foi inaugurada a destilaria da Usina São José, ampliando em 110 mil m³ a capacidade de produção de etanol do grupo no Brasil. Nova Fronteira AS.A., com um aporte Investimentos firmado em 2010. A Nova Fronteira anunciou investimentos de R$ 530,7 milhões na Usina Boa Vista nos próximos três anos. Os recursos serão aplicados na ampliação da unidade para uma capacidade de moagem estimada em até 8 milhões de t/ano, o que possibilitará elevar a produção anual de etanol dos atuais 176 mil m3 para 700 mil m3. A exportação de energia elétrica deverá passar de 135 GWh para 600 GWh/ano. A empresa assinou contrato com a Petrobras Distribuidora para vendad 4.7 - Estratégia de atuação internacional e projetos de investimentos existentes. A Petrobras atua em 24 países, além do Brasil, com projetos em cinco continentes, e tem escritórios de representação em Nova York, Londres, Tóquio e Pequim. Também mantém acordos de cooperação com diversos parceiros, para desenvolvimento de tecnologia e negócios. Os principais pilares estratégicos para a atuação i

Epotencial de reservas, com foco em exploração na Costa Oeste da África e no Golfo do México;

Conquista de mercados, crescimento em downstream e alinsegmentos naintegração da cadeia de produtos;

Ampliação dos negócios de gás natural para complementar o mercado brasileiro, cumprindo o compromisso de responsabi

56

Quadro III – Posicionamento Internacional

Atividades

Países Exploração & Produção

Gás & Energia

Refino / Petroquímica

Distribuição / Comercialização

Escritórios

Continente Americano Argentina Bolívia Brasil Sede Chile Colômbia Curação EUA México Paraguai Peru Uruguai Venezuela Continente Africano Angola Benin Líbia Namíbia Nigéria Gabão Tanzânia Continente Europeu Holanda Inglaterra Portugal Continente Asiático China Cingapura Japão Turquia Oceania Austrália Nova Zelândia

Fonte: Formulário de Referência/Petrobras

o mercado internacional, a Petrobras encerrou 2011 com investimentos de R$ 4,4 bilhões, tendo roduzido 147,5 mil bpd de óleo e 16,54 milhões de m³/dia de gás natural, totalizando 244,9 mil oed, além de ter processado 174,03 mil bpd de óleo em suas refinarias, cuja capacidade de

Npb

57

processamento ao final do fator de utilização de 67% ao ano. As reservas provadas internacionais somaram 0,706 bilhões de boe, volume 0,4% superior ao de 2010, resultando no índice de reposição de reservas de 104%. Esse volume corresponde a 4,3% das reservas totais da companhia, ri ci um E) Desenvolvimento de negócios A Petrobras investiu R$ 4,4 bilhões em sua atuação internaciona ias de alinhamento ao portfólio dom stico da co panhia, conquistar mercados e ampliar negócios de gás natural, com foco na Costa Oeste frica e fo do M o. Desse tot % foram destinados às atividades de refino, petroquím distrib , gás e ergia, e 90% à exploração e produção, dos quais 59% para o desenvolvim da produção em pr s existentes Américas A Petrobras está presente em 1 íses do ontinente ericano, alémBolívia, Chile, Colômbia, Curaçao, Estados Unidos, México, Paraguai, Per Uruguai e V ezuela. S estações de serviços e a os de ex oração e d produção em oito desses países, cuja produção foi de 89,7 mil bpd de óleo e 16,5 m hões de m ia de gás natur , totalizando 1 7,1 mil bNa Argentina, foi concluída, em m , a ven da refinar de San Loren , o que reduz em 50 m l bpd a capacidade de processam to da co panhia no aís, que passa ser de 30,5 m bpd de óleo na refinaria Ricardo D. Eliçabe, localizada em Bahía Blanca. Na Bolívia, a atuação da companhia produzindo gás natural dos campos de San Alberto e San A contribui para o abasteci o desse ercado no Brasil, via transporte pelo gasoduto que liga os dois países. Durante o ano, a companhia adquiriu participação de 30% no campo de gás natural de Itaú. No Peru, cuja produção do lote X gira em t no de 15 l boed, seguem nvolvim nto da produção do lote 57 (Kinteroni) e a exploração no lote 58, que representam uma possibilidade de a da produção internaciona gás da c mpanhia. Nos EUA, a Petrobras anunciou descobertas recentes nos projetos de Hadrian e Logan, no Golfo do México, e continua desenvolvendo os ativos de produção em St. Malo, Tiber, Stones e Cascade & Chinook e projetos de exploração. moratóri das operaç a revisão das medidas de segurança, motivadas pelo acidente com derrama to de óleo, 2010, em plataforma de outra companhia, postergaram o cronograma de alguns projetos da Petrobras, entre eles o início da produção de Cascade & Chinook, adiado para 2012. África A Costa Oeste da África é uma s áreas e ratégicas de atuação internacional da Petrobras. A produção na Nigéria (campos de Akpo e Agbami) e em Angola (bloco 2) soma 57,8 m d de ó contínua reavaliação do po ólio da c u o reposici amento em alguns dos ativos em Angola, com a venda 0% da rticipação o bloco 26, a saída do bloco 15, pela venda da participação, e do bloco 34, pela devolução do bloco ao governo. A companhia atua t em exploração na Tanzânia, que se encontra em fase de perfuração de poços; na Namíbia, onde detém o direito de operação do ativo e se prepara para a perfuração do primeiro poço; no Benin, onde realizou sísmicas 3D; e no Gabão, onde será iniciada a aquisição de sísmica 3D.

ano foi de 230,5 mil bpd, proporcionando um

segundo o c tério So ety of Petrole Engineers (SP .

l, para atender as estratégé m

da Á Gol éxic al, 10ica, uição enento ojeto .

1 pa c am do Brasil: Argentina, u, en

ão 872 tiv pl eil ³/d al 8

oed. aio da ia zo iu

i en m p a il

ntonio ment m

or mi o dese e

umento l de o

A a ões de prospecção de petróleo no Golfo emen em

da stil bp

leo. A rtf ompanhia motivo onde 5 pa n

ambém

Ásia e Oceania A Petrobras tem uma refinaria na ilha de Okinawa, no Japão, com capacidade de processamento de 100 mil boed, e desenvolve projetos exploratórios na Nova Zelândia, com aquisição de sísmica 2D.

58

ações terem indicado poço seco.

e, com a ontinuidade de processamento e interpretação de dados, e na Bacia do Alentejo, com aquisições de

elacionados à produção, ao desenvolvimento de tecnologias e ao

Na Austrália, optou por não prosseguir com o projeto localizado na Bacia de North Carnarvon, após as perfur Europa Em Portugal, a companhia desenvolve projetos de exploração na Bacia do Penichcsísmicas 3D, além de projetos rcomércio de biocombustíveis, em parceria com empresas locais. Gráfico VIII – Produção Internacional de Óleo, LGN, Condensado e Gás Natural (mil boed)

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

163 142 128 125 142 152 148192

254

108 99101 96 93 97

o o

125

141

96

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

jeçã

o20

15 jeçã

o20

20

Pr

Pr

Óleo, LGN e Condensado Gás Natural

395

316

236 224 238245 245

243259

Gráfico IX - Custo Unitário de Extração Internacional (US$/bbl)

Custo Unitário de Extração Internacional (US$/bbl)

2,90 3,364,17 4,73

5,42 5,866,78

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

59

Gráfico X – Reservas Provadas Reservas Provadas Internacionais de Óleo, LGN, Condensado e Gás

Natural - Critério SPE (milhões de boe)

203 235 235

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

613514 495

726

955657 576 497 493 468 471

Óleo, LGN e Condensado Gás Natural

703 706

1.681

1.2701.090

696

992

Reservas Provadas Internacionais de Óleo e Condensado por País - Critério SPE

América do Sul 47,1%

América doNorte22,2%

África30,7%

Reservas Provadas Internacionais de Gás Natural por paísCritério SPE

América do Sul 87,6%

América do Norte 9,8%

África2,5%

60

Item 5 – Parte D da DN nº 108 DE 24 DE NOVEMBRO DE 2010 5.1 - Informações quanto aos projetos patrocinados pela empresa nas áreas social, ambiental,

cultural e esportivo.

Quadro IV – Projetos patrocinados pela Petrobras

Sistema Petrobras Total

Projetos Sociais Linha de atuação

Geração de Renda e Oportunidade de Trabalho R$ 47.946.557,47Educação para a Qualificação Profissional R$ 56.521.435,30Garantia dos Direitos da Criança e do Adolescente R$ 69.986.735,73Fortalecimento de Redes e Organizações Sociais R$ 10.248.872,49Difusão de Informações para a Cidadania R$ 20.719.355,63Outros + Voluntariado R$ 1.589.128,75Total Sociais R$ 207.012.085,37 Projetos Ambientais

Linha de atuação Gestão de corpos hídricos superficiais e subterrâneos R$ 16.349.141,69Recuperação ou conservação de espécies e ambientes costeiros, marinhos e de água doce R$ 110.071.634,59Fixação de carbono e emissões evitadas R$ 22.584.920,27Fortalecimento das organizações ambientais e de suas redes R$ 836.018,18Disseminação de informações para o desenvolvimento sustentável R$ 10.765.969,05Outros R$ 11.022.759,51Total Ambientais R$ 171.630.443,29 Projetos Culturais

Linha de atuação Produção e Difusão R$ 138.144.831,25Preservação e Memória R$ 30.662.143,74Formação e Educação para as Artes R$ 13.530 51,86.0Total Culturais R$ 182.337.026,85 Projetos Esportivos

Linha de atuação Esporte de Rendimento R$ 49.370.230,87Esporte Motor R$ 14.774.229,31Programa Petrobras Esporte & Cidadania R$ 11.478.807,46Outros R$ 4.347.970,63Total Esportivos R$ 79.971.238,27

Total Geral R$ 640.950.793,78Fonte: Relatório de Sustentabilidade/Petrobras

61

Desenvolvimen ntes tipos de petróleo do Pré-Sal da Bacia planejamento mais eficiente da pro ;

ão do prim ecnologia Liner Conveyed Gravel Pack, po de pe s horizontais em campos maduros;

as to liquids) compacto, para produção de ima de gás em Testes de Longa Duração (TLD)

ração submarina água-óleo no campo deom o sistema de produção de Marlim serã

iliza o aumento de produção em campos maduroveitamento do sistema de produção existente;

ração de poço com 53º de inclinação final no sal. Esta solução tecdesenvolvimento para perfuração de poços estendidos e horizontais no Pré-Sal, aumentará a

eduzirá o número de poços; Qualificação do sistema jeção de água do mar, para aumento da produção

alação

para as plataformas do Pré-Saluente redução de custos.

versificação de produtos

rodução de Diesel Podium com 50 ppm de enxofre (S50), na Refinaria Henrique Lage (Revap), antecipan a oferta do produto ao mercado brasileiro

do modelo de otimização dos sistemas de produção de mamonapossibilitará ganhos expressivos de produtividade por meio de

iedades, controle de pragas e doenças, adubação e ass alimentícias;

Produção de 12 t de polietileno diferenciado de alta densidade em unidade de demonstração , para produção de cabos de amarração de plataformas de petróleo com alta

resistência, flutuabilidad e aplicação.

o de testes em sistema protótipo, para redução de até 50% dos por unidades de craqueamento catalítico em leito fluidizado (FCC);

Conclusão do primeiro te de oxicombustão em unidades de Fzir em até 32% as emissões de CO2 em

custo 50% inferior; Finalização da caracterização ambiental científica da Bacia de Campos, compondo o mais

completo conjunto de informações ambientais da região, alinhado às políticas públicas do Ministério de Meio Ambiente;

Implantação de unidade de tratamento biológico de efluentes salinos industriais para redução de impactos ambientais no Terminal de São Sebastião-SP;

Item 6 – Parte D da DN nº 108 DE 24 DE NOVEMBRO DE 2010 6.1 - Informação objetiva quanto aos projetos de pesquisa e desenvolvimento existentes. Expansão dos negócios

to de metodologia que possibilitou caracterizar difere de Santos, o que permitirá eiro poço, no mundo, com a t

dução Perfuraç

que reduz o tem rfuração de poço Demonstração da tecnologia GTL (g óleo sintético

a partir de gás, eliminando a que ; Instalação da estação protótipo de sepa Marlim, em

águas profundas. As interconexões c o finalizadas em 2012. Esta tecnologia viab ros offshore, com melhor ap

Perfu nológica, em

produção e r

em campos maduros. Três destes sistem submarino de in

as estão em fase final de instAlbacora;

no campo de

Comprovação da tecnologia de risers rígidos , permitindo aumento de competitividade neste mercado e conseq

Valorização e di

Início da pdo em seis meses ;

Conclusão e girassol no semiárido, que escolhas de densidade de plantio e var ociação com culturas

da Braskeme e menor custo d

Sustentabilidade

Conclusãemitidos

particulados

ste mundiale redu

CC, capaz de refinarias a capturar 1 t/dia de CO2, além d

62

Instalaç membranas na Revap e de tratamento e reúso de efluentes por eletrodiálise reversa para remoção de sais na Regap, ambas para redução de descarte de efluentes.


ão de unidade de tratamento e reúso de efluentes por separação por

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

relatório de gestão. Quadro V – Lista das principais siglas

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

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

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

Barris Barris de petróleo.

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

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

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

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

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

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

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

nsação. conde

TLD Teste de longa duração.

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

rocarbonetos ou

FPSO Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência de Petróleo

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

Petróleo intermediário

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

63

Petróleo leve Petróleo com densidade API superior a 31°.

GNL Gás natural liquefeito.

GLP -saturados, com

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

MME O Ministério Federal das Minas e Energia, ou MME

LGNs e g eve produzidas com gás natural,

que condensa rmais. Líquidos d ás natural, que são substâncias de hidrocarboneto l

m para o estado líquido a temperatura e pressão no

Petróleo Petróleo, incluindo LGNs e condensados.

Reservade pré-

na camada sal

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

Reservade pós-

na camada sal

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

De acordo com as definições do Aditivo à Lei 4-10(a) da SEC das Regulamentações S-X, as e petróleo e gás são as quantidades estimadas de petróleo e gás cuja análise

dos dados geológicos e de engenharia demonstra, com razoável grau de certeza, serem economicamente possíveis de serem produzidas – a partir de uma determinada data no futuro, a

regulamentações governamentais existentes.

reservas provadas d

partir das reservas conhecidas, e de acordo com as condições econômicas, métodos operacionais e

As condições econômicas existentes incluem preços e custos para as quais a capacidade econômica de produção de uma reserva deverá ser determinada. O preço se baseia no preço médurante o período de 12 meses antes de 31 de dezem

dio bro de 2010, a não ser que sejam definidos

em condições futuras. O projeto eza razoável de que começará

dentro de um prazo razoável.

por acordos contratuais, excluindo os escalonamentos baseadosde extração de hidrocarbonetos deverá começar ou teremos cert

Reservas provadas

o de fluídos) estão incluídas na classificação “provadas” quando o teste bem sucedido de um projeto piloto ou a operação de um programa instalado no

er

As reservas que puderem ser produzidas economicamente através do uso de técnicas de recuperação aprimoradas (tal como injeçã

reservatório fornecer suporte à análise de engenharia em que o projeto ou o programa estivbaseado.

Reservas provadas desenvolvidas

As reservas provadas desenvolvidas são aquelas que são passíveis de recuperação: (i) através dos nais existentes ou em que o custo

parado com o custo de um poço

poços existentes, utilizando equipamentos e métodos operaciodos equipamentos necessários seja relativamente menor, comnovo; e (ii) através de equipamentos de extração instalados e infraestrutura em operação no momento da estimativa das reservas, caso a extração seja feita por meios que não envolvam umpoço. As reservas provadas não-desenvolvidas são aquelas passíveis de serem recuperadas a partir de

o perfuradas, ou a partir de poços existentes que exijam uma despesa relativamente grande para sua recompletação. As reservas em áreas não-perfuradas são limitadas

o confiável de tecnologia para ica em distâncias maiores.

novos poços em áreas nã

àquelas que estão compensando diretamente unidades produtivas onde exista certeza razoável de produção quando perfuradas, a menos que existam evidências do usdemonstrar com razoável certeza que existe produtibilidade econôm

Reservanão-des

s provadas envolvidas

volvidas somente to de perfuração

programado em um prazo de cinco anos, a menos que certas circunstâncias justifiquem um prazo ncluem as reservas atribuídas a qualquer área dos ou outra técnica de recuperação

aprimorada, a menos que tais técnicas tenham sido provadas como eficazes por projetos reais no de comprovação utilizando-

As localidades não perfuradas são classificadas como tendo reservas não-desense tiver sido adotado um plano de desenvolvimento que indique um planejamen

maior. As reservas provadas não-desenvolvidas não ipara a qual está contemplado o uso de injeção de flui

mesmo reservatório ou em reservatórios similares ou por outra forma se uma tecnologia confiável que estabeleça uma certeza razoável.

64

SS Unidade semi-submersível.

Petróleo sintético e gás sintético

Uma mistura de hidrocarbonetos derivada por aumento de nível (isto é, alterada quimicamente) do s oleosas, querosene oriundo de xisto oleoso ou processamento de outras

substâncias, tais como gás natural ou carvão. O petróleo sintético pode conter enxofre ou outros betume natural de areia

compostos nãohidrocarbonetos e possui muitas semelhanças com o petróleo.

TLWP Tension-Leg Wellhead Platform.Plataforma do Tipo TLWP.

Profundidade total a vertical, através da água e abaixo da A profundidade total de um poço, incluindo sua distânci

mudline.

Águas ultraprofundas

Acima de 1.500 metros (4.921 pés) de profundidade.

Fonte: RI/Petrobras


8.1 - Análise sobra) Desempenho Em 2011, o lucro 2010 de R$ 35,2 bilhões (ao de 2010 (R$ 76Apesar do crescim 0, com destaque para o a

importação de derNo resultado seg no influenciaram o gmento Abastecimento ap

e o ambiente financeiro, contemplando, no mínimo: empresarial líquido foi de R$ 33,3 bilhões (R$ 2,55 por ação) 5% inferior ao lucro deR$ 3,57 por ação). O lucro bruto alcançou R$ 77,2 bilhões em 2011, 1% superior ,2 bilhões). ento do volume de vendas no mercado interno ter sido 6% superior a 201

umento das vendas de óleo diesel (+9%), gasolina (+24%) e QAV (+12%), houve as despesas operacionais e de maiores custos com aquisição de petróleo e ivados, o que contribuiu para diminuição do resultado. mentado, o aumento do preço do petróleo e do volume de produção no a

um incremento d

resultado do segmento de Exploração e Produção (E&P). Porém, o seresentou queda no resultado em função dessa elevação do preço do petróleo.

Quadro VI - Lucro Líquido por segmento (R$ milhões)

Segmentos (1) 2011 2010

Exploração e Produção 40.594 29.691

Abastecimento (9.955) 3.729

Outros Segmentos (2) 6.076 3.746 (1) Inclui transaçõ(2) Não considera

s de E&P (47%) e como a principal fA Companhia info l de R$ 87.545 m segmento.


es inter-segmentos que são eliminadas para cálculo do lucro da Companhia Segmento Corporativo

Os investimentos em 2011 totalizaram R$ 73 bilhões, sendo a maior parte dedicada aos segmento

Abastecimento (37%). O caixa gerado pelas atividades operacionais se manteveonte de financiamento dos investimentos, alcançando R$ 62 bilhões no ano. rma ainda que foi aprovado o Plano Anual de Negócios para 2012, no valor tota

ilhões. A tabela abaixo apresenta o valor dos investimentos planejados por

65

Quadro VII - Plano Anual de Negócios 2012

Investimentos Segmentos

R$ Milhões %

Exploração e Produção 41.838 47,8%

Abastecimento 33.010 38%

Gás & Energia 4.400 5,0%

Internacional 4.161 4,8%

Distribuição 1.361 1,6%

Biocombustível 1.339 1,5%

Corporativo 1.436 1,6%

TOTAL 87.545 100% Fonte: Formulário de Referência/Petrobras

b) Aumento dumento de 15% na Receita de Vendas (R$ 32.334 milhões), decorrente de: aiores cotações internacionais do petróleo (Brent 40%) e derivados, refletidas sobre os preços das

mercializados no mercado

ado interno (6%), principalmente da gasolina (24%), refletindo sua

a receita

AMexportações, vendas internacionais, operações de trading e derivados co

ternacionais; interno atrelados às cotações inAumento dos preços da gasolina e do diesel no mercado interno em novembro, em 10% e 2%, respectivamente; Aumento da demanda no mercmaior competitividade frente ao etanol, diesel (9%) e QAV (12%); e Incremento da produção de petróleo e gás de 2% no Brasil. c) Resultado econômico-financeiro

Quadro VIII– Resumo Econômico- Financeiro

Fonte: Relatório de Atividades/Petrobras

66

Quadro IX – Composição do Ebtida


Quadro X– Principais Indicado res Econômicos Consolidados


67

Em 2011, a Companhia ad C 19 (R1), aprovado pela Deliberação CVM 666/11, que permite a utilização do método de equivalência patrimonial para avaliação e demonstração de investimentos em entidades controladas em conjunto. Anteriormente, esses investimentos eram consolidados em contas de ativo, passivo, receitas e despesas proporcionalmente à participação acionária. Apesar da adoção do CPC 19 ter produzido alterações em contas de ativo, passivo, receita e despesa, bem como em indicadores, o efeito foi nulo em termos do lucro líquido e do patrimônio líquido atribuíveis aos acionistas da Petrobras. Assim, para efeito de comparação, as informações de períodos anteriores foram ajustadas retroativamente a 01.01.2010, conforme apresentado na nota explicativa nº 3 integrante das demonstrações contábeis da Petrobras. d) Investimentos

Quadro XI – Investimentos

otou prática contábil prevista no CP

2011 % 2010 % %Exploração e produção 34.251 47 32.736 43 5 Abastecimento 27.117 37 28.458 38 (5) Gás e Energia 3.848 5 6.903 9 (44)

Internacional 4.440 6 4.771 6 (7) Distribuição 1.157 2 895 1 29 Biocombustíveis 503 1 1.174 1 (57) Corporativo 1.230 2 1.474 2 (17)

Total de investimentos 72.546 100 76.411 100 (5)

R$ milhõesExercício


$ 72,6 bilhões, concentrados nas atividades exploratórias, de esenvolvimento

verticalizada, rea der ao mercado doméstico – e na cadeia de distribuição. Do total investido, 47% destinaram-se à área de Exploração e Produção, que alocou 26% para exploração, 62% para o desenvolvimento da produção e 12% em demais investimentos. Estes investimentos visam ao desenvolvimento da produção do Pré-Sal, à manutenção de produção nos campos mais antigos e à infraestrutura logística e tecnológica. O destaque foi o início da operação, em agosto, da plataforma semissubmersível P-56, no campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos, que atingirá no primeiro semestre de 2012 sua capacidade máxima de processamento de 100 mil bpd de óleo e 6 milhões de m³/dia de gás. Em setembro, entrou em operação o gasoduto que liga o Campo de Lula à plataforma de Mexilhão, para o escoamento do gás natural das plataformas destinadas ao desenvolvimento da primeira fase do Pré-Sal da Bacia de Santos. Também foi iniciada a instalação do gasoduto Sul-Norte Capixaba, que ampliará a infraestrutura de escoamento de gás natural, garantindo o incremento da produção de óleo e gás na região do Parque das Baleias, no litoral Sul do Espírito Santo. Em novembro, chegou ao Rio de Janeiro o navio comprado para a conversão do casco da plataforma FPSO P-74, a primeira destinada aos campos da Cessão Onerosa, no Pré-Sal da Bacia de Santos. Com o mesmo objetivo, outros três navios virão da Malásia em 2012 e 2013. A conversão de todos os cascos (P-75, P-76 e P-77) será realizada pelo Estaleiro Inhaúma, no Rio. Merecem menção os Testes de Longa Duração (TLDs) de Lula Nordeste e Carioca Nordeste, na Bacia de Santos, e de Aruanã, na Bacia de Campos.

Ad

Petrobras investiu, em 2011, R da produção e em tecnologia. Para reforçar sua atuação como empresa integrada elizou investimentos na construção de refinarias – a fim de aten

68

om a crescente demanda do mercado brasileiro, estão

Transpetro recebeu o navio de produtos Celso Furtado, primeira das 49 embarcações do nização e Expansão da Frota, para fortalecimento do sistema logístico.

A área de Gás e Energia absorveu R e gás natural, foi encerrado o ciclo de investimentos na ampliação da malha de transporte, com a conclusão dos gasodutos Gastau, que ampliou a oferta na Região Sudeste, e Gaspal II e Gasan II, que incrementaram a oferta na região metropolitana de São Paulo. Teve início a implementação do Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia, que dará mais flexibilidade à oferta de gás natural no País. Em julho, a aquisição da Gas Brasiliano Distribuidora (GBD) permitiu ampliar a participação da companhia no mercado paulista. No segmento de energia, houve a implementação de quatro usinas eólicas em Guamaré-RN, a conversão da UTE Juiz de Fora para bicombustível e o fechamento de ciclo da UTE Luis Carlos Prestes. No segmento de fertilizantes, investiu-se na instalação da Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN-III), no Mato Grosso do Sul, e na expansão da produção de amônia da Fafen, em Sergipe. Na

afen da Bahia, concluiu-se a primeira etapa do projeto ARLA 32 (solução de ureia utilizada nos a redução de emissões).

om o objetivo de manter a liderança no País e fazer da marca Petrobras a preferida dos

objetivo de aumentar a oferta deste produto, visando a um

dos recursos, 89%, foi destinada à

ordinárias (PETR3) caíram 24,71%, e as preferenciais (PETR4), 21,25%. Na Bolsa de Nova York (Nyse), onde se negociam os recibos

Parte dos investimentos foi destinada às plataformas P-55, P-61 e P-63, que estão em fase de construção e que entrarão em produção nos anos de 2012 e 2013, garantindo o crescimento sustentável da produção. Os investimentos na área de Abastecimento, responsável pelos segmentos de refino, transporte e comercialização, somaram R$ 27,1 bilhões. Csendo construídas quatro novas refinarias (Abreu e Lima, Premium I, Premium II e Comperj), que deverão entrar em produção até 2020, tornando o Brasil autossuficiente na produção de derivados de petróleo. Foram realizados investimentos em projetos de modernização, conversão e de melhoria de qualidade dos produtos, em especial o desenvolvimento de produtos mais tecnológicos, como o Diesel S-50, de nova geração. Aprograma de Moder

$ 3,8 bilhões. No segmento d

Fnovos veículos pesados a diesel parCconsumidores brasileiros, a área de Distribuição investiu R$ 1,1 bilhão, aplicados, principalmente, na ampliação da capacidade logística para suportar o crescimento do mercado doméstico. Os recursos direcionados para Biocombustíveis somaram R$ 0,5 bilhão. Deste total, 78% foram investidos no segmento de etanol com o ganho de participação de mercado da Petrobras Biocombustíveis e seus parceiros. O segmento de biodiesel recebeu 22% dos recursos, dando prosseguimento ao plano de ampliar a capacidade instalada. A área Internacional investiu R$ 4,4 bilhões. A maior parte exploração e produção com foco no Golfo do México e na Costa Oeste da África. Com sua liderança global em operações em águas profundas, a Petrobras usa a experiência e a tecnologia que desenvolve no Brasil em oportunidades no exterior. Os investimentos corporativos referem-se a edifícios e instalações administrativas, tecnologia da informação e telecomunicações, softwares, entre outras atividades não operacionais. e) Desempenho das ações (mercado de capitais) O ano de 2011 foi marcado por incertezas externas causadas pela crise fiscal de diversos países europeus e lenta recuperação da economia norte-americana. Nos Estados Unidos, apesar de grande instabilidade durante todo o ano, o índice Dow Jones fechou com valorização de 5,53%. Já na Europa, as principais bolsas apresentaram expressiva queda no ano. O Ibovespa acompanhou o mercado europeu e encerrou o período com baixa de 18,11%, aos 56.754 pontos. As ações da companhia seguiram a volatilidade e incerteza do cenário econômico mundial e fecharam o ano em queda. No Brasil, as ações

69

ordinários (PBR) e preferenciais (PBR/A), a desvalorização foi de 34,31% e 31,23%, respectivamente. Com a queda das cotações, a Petrobras encerrou 2011 com valor de mercado de US$ 158 bilhões.

Gráfico XI – Desempenho das Ações (mercado de capitais)

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

579

885

651624

505

PETR3

106162 151 166 144

2007 2008 2009 2010 2011

PETR4

Fonte: Bloomberg

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

344.179

313.870

396.975

347.721

190.952

31/12/2007 31/12/2008 31/12/2009 31/12/2010 31/12/2011

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

70

77,5%

-48,3%

60,6%

-25,6%

-21,3%

6,4%

Comparação entre os Retornos Anuais: Petrobras PN (PETR4) e Ibovespa (supondo reinvestimento de dividendos)

83,9%

2,3% 2,6% 3,2%

47,2%

-41,2%

82,7%

1,0%

-18,9%

5,4%

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

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

-23,0%-46,1%

66,0%

2007 2008 2009 2010 2011

-18,1%

123,8%

-57,5%

94,7%

-20,6%-34,3%

7,6%

1,8%

5,8%

2,5% 2,2%

34,1%

-35,4%

13,0% 13,6%

0,3%

Comparação entre os Retornim

os Anuais: PBR e Amex Oil(supondo reinvest ento de dividendos)

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

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

-55,7%

-18,1%

131,4%

100,5%

2007 2008 2009 2010 2011

-32,1%

71

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

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

318,

1

0%

27,6%

-18,1%

236,1%

-13,7% -21,3%

250,6%

-15,6% -24,7%-100%

-50%

0%

50%

100%

150%

200%

250%

300%

350%

10 Anos 5 Anos Ano

IBOVESPA PETROBRAS PN PE

s e C

TROBRAS ON

f) Financiamentos corporativos (mercado de capitais) A Petrobras realizou captações para manter o grau de liquidez necessário à execução de seu plano de investimentos. O reconhecimento da qualidade do crédito da companhia por bancos, agências oficiais de crédito (Export Credit Agencies – ECAs) e investidores refletiu-se em custos e prazos favoráveis ao financiamento de suas atividades. No mercado de capitais internacional, foram emitidos bônus no total de US$ 9,6 bilhões; no mercado bancário, as captações somaram US$ 1,64 bilhão no exterior e US$ 1,38 bilhão no Brasil. Também foram feitas operações de administração ilhões, com o objetivo de alongar o perfil de endividamento da companh a. Nos financiamentos pelas ECAs, a companhia captou US$ 1,39 bilhão. g) Projetos estruturados (mercado de capitais) A Petrobras desenvolve projetos estruturados, por meio de Sociedade de Propósitos Específicos – SPE, com o objetivo de prover recursos para o desenvolvimento contínuo de seus projetos de infraestrutura de transporte e produção de petró gás, além de melhorias em refinarias, cujas as garantias dadas aos agentes financeiros nacionais e internacionais são os próprios ativos dos projetos, bem como penhor de direitos creditórios e ações das SPE. h) Resumo econômico-financeiro Item respondido na letra c i) Resultado consolidado A Petrobras, suas Subsidiária ontroladas apresentaram um lucro líquido consolidado de R$ 33.313 milhões no exercício social findo em 31.12.2011, após a eliminação das operações intercompanhias e a dedução da participação dos acionistas não controladores (R$ 35.189 milhões em 2010). Esse resultado foi impactado por:

Aumento do lucro bruto em R$ 1.012 milhões, devido o Maiores cotações internacionais do petróleo (Brent 40%) e derivados, refletidas sobre os preços das exportações, vendas internacionais, operações de trading e derivados comercializados no mercado in rno atrelados às cotações internacionais;

o Aumento dos preços da gasolina e do diesel no mercado interno em novembro, em

10% e 2%, respectivamente; o Aumento da demanda no mercado interno (6%), principalmente da gasolina (24%),

refletindo sua maior competitividade frente ao etanol, diesel (9%) e QAV (12%); e

de passivos de US$ 509 mi

leo e

te

72

o Ao incremento da produção de petróleo e gás de 2% no Brasil. Parte desses efeitos foi compensada pelos maiores volumes importados de petróleo e derivados e maiores cotações internacionais sobre as importações de petróleo e derivados, operações de trading e participações governamentais.

Aumento nas despesas em R$ 2.003 milhões, destacando: o Gerais e Administrativas (R$ 845 milhões), devido aos aumentos nos gastos com

Pessoal, decorrente do ACT 2011, na força de trabalho, nas despesas com formação e aperfeiçoamento profissional e com serviços técnicos contratados;

o Custos exploratórios (R$ 631 milhões), decorrente do aumento da atividade operacional e maiores baixas de poços secos no país;

o Pesquisa e Desenvolvimento (R$ 705 milhões), refletindo maiores gastos com o Sistema de Separação Submarina de Água e Óleo-SSAO e com a contratação de

ela ANP, conforme Regulamento ANP nº

bre o endividamento (apreciação de 4,3% em

uido

projetos junto a instituições credenciadas p5/2005; e

o Perda na recuperação de ativos (R$ 588 milhões). Estes efeitos foram parcialmente compensados pela redução das perdas com processos judiciais e administrativos (R$ 1.164 milhões) em relação a 2010 e ganhos com processos judiciais e arbitrais em 2011 (R$ 883 milhões) relativos à recuperação de COFINS e à indenização da construção da P-48.

Receitas financeiras líquidas de R$ 122 milhões, 95% inferiores a 2010 (R$ 2.620), refletindo:

o Depreciação cambial de 12,6% so2010), gerando uma despesa cambial de R$ 3.999 milhões (receita de R$ 1.341 milhões em 2010);

o Aumento de receitas com maiores aplicações financeiras no país (R$ 2.119 milhões); conforme quadro a seguir:

Quadro XII - Resultado Financeiro Líq


função endividamento das Sociedades de Propósito Específico

Efeito positivo na participação dos acionistas não controladores (R$ 895 milhões), em dos efeitos cambiais sobre o

(SPE).

73

(R$ 786 milhões), decorrente da diminuição do lucro em relação a 2010.

do que a maior parte da produção decomNa ap realizadas com terceirotra ão baseadas em parâmetros de me

Q

Redução na despesa com imposto de renda e contribuição social

j) Resultado por área de negócio A Petrobras é uma companhia que opera de forma integrada, sen

petróleo e gás, oriunda da área de Exploração e Produção, é transferida para outras áreas da panhia.

uração dos resultados, por área de negócio, são consideradas as transaçõess e as transferências entre as áreas de negócio, sendo estas valoradas por preços internos de

nsferência definidos entre as áreas e com metodologias de apuraçrcado.

uadro XIII – Demonstração Consolidada do Resultado por Área de Negócio -2011

Fonte: Relatório de Atividades/Petrobras Exploração e ProduçãoExploração e Produção

O aumento do lucro líquido decorreu dos maiores preços de venda/transferência do petróleo nacional e do acréscimo no volume de produção de petróleo e LGN, parcialmente compensados pela elevação dos custos com participações governamentais. O spread entre o preço médio do petróleo nacional vendido/transferido e a cotação média do Brent aumentou de US$ 4,81/bbl em 2010 para US$ 9,03/bbl em 2011.

Abastecimento e maiores custos com aquisição/transferência de petróleo e

aumento de 40% em US$/bbl), parcialmente compensados pelos

u dos seguintes fatores:

O resultado negativo decorreu dmportação de derivados (Brent – i

maiores preços de venda de derivados nos mercados interno e externo.

Gás e Energia O maior lucro líquido decorre

74

o Redução dos custos de aquisição/transferência do gás natural nacional, mportamento das referências internacionais e a apreciação

cambial;

Aumento nas margens de venda de fertilizantes, refletindo o crescimento da

combustível lucratividade do setor de etanol não foi suficiente para suportar os resultados do setor de

biodi alto grau de competição, além dos custos de aquis atéria- prima e despesas operacionais.

Distribuição O resultado obtido com o crescimento de 6% no volume de vendas foi superado pela elevação das despesas comerciais, incluindo provisão para crédito de liquidação duvidosa, serviços de terceiros e pessoal.

Internacional O aumento do resultado decorreu dos maiores preços das commodities no mercado internacional em 2011 (R$ 1.492 milhões), além da redução dos gastos exploratórios e baixa de poços (R$ 442 milhões), parcialmente compensados pela cobrança do “Tax Oil” na Nigéria (R$ 684 milhões) e maior provisão para redução a valor de mercado dos estoques no Japão, EUA e Argentina (R$ 251 milhões).

o Aumento do preço médio de realização do gás natural, devido à maior participação do segmento industrial no mix das vendas;

acompanhando o co

o Incremento das receitas fixas provenientes dos leilões de energia (ambiente de contratação regulada), com a entrada de mais duas UTE´s (Usinas Termelétricas);

odemanda e dos preços das commodities agrícolas; e

o Reconhecimento de créditos fiscais.

BioA

esel, cujas margens foram pressionadas por preços de venda desfavoráveis, em função doição e transporte de m

75

l)

Fonte: Formulário de Referência 2011/Petrobras

eceita de Vendas umento de 15% na Receita de Vendas (R$ 32.334 milhões), decorrente de: Maiores cotações internacionais do petróleo (Brent 40%) e derivados, refletidas sobre os

preços das exportações, vendas internacionais, operações de trading e derivados comercializados no mercado interno atrelados às cotações internacionais;

Aumento dos preços da gasolina e do diesel no mercado interno em novembro, em 10% e 2%, respectivamente;

Aumento da demanda no mercado interno (6%), principalmente da gasolina (24%), refletindo sua maior competitividade frente ao etanol, diesel (9%) e QAV (12%); e

Incremento da produção de petróleo e gás de 2% no Brasil.

ossas receitas advêm de: Vendas locais, que consistem de vendas de derivados (tais como: óleo diesel, gasolina,

combustível para aeronaves, nafta, óleo combustível e gás liquefeito de petróleo), gás natural, etanol, energia elétrica e produtos petroquímicos;

Receita operacional do sistema Petrobras

Quadro XIV – Demonstração Consolidada do Resultado – R$ Milhões

RA

N

76

m principalmente de vendas de petróleo bruto e derivados;

Vend vendas de petróleo, gás natural e derivados que são c mprados, produzidos e refinados no exterior; e

Outras receitas, incluindo serviços, rendas com investimentos e ganhos cambiais. Fatores que afetaram materialmente os resultados operacionais Análise 2011 x 2010

Maiores cotações internacionais do petróleo (Brent 40%) e derivados, refletidas sobre os preços das exportações, vendas internacionais, operações de trading e derivados comercializados no mercado interno atrelados às cotações internacionais;

Aumento dos preços da gasolina e do diesel no mercado interno em novembro, em 10% e 2%, respectivamente;

Maior volume de vendas no mercado interno (6%), principalmente da gasolina (24%), refletindo sua maior competitividade frente ao etanol, diesel (9%) e QAV (12%);

Incremento da produção de petróleo e gás de 2% no Brasil; Maiores volumes importados de petróleo e derivados para atendimento do mercado

nacional; Efeito das maiores cotações internacionais sobre as importações de petróleo e derivados e

participações governamentais, e Maiores despesas operacionais, com destaque para as despesas gerais e administrativas,

custos exploratórios, pesquisa e desenvolvimento, com perda na recuperação de ativos e gastos com paradas não programadas.

m) Estoques, investimentos, endividamentos Estoques Os estoques estão demonstrados da seguinte forma: As matérias-primas compreendem principalmente os estoques de petróleo, que estão demonstrados pelo valor médio dos custos de importação e de produção, ajustados, quando aplicável, ao seu valor de realização; Os deriv édio de refino ou de compra, justados, quando aplicável, ao seu valor de realização;

mentos estão demonstrados ao custo médio de compra que não excede ao de .

ngiu R$

Vendas para exportação, que consiste

as internacionais (excluindo vendas para exportação), que consistem deo

ados de petróleo e álcool estão demonstrados ao custo maOs materiais e suprireposição e as importações em andamento demonstradas ao custo identificado Investimentos Item respondido na letra d Endividamentos O endividamento, referente a empréstimos e financiamentos no país e no exterior, ati155.554 milhões, conforme demonstrado a seguir:

77

ilhões em 31.12.2011 e R$ 175 milhões em 31.12.2010). ilhões em 31.12.2011 e R$ 191 milhões em 31.12.2010).

normas internacionais de contabilidade – IFRS e não deve ser onsiderado isoladamente ou em substituição ao endividamento total de longo prazo, calculado de acordo com o IFRS.

endividamento líquido não deve ser base de comparação com o endividamento líquido de outras empresas. o suplementar que ajuda os investidores a avaliar nossa

a Petrobras em Reais aumentou 69% em relação à 31.12.2010,

entos. A estrutura de tada por 39% de participação de capitais de terceiros.

Quadro XV – Endividamento Consolidado


19

20Inclui Arrendamentos Mercantis Financeiros (R$ 82 mInclui Arrendamentos Mercantis Financeiros (R$ 183 m

21 O endividamento líquido não foi calculado segundo as cO cálculo do A administração acredita que a dívida líquida e uma informaçãliquidez e auxilia na gestão pela busca em melhorias na alavancagem. 22 Passivo total líquido de caixa/aplicações financeiras. O endividamento líquido do Sistemem decorrência de captações de longo prazo e do impacto da depreciação cambial de 12,6%. O nível de endividamento, medido através do índice da dívida líquida/EBITDA aumentou de 1,03 em 31.12.2010 para 1,66 em 31.12.2011, como decorrência de captações de longo prazo realizadas através de oferta de títulos, além do impacto da variação cambial dos financiamcapital está represen

78

31.12 011 Gráfico XII - Endividamento Bruto Total

.2

n) Exposição cambial O risco cambial é um dos riscos financeiros a que a Companhia está exposta, sendo este oriundo de

eceitas está predominantemente em reais a estrangeira.

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

movimentos nos níveis ou na volatilidade de taxas de câmbio que referenciam posições ativas e passivas. As oscilações nas taxas de câmbio podem ter um impacto negativo na condição financeira e resultados operacionais da Petrobras, já que a maioria das renquanto a maioria dos passivos está em moedA

79

Quadro XVI – Ativos e Passivos sujeitos à Variação Cambial


Gerenciamento de riscos cambiais o que se refere ao gerenciamento de riscos cambiais, a Petrobras busca identificá-los e tratá-los de rma integrada, visando garantir alocação eficiente dos recursos destinados à proteção patrimonial. proveitando-se de atuar de forma integrada no segmento de energia, a empresa busca, rimeiramente, identificar ou criar proteções naturais (hedges naturais), ou seja, beneficiar-se das orrelações entre suas receitas e despesas. No caso específico da variação cambial inerente aos ontratos em que o custo e a remuneração envolvem moedas distintas, esta proteção se dá através da locação das aplicações do caixa entre real, dólar ou outra moeda. gerenciamento de riscos é feito para a exposição líquida. São elaboradas análises periódicas do sco cambial subsidiando as decisões da Diretoria Executiva. A estratégia de gerenciamento de

NfoApccaOri

80

riscos cambiais p ara minimizar a exposição cambial de certas obrigações da Companhia. o) Valor adicionado A distribuição do valor adicionado da Petrobras alcançou, em 2011, R$ 181.081 milhões, representando um aumento de 15% em relação ao ano anterior, quando distribuiu R$ 157.053 milhões. A distribuição do valor adicionado pode ser observada nos gráficos a seguir:

Gráfico XIII – Valor Distribuído

ode envolver o uso de instrumentos financeiros derivativos p

p) Patrimônio Líquido Em 31 de dezembro de 2011, o Patrimônio Líquido da Petrobras (Controladora) atingiu o montante de R$ 330.475 milhões, correspondendo a R$ 25,33 por ação. O valor de mercado da Companhia alcançou R$ 291.564 milhões.

a) Aumento do Capital Social Está sendo proposta à Assembléia Geral Extraordinária, a incorporação ao capital de parte de reservas de incentivos fiscais, referente ao incentivo para subvenção de investimentos no âmbito da SUDAM e SUDENE, no montante de R$ 12 milhões, em atendimento ao artigo 35 parágrafo 1º, da Portaria nº 2.091/07 do Ministro do Estado da Integração Nacional, sem a emissão de novas ações.

81

re o capital próprio de pelo menos 25% do cro líquido do exercício ajustado, calculado nos termos do artigo 202 da Lei das Sociedades por

proposta do dividendo relativo ao exercício de 2011, que está sendo encaminhada pela Administração da Petrobras à ap ia Geral Ordinária de 2012, no montante de R$ 12.001, atende aos direitos garantidos estatutariamente às ações preferenciais e está sendo proposto indistintamente às ações ordinárias e preferenciais. Esse dividendo proposto alcançou 38,25% do lucro básico porque os direitos dos preferencialistas, de prioridade de 3% da parcela do patrimônio líquido representativa das ações preferenciais, ficou superior ao dividendo mínimo equivalente 25% sobre o lucro básico.

Quadro XVII – Dividendos

q) Dividendos Aos acionistas é garantido um dividendo e/ou juros sobluAções. As ações preferenciais têm prioridade no caso de reembolso do capital e no recebimento dos dividendos, no mínimo, de 3% do valor do patrimônio líquido da ação, ou de 5% calculado sobre a parte do capital representada por essa espécie de ações, prevalecendo sempre o maior. A

rovação dos acionistas na Assemble

Fonte: Relatório de Atividades/Petrobras Os dividendos propostos para o exercício de 2011, no montante de R$ 12.001 milhões (equivalente a R$ 0,92 por ação ordinária e preferencial), incluem a parcela de juros sobre o capital próprio, no

ontante de R$ 10.436 milhões (equivalente a R$ 0,80 por ação ordinária e preferencial), dos quais s sobre o capital próprio pagos antecipadamente no montante de R$ 7.827

entos até 31.12.2011. A parcela final no valor de R$ 3.878 milhões,

quido da atualização monetária das antecipações dos juros sobre o capital próprio, terá seu valor 1.12.2011 até a data de início do pagamento, de acordo com

mserão descontados os juromilhões, sujeitos à retenção de imposto de renda na fonte de 15%, exceto para acionistas imunes e isentos, e corrigidos pela taxa SELIC desde as datas dos pagamdos juros sobre o capital próprio juntamente com os dividendos,líatualizado monetariamente, a partir de 3a variação da taxa SELIC. No exercício de 2010, no dividendo proposto, indistintamente às ações ordinárias e preferenciais, equivalente a 35,50% do lucro básico, prevaleceu o critério de 5% da parcela do capital social

82

as ações preferenciais, também em atendimento aos direitos estatutários dos

s demonstrações contábeis com respectivas notas explicativas encontram-se inseridas no anexo IV.

Item 10 – Parte D da DN nº 108 DE 24 DE NOVEMBRO DE 2010 10.1 - Parecer dos Auditores Independentes, inclusive o Parecer emitido pelos auditores

independentes registrados no PCAOB (Public Company Accounting Oversight Board) sobre as DF’s em US GAAP.

O parecer dos Auditores Independentes, inclusive o Parecer emitido pelos auditores independentes registrados no PCAOB sobre as DF’s em US GAAP e o parecer do conselho estão inseridos no anexo IV.

Item 11 – Parte D da DN nº 108 DE 24 DE NOVEMBRO DE 2010 11.1 - Análise sobre o ambiente governamental, contemplando, no mínimo:objetivos e metas

(físicas e financeiras) institucionais e/ou pactuados nos programas sob sua gerência, ual e registrados no SIGPLAN, quando houver, e das

os e atividades) contidas no seu plano de ação;

representativa dpreferencialistas.


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

A

previstos na Lei Orçamentária Anações administrativas (projet

Os objetivos e metas institucionais e/ou pactuados nos programas previstos na LOA e registrados no SIGPLAN encontram-se inseridos no anexo V. 11.2 - Informações sobre as transferências mediante convênio, acordo, ajuste, termo de parceria

ou outros instrumentos congêneres, bem como a título de subvenção, auxílio ou contribuição, cujos valores sejam superiores a R$ 1 milhão, conforme item 6 da Parte A deste Anexo II.

As informações sobre as transferências com valores superiores a R$ 1 milhão estão inseridas no anexo VI.

83

lores: Contratos de patrocínios com valores a partir de R$ 200 mil; Contratos precedidos de licitação na modalidade de CONVITE com valores a partir de R$ 7

milhões Contratos firmados com DISPENSA DE ICITAÇÃO com valores a partir de R$ 2,5

milhões;

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

s informaçõe o TCU ou as stificativas para o caso de não cumprimento estão inseridas no anexo VIII.

unidade identificarem, evitarem e corrigirem falhas e

inistrativos está inserido no anexo VIII.

1.6 - Certificação do dirigente máximo de audtrabalhos trole interno, conforme modelo disposto no Quadro II. D.1. .

11.3 - Informações sobre os contratos de bens e serviços e patrocínios, conforme a seguinte escala de va

; L

Contratos firmados mediante INEXIBILIDADE DE LICITAÇÃO com valores a partir de R$ 2 milhões;

Pedidos e contratos de MATERIAIS com valores a partir de R$ 500 mil; e Todos os contratos precedidos das modalidades de licitação de CONCORRÊNCIA,

TOMADA DE PREÇOS. As informações sobre os contratos citados estão inseridas no anexo VII. 11.4

Aju

s sobre providências adotadas para dar cumprimento às determinações d

11.5 - Parecer da unidade de auditoria interna ou do auditor interno, conforme disposto no

Decreto Federal nº 3.591/2000, com manifestação sobre a capacidade de os controles internos administrativos da irregularidades, bem como minimizarem riscos, nos termos da IN/TCU nº 63/2010.

O Parecer da unidade de auditoria interna ou do auditor interno sobre a capacidade dos controles nternos admi

1 itoria sobre o acompanhamento do resultado dos

efetuados pela Auditoria Interna e pelo Órgão ou Unidade de con

A certificação do dirigente máximo de auditoria está inserida no anexo VIII.

84

B – NÚCLEO VARIÁVEL


2.1 - Demonstrações financeiras, inclusive notas explicativas, auditadas por auditores independentes das subsidiárias. Petrobras Netherlands B.V. – PNBV; Petrobras Distribuidoras S.A. – BR Distribuidora; Petrobras International Finance Company – PifCO; Braspetro Oil Service Company – Brasoil; Braspetro Oil Company – BOC; Petrobras International Braspetro B.V. – PIBBV; Downstream Participações Ltda; Petrobras Transporte S.A. – Transpetro; Petrobras Gás S.A. – Gaspetro; Petrobras Química S.A. – Petroquisa. (incorporada em 27/01/2012)

As demonstrações financeiras citadas estão inseridas no anexo IX.

2.2 -

85

Informações detalhadas sobre as vendas líquidas e o volume de vendas, por segmento de negócios e por tipo de produto, para as vendas intercompanhias e excluindo-se tais vendas;

Quadro XVIII – Vendas líquidas

A partir de 2011, os negócios com biocombustíveis estão apresentados em área própria. Anteriormente, estas informações estavam inseridas no grupo de órgãos corporativos. Reclassificamos as informações do exercício anterior para fins de comparação. Fonte: Demonstrações Contábeis/Petrobras

86

Quadro XIX - Volume de vendas

Volume de vendas - Mil barris/dia Exercício 2011 2010 Δ% Diesel 880 809 9 Gasolina 489 394 24 Óleo combustível 82 100 (18) Nafta 167 167 0 GLP 224 218 3 QAV 101 90 12 Outros 188 180 4

Total de derivados 2.131 1.958 9

Alcoóis, nitrogenados renováveis e outros 86 99 (13) Gás natural 304 312 (3)

Total mercado interno 2.521 2.369 6

Exportação 655 698 (6) Vendas internacionais 540 581 (7)

Total mercado externo 1.195 1.279 (7)

Total geral 3.716 3.648 2

Fonte: Relatório de Atividades/Petrobras O volume de vendas no mercado interno foi 6% superior a 2010, destacando-se os seguintes produtos:

Óleo diesel (aumento de 9%) – reflexo do crescimento da economia, do aumento da safra de grãos e da menor colocação do produto por terceiros;

Gasolina (aumento de 24%) – maior competitividade do preço em relação ao etanol na maior parte dos estados, crescimento da frota de veículos flex-fluel e diminuição da colocação do produto por outros players;

QAV (aumento de 12%) – crescimento da economia e maior oferta de vôos domésticos e internacionais; e

87

Óleo combustível (redução de 18%) – em função da substituição de parte do consumo por gás natural, tanto no segmento térmico quanto no segmento industrial.

O volume de vendas no mercado externo foi 7% inferior a 2010, devido:

Exportações (redução de 6%) – decorre da maior destinação do óleo produzido ao refino nacional, observando-se que, em 2011, houve menor nível de atividade de paradas programadas de destilação, acréscimo de capacidade instalada na REPLAN e investimentos em confiabilidade no parque de refino, bem como da necessidade de formação de estoque visando à parada para manutenção de duto de movimentação de óleo do sistema logístico de São Paulo, prevista para 2012; e

Vendas internacionais (redução 7%) - decorreu principalmente do menor volume de trading, com destaque para gasolina destinada ao mercado interno.

2.2.1 -

88

Preço médio de venda dos produtos por segmento;

Quadro XX – Preço médio de venda dos produtos por segmento

2011 2010

Indicadores Econômicos e Financeiros● Petróleo Brent (US$/bbl) 111,27 79,47 40● Dólar médio de venda (R$) 1,67 1,76 (5) ● Dólar final de venda (R$) 1,88 1,67 13Indicadores de PreçosPreço dos derivados no mercado interno (R$/bbl) 167,87 158,43 6Preço médio de venda - Brasil● Petróleo (US$/bbl) 5 102,24 74,66 37● Gás natural (US$/bbl) 6 52,96 41,19 29Preço médio de venda - Internacional● Petróleo (US$/bbl) 91,37 66,42 38● Gás natural (US$/bbl) 17,28 14,15 22

5 Média das exportações e dos preços internos de transfêrencia do E&P para o Abastecimento.6 Preço interno de transferência do E&P para o Gás e Energia.

Exercício 2011 X 2010(%)


89

.2.2 - Custo e sua segregação por segmento ou área de negócios, bem como por item que o compõe; 2

Quadro XXI – Custo por segmento

Fonte: Demonstrações Contábeis/Petrobras A partir de 2011, os negócios com biocombustíveis estão apresentados em área própria. Anteriormente, estas informações estavam inseridas no grupo de órgãos corporativos. Reclassificamos as informações do exercício anterior para fins de comparação.

90

.2.3 - Demonstrativo evidenciando o quanto do valor do custo das vendas os segmento2 d s refere-se a produtos transferidos intercompanhia;

2.2.4 - Na demonstração da segmentação de negócios (consolidado), indicação das companhias subsidiárias e controladas que compõem cada

setor, com valor e participação percentual nos grupos do balanço patrimonial e na demonstração do resultado do exercício, para o exercício corrente e o anterior, bem como as eliminações por segmento;

O demonstrativo com o valor do custo das vendas por segmento está inserido no anexo X

As demonstrações com as companhias que compõem cada setor, com valor e participação percentual estão inseridas no anexo X .3 - In2 formações complementares às notas explicativas das empresas que compõem o Grupo Petrobrás, além da controladora, como seguem:

.3.1 - Em2 relação aos Estoques, indicar em quais empresas do grupo encontram-se alocados os estoques constantes do consolidado.

O demonstrativo com a alocação dos estoques por empresas do grupo está inserido no anexo XI. 2.3.2 - Em relação aos projetos estruturados, explicitar a natureza dos ressarcimentos a receber, como surgem tais ressarcimentos e como funciona

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

De forma geral, os ressarcimentos a receber são gastos realizados pela Petrobras, para fins de desenvolvimento de projetos, aderentes ao seu planejamento estratégico e que possuam em sua estruturação financeira e societária uma Sociedade de Propósito Específico – SPE, cujas atividades estarão subordinadas aos interesses da Petrobras. Esses ressarcimentos geralmente são realizados pela Petrobras para uma SPE, ou para uma empresa contratada pela Petrobras ou SPE, para prestação de determinado serviço necessário para o desenvolvimento de um projeto, dentro de um cronograma estabelecido e cujo retorno financeiro e econômico seja esperado. Os adiantamentos correspondem aos valores recebidos pela Petrobras de uma SPE, e são registrados no momento de entrada dos recursos na tesouraria da Petrobras. Sua baixa é registrada quando a alienação de um ativo para a própria SPE ou na conclusão da prestação de um serviço. Adicionalmente, cabe comentar que esse modelo de estruturação de projetos não tem sido mais utilizado pela Petrobras, não tendo sido, inclusive,

bjeto de divulgação específica em nota explicativa desde o exercício de 2010. o

2.3.3 -

91

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

Quadro XXII – Investimentos

Em milhões de reais INVESTIMENTOS - CONSOLIDADO Dezembro 2011 Coligadas e Controladas em conjunto BRK Investimentos Petroquimicos S.A. 3.098 Outros Investimentos Petroquímicos 3.128 Distribuidoras de Gás 1.056 Guarani S.A. 847 Termoaçu S.A. 538 Petroritupano - Orielo 458 Nova Fronteira Bionergia S.A. 434 Petrowayu - La Concepción 330 Distrilec S.A. 216 Petrokariña - Mata 195 UEG Araucária 128 Transierra S.A. 122 Demais empresas coligadas e controladas em conjunto 1.468 12.018 Outros Investimentos 230

12.248

Fonte: Petrobras

2.3.4 -

92

Em relação às mutações dos investimentos, segregar as aquisições e os aportes de capitais.

Quadro XXIII – Mutações dos investimentos Em milhões de reais Aquisição de Participação Dezembro 2011 INNOVA 551

Subtotal 551 Aporte de capital GASPETRO 1.726 PETROQUISA 915 TRANSPETRO 392 REFINARIA ABREU E LIMA 1.721 PETROBRAS BIOCOMBUSTÍVEL S.A. (PBIO) 506 COMPERJ POLIOLEFINAS S.A. 342 FUNDO DE INVESTIMENTO EM PARTICIPAÇÕES DE SONDAS 13 BAIXADA SANTISTA 14 COMPERJ ESTIRÊNICOS S.A. 11 5283 PARTICIPAÇÕES 1 COMPERJ PARTICIPAÇÕES S.A. 15 CDPU 20 LOGUM 57 PCBIOS 1 MANGUE SECO 1 12 MANGUE SECO 2 14 MANGUE SECO 3 13 MANGUE SECO 4 15 SETE BRASIL PARTICIPAÇÕES 14 ENERGÉTICA SUAPE II 21 5.823

Total 6.374

Fonte: Petrobras

2.3.5 -

93

Em relação ao imobilizado, discriminar, por área de negócio e tipo de ativos, as principais empresas que detêm os ativos além da controladora, além de demonstrar as adições e baixas do imobilizado mais relevantes para as principais empresas.

As informações em relação ao imobilizado estão inseridas no anexo XII. 2.3.6 - Em relação ao intangível, informar as empresas que carregam o intangível adicional àquele registrado na controladora, incluindo,

descrição sucinta do que compõem o, além de demonstrar as adições e baixas do intangível, mais relevantes para as principais empresas. As informações em relação ao intangível estão inseridas no anexo XIII. 2.3.7 - Em relação aos financiamentos, discriminação das empresas que carregam a dívida, adicionalmente à controladora, incluindo a área de

negócio (segmento) para a qual esses recursos foram carreados, explicando detalhadamente quais e do que se tratam os principais projetos. As informações em relação aos financiamentos estão inseridas no anexo XIV. 2.3.8 - Em relação às partes relacionadas, explicar, de forma detalhada, as principais operações de mútuo e demais operações do ativo e passivo. Contas a Receber, principalmente por Vendas Demonstra os valores de créditos contra clientes Empresas do Sistema Petrobras, no país e no exterior, referentes a venda de produtos e serviços relacionadas a atividade fim e não fim, incluindo os impostos adicionados às faturas de cobrança aos clientes bem como o registro de créditos relativos a repasses de gastos através de Notas de Débito ou de valores a receber decorrentes de operações financeiras diversas. Dividendos a Receber Demonstra o valor dos dividendos a receber e dos juros sobre o capital próprio relacionados às participações em Empresas do Sistema Petrobras, avaliadas pelo método de equivalência patrimonial. Adiantamento para Futuro Aumento de Capital Demonstra o valor de adiantamentos concedidos às Empresas do Sistema Petrobras, destinados a aumento de capital.

94

Valores Vinculados à Construção de Gasoduto Demonstra o total de créditos da Petrobras junto à TBG, relacionados ao gerenciamento, repasse de custos e financiamentos vinculados à construção do gasoduto e aquisição antecipada do direito de transportar 6 milhões de metros cúbicos de gás, pelo prazo de 40 anos. Operações de Mútuo Demonstra os valores de financiamentos repassados a Empresas do Sistema Petrobras, país e exterior, sujeitos à atualização monetária e encargos financeiros. Ressarcimento a receber De uma forma geral, os ressarcimentos a receber são gastos realizados pela Petrobras, para fins de desenvolvimento de projetos, aderentes ao seu planejamento estratégico e que possuam em sua estruturação financeira e societária uma Sociedade de Propósito Específico – SPE, cujas atividades estarão subordinadas aos interesses da Petrobras. Esses ressarcimentos geralmente são realizados pela Petrobras para uma SPE, ou para uma empresa contratada pela Petrobras ou SPE, para prestação de determinado serviço necessário para o desenvolvimento de um projeto, dentro de um cronograma estabelecido e cujo retorno financeiro e econômico seja esperado. Fornecedores, principalmente por compras de petróleo e derivados Demonstra os valores das faturas a serem pagas à fornecedores Empresas do Sistema Petrobras, no país e no exterior, de materiais, de equipamentos, de serviços inclusive fretes, de matérias-primas, de derivados de petróleo e álcool. Demonstra ainda a parcela de despesa financeira a apropriar relativas aos encargos financeiros a transcorrer nas operações de compra de petróleo e derivados, através de Empresas do Sistema Petrobras. Adiantamento de Clientes Demonstra os valores recebidos de clientes Empresas do Sistema Petrobras no país e no exterior.

95

Afretamento de Plataformas Demonstra os valores de apropriação de encargos relativos aos contratos de aluguel ou afretamento de plataformas ou de materiais para plataformas, a serem pagos a Empresas do Sistema Petrobras. Arrendamentos Mercantis Financeiros Demonstra o valor das prestações a serem pagas a Empresas do Sistema Petrobras, país e no exterior, provenientes de contratos que transferem à Companhia os riscos, benefícios e controle de bens. Fluxo de Recebíveis Cedidos – FIDC Referem-se aos recursos investidos, que se destinam preponderantemente à aquisição de direitos creditórios performados e/ou não performados de operações realizadas por subsidiárias e controladas do Sistema Petrobras Financiamentos sobre Operações de Crédito Referem-se a recursos investidos em fundo de investimento no exterior, que detém, entre outros, títulos de dívidas de empresas do Sistema Petrobras e de Sociedades de Propósitos Específicos (SPE), que possuem projetos da Companhia.

2.4 -

96

Informações detalhadas sobre a base de cálculo do pagamento dos dividendos, de forma que permita o seu recálculo. Dividendos Aos acionistas é garantido um dividendo e/ou juros sobre o capital próprio de pelo menos 25% do lucro líquido do exercício ajustado, calculado nos termos do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações. As ações preferenciais têm prioridade no caso de reembolso do capital e no recebimento dos dividendos, no mínimo, de 3% do valor do patrimônio líquido da ação, ou de 5% calculando sobre a parte do capital representada por essa espécie de ações, prevalecendo sempre o maior. A proposta do dividendo relativo ao exercício de 2011, que está sendo encaminhada pela Administração da Petrobras à aprovação dos acionistas na Assembléia Geral Ordinária de 2012, no montante de R$ 12.001, atende aos direitos garantidos estatutariamente às ações preferenciais e está sendo proposto indistintamente às ações ordinárias e preferenciais. Esse dividendo proposto alcançou 38,25% do lucro básico porque os direitos dos preferencialistas, de prioridade de 3% da parcela do patrimônio líquido representativa das ações preferenciais, ficou superior ao dividendo mínimo equivalente a 25% sobre o lucro básico. No exercício de 2010, no dividendo proposto, indistintamente às ações ordinárias e preferenciais equivalente a 35,50% do lucro, prevaleceu o critério de 5% da parcela do capital social representativa das ações preferenciais, também em atendimento aos direitos estatutários dos preferencialistas.

97

Quadro XXIV – Demonstração do lucro básico para cálculo dos dividendos

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

Demonstração do lucro básico para cálculo dos dividendos: 2011 2010 Lucro líquido do exercício (Controladora) 33.101 35.036 Apropriação: Reserva legal (1.655) (1.752) Reserva de incentivos fiscais (81) (250)Outras reverções/adições: 10 Lucro básico para determinação do dividendo 31.375 33.034

Dividendos propostos, equivalente a 38,25% do lucro básico - R$0,92 por ação (33,50% em 2010. R$ 1,03 por ação) composto de: Juros sobre o capital próprio 10.436 10.163 Dividendos 1.565 1.565 Total de dividendos propostos 12.001 11.728 Menos: Juros sobre o capital próprio pagos antecipadamente (7.827) (7.945) Atualização dos juros sobre o capital próprio antecipados (296) (188) Saldo de dividendos propostos 3.878 3.595

Fonte: Demonstrações Contábeis/Petrobras

98

Os dividendos propostos em 31 de dezembro de 2011, no montante de R$ 12.001 incluem juros sobre capital próprio no total de R$ 10.436, aprovados pelo Conselho de Administração da seguinte forma: Quadro XXV – Parcelas dos juros sobre o capital próprio

Parcela Data aprovação

Conselho Administração

Data posição acionária

Data de pagamento

Valor da parcela Valor bruto por ação (ON e PN)

(R$)

1ª. parcela JCP 29.04.2011 11.05.2011 31.05.2011 2.609 0,202ª. parcela JCP 22.07.2011 02.08.2011 31.08.2011 2.609 0,203ª. parcela JCP 28.10.2011 11.11.2011 30.11.2011 2.609 0,204ª. parcela JCP 22.12.2011 02.01.2012 2.609 0,20

Dividendos 09.02.2012 1.565 0,12

12.001 0,92Fonte: Demonstrações Contábeis/Petrobras

As parcelas dos juros sobre o capital próprio distribuídas antecipadamente em 2011 serão descontadas dos dividendos propostos para este exercício, corrigidas pela taxa SELIC desde a data de seu pagamento até 31 de dezembro de 2011. A parcela final de juros sobre o capital próprio será disponibilizada até 30 de março de 2012 e os dividendos serão pagos na data que vier a ser fixada em Assembleia Geral Ordinária de Acionistas, e terão os seus valores atualizados monetariamente, a partir de 31 de dezembro de 2011 até a data de início do pagamento, de acordo com a variação da taxa SELIC. Os juros sobre o capital próprio estão sujeitos à retenção de imposto de renda na fonte de 15%, exceto para os acionistas imunes e isentos, conforme estabelecido na Lei nº 9.249/95. Esses juros foram imputados aos dividendos do exercício, na forma prevista no Estatuto Social da Companhia, contabilizados no resultado operacional, conforme requerido pela legislação fiscal, e foram revertidos contra lucros acumulados, conforme determina a Deliberação CVM nº 207/96, resultando em um crédito tributário de imposto de renda e contribuição social no montante de R$ 3.548 (R$ 3.455 em 2010).

2.5 -

99

Informações detalhadas sobre a base de cálculo da participação dos empregados e administradores nos lucros ou resultados, de forma que permita seu recálculo, discriminando por controladora e demais empresas do grupo.

A participação dos empregados nos lucros ou resultados (PLR) tem por base as disposições legais vigentes, bem como as diretrizes estabelecidas pelo Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais - DEST, do Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, e pelo Ministério de Minas e Energia, estando relacionada ao lucro líquido consolidado antes da participação de empregados e administradores e do resultado atribuível aos acionistas não controladores. No exercício de 2011, a Companhia, fundamentada nas premissas sob referência, provisionou R$ 1.560 milhões de PLR (R$ 1.691 milhões em 2010), conforme a seguir:

Quadro XXVI – Base para determinação da PLR

Em milhões reais 2011 2010

Lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 33.313 35.189

Resultado atribuível aos não controladores (203) 712 (*)

Participação nos lucros ou resultados 1.560 1.691 Lucro antes das participações - base de cálculo 34.670 37.592 Percentual estabelecido 4,5% 4,5%Participação nos lucros ou resultados 1.560 1.692

(*) Resultado atribuível aos não controladores divulgado em 2010, base para determinação da PLR.Fonte: Demonstrações Contábeis/Petrobras

A participação dos administradores nos lucros ou resultados é objeto de deliberação pela Assembleia Geral Ordinária, de 2012, na forma disposta pelos artigos 41 e 56 do Estatuto Social da Companhia e pelas normas federais específicas.

2.6 -

100

Informações sobre o saldo da conta Fornecedores do balanço consolidado, discriminando as principais empresas do grupo que carregam esse saldo.

As informações sobre o saldo da conta fornecedor estão inseridas no anexo XV. 2.7 - Informações quanto às atividades das empresas que compõem o Grupo Petrobrás, contemplando:

a) Detalhamento das despesas sobre vendas e das principais despesas administrativas, demonstrando os valores despendidos no exercício corrente e no anterior;

Despesas de Vendas Consolidadas As despesas com vendas consolidadas no exercício de 2011 alcançaram o montante de R$ 8.950 milhões, superiores em 5% em relação ao saldo do exercício de 2010 (R$ 8.557 milhões). Esse aumento de R$ 393 milhões deve-se aos maiores gastos com fretes nas operações de comercialização de petróleo, em decorrência dos maiores gastos com navios de terceiros para cabotagem de produtos e da elevação do preço do bunker no mercado, e aos maiores gastos com pessoal, principalmente decorrentes dos ACT 2010 e 2011. Despesas Gerais e Administrativas As despesas administrativas consolidadas no exercício de 2011 totalizaram R$ 8.647 milhões, superiores em 11% em relação ao exercício de 2010 (R$ 7.802 milhões). Esse aumento de R$ 845 milhões decorre dos acréscimos nos gastos com Pessoal, decorrentes do ACT 2011, na força de trabalho, nas despesas com formação e aperfeiçoamento profissional e com serviços técnicos contratados.

b) Os custos exploratórios para extração e refino de petróleo e gás, comparando-os com os custos do mercado e o resultado financeiro; As informações em relação aos custos exploratórios para extração e refino de petróleo e gás, comparando-os com os custos do mercado e o resultado financeiro estão inseridas no anexo XV.

101

c) Para o segmento gás e energia, evidenciando os motivos dos sucessivos prejuízos. O segmento de gás e energia vinha demonstrando prejuízos decrescentes até o exercício de 2008. A partir de 2009 passou a apresentar lucros crescentes. Em 2011 o lucro da área foi de R$ 1.247 milhões. 2.8 - Demonstrações Financeiras (inclusive notas explicativas) e parecer do auditor independente das subsidiárias.

Termoceará; Termorio; (incorporada em 19/12/2011) Termomacaé; Petrobras Energia; FAFEN Energia; (incorporada em 19/12/2011) SFE.

As demonstrações financeiras citadas estão inseridas no anexo IX.

ANEXO I

Esta informação está protegida por sigilo.

ANEXO II


ANEXO III


ANEXO IV

Demonstrações Financeiras da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, contendo Parecer dos Auditores Independentes, inclusive o Parecer dos Auditores registrados no PCAOB.

Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras

Demonstrações Contábeis em 31 de dezembro de 2011 e 2010

2


Demonstrações Contábeis

Em 31 de dezembro de 2011 e 2010

Conteúdo

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

Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis 1 A Companhia e suas operações .............................................................................................. 20

2 Base de apresentação das demonstrações contábeis ............................................................... 20

3 Base de consolidação.............................................................................................................. 24

4 Sumário das principais práticas contábeis .............................................................................. 27

5 Caixa e equivalentes de caixa ................................................................................................. 36

6 Títulos e valores mobiliários................................................................................................... 37

7 Contas a receber...................................................................................................................... 38

8 Estoques.................................................................................................................................. 39

9 Depósitos judiciais.................................................................................................................. 39

10 Aquisições e vendas de ativos ................................................................................................ 40

11 Investimentos.......................................................................................................................... 45

12 Imobilizado............................................................................................................................. 49

13 Intangível ................................................................................................................................ 52

14 Atividades de exploração e avaliação de reserva de petróleo e gás........................................ 55

15 Fornecedores........................................................................................................................... 55

16 Financiamentos ....................................................................................................................... 56

17 Arrendamentos mercantis ....................................................................................................... 61

18 Partes relacionadas.................................................................................................................. 62

19 Provisões para desmantelamento de áreas .............................................................................. 69

20 Impostos, contribuições e participações ................................................................................. 69

21 Benefícios concedidos a empregados ..................................................................................... 74

22 Participação nos lucros ou resultados ..................................................................................... 81

23 Patrimônio líquido .................................................................................................................. 82

24 Receita de vendas ................................................................................................................... 87

25 Despesas por natureza............................................................................................................. 87

26 Outras despesas operacionais, líquidas................................................................................... 87

27 Resultado financeiro líquido................................................................................................... 88

28 Processos judiciais e contingências ........................................................................................ 89

29 Compromisso de compra de gás natural ................................................................................. 95

30 Garantias aos contratos de concessão para exploração de petróleo........................................ 95

3

31 Instrumentos financeiros derivativos, proteção patrimonial hedge e atividades de gerenciamento de riscos.......................................................................................................... 96

32 Valor justo dos ativos e passivos financeiros ....................................................................... 109

33 Seguros ................................................................................................................................. 110

34 Eventos subsequentes ........................................................................................................... 111

Informações sobre reservas ......................................................................................................... 113

4

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis

Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Rio de Janeiro - RJ

1. Examinamos as demonstrações contábeis individuais e consolidadas da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (“Companhia”), identificadas como Controladora e Consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2011 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas. Responsabilidade da administração sobre as demonstrações contábeis

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

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

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

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

5

Opinião sobre as demonstrações contábeis individuais

6. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras em 31 de dezembro de 2011, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. Opinião sobre as demonstrações contábeis consolidadas

7. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira consolidada da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e suas controladas em 31 de dezembro de 2011, o desempenho consolidado de suas operações e os seus fluxos de caixa consolidados para o exercício findo naquela data, de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB e as práticas contábeis adotadas no Brasil. Ênfase

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

9. Examinamos, também, as demonstrações individuais e consolidadas do valor adicionado (DVA), referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2011, cuja apresentação é requerida pela legislação societária brasileira para companhias abertas, as demonstrações consolidadas da segmentação de negócios e as informações contábeis consolidadas contidas no balanço social, elaboradas sob a responsabilidade da administração da Companhia, como informação suplementar pelas IFRS, que não requerem a apresentação da DVA e balanço social. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Rio de Janeiro, 9 de fevereiro de 2012

KPMG Auditores Independentes CRC SP-014428/O-6 F-RJ Bernardo Moreira Peixoto Neto Contador CRC RJ-064887/O-8

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Demonstração de Resultados

Exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e 2010

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

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis. 7

Nota 2011 2010 2011 2010

Receita de vendas 24 244.176 211.842 183.821 156.487 Custo dos produtos e serviços vendidos 25 (166.939) (135.617) (124.320) (96.134) Lucro bruto 77.237 76.225 59.501 60.353

- Receitas (despesas) - Vendas 25 (8.950) (8.557) (9.915) (7.920)Gerais e administrativas 25 (8.647) (7.802) (6.029) (5.443) Custos exploratórios para extração de petróleo e gás (4.428) (3.797) (3.674) (2.601)Custos com pesquisa e desenvolvimento tecnológico (2.444) (1.739) (2.361) (1.641)Tributárias (777) (891) (278) (433)Outras receitas e despesas operacionais, líquidas 26 (6.588) (7.045) (5.770) (5.761)

(31.834) (29.831) (28.027) (23.799) -

Lucro antes do resultado financeiro, participação e impostos 45.403 46.394 31.474 36.554 -

Resultado financeiro líquido 27 122 2.620 5.581 1.634 - - -

Resultado de participações em investimentos 386 585 5.808 7.039 - -

Participação nos lucros ou resultados 22 (1.560) (1.691) (1.295) (1.428) -

Lucro antes dos impostos 44.351 47.908 41.568 43.799 - Imposto de renda e contribuição social 20.5 (11.241) (12.027) (8.467) (8.763)

- Lucro líquido 33.110 35.881 33.101 35.036

- Atribuível aos: Acionistas da Petrobras 33.313 35.189 33.101 35.036 Acionistas não controladores (203) 692 - -

33.110 35.881 33.101 35.036

Lucro básico e diluído por ação (em R$) 23.6 2,55 3,57 2,54 3,55 0 0

Consolidado Controladora


Demonstração de Resultados Abrangentes


(Em milhões de reais)


2011 2010 2011 2010

Lucro líquido 33.110 35.881 33.101 35.036

Outros resultados abrangentes: - -

Ajustes acumulados de conversão 1.423 (234) 1.123 (33)

Custo atribuído de coligada 10 11 10 11

Resultados não realizados em títulos disponíveis para a venda - - - -

Reconhecido no patrimônio líquido 136 309 136 309 Transferido para o resultado 26 (6) 26 (6)

Resultados não realizados no hedgede fluxo de caixa - - - -

Reconhecido no patrimônio líquido (54) 13 (54) 13 Transferido para o resultado 8 (12) 8 (12)

Imposto de renda e contribuição social diferidos (46) (103) (46) (103)

1.503 (22) 1.203 179

Resultado abrangente total 34.613 35.859 34.304 35.215

Atribuível aos: - -

Acionistas da Petrobras 34.516 - 35.368 - 34.304 - 35.215

Acionistas não controladores 97 491 -

Resultado abrangente total 34.613 35.859 34.304 35.215


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Demonstração dos Fluxos de Caixa




2011 2010 2011 2010

Fluxos de caixa das atividades operacionais Lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 33.313 35.189 33.101 35.036

- - - - Ajustes para: - - - -

Resultado dos acionistas não controladores (203) 692 - -

Resultado de participações em investimentos (386) (585) (5.808) (7.039)

Depreciação, depleção e amortização 17.739 14.612 12.902 10.813

Perda na recuperação de ativos 1.824 690 744 (33)

Baixa de poços secos 2.504 2.121 2.243 1.495

Valor residual de bens baixados de natureza permanente 885 312 195 40

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

financiamentos e operações de mútuo e outras operações 6.238 14 (231) (1.044)

Imposto de renda e contribuição social diferidos, líquidos 6.157 5.784 7.208 5.149 - -

Redução (aumento) de ativos - -

Contas a receber (3.848) (4.422) (3.127) (7.398)

Estoques (8.335) (851) (7.463) (715)

Outros ativos (4.207) 3 (4.099) (206)

Aumento (redução) de passivos Fornecedores 4.112 542 (701) (20.643)

Impostos, taxas e contribuições (3.405) (3.732) (791) (3.276)

Planos de pensão e de saúde 1.483 1.381 1.321 1.292

Outros passivos 2.451 1.121 (81) 954

Recursos líquidos gerados pelas atividades operacionais 56.322 52.871 35.413 14.425 Atividades de investimentos -

Cessão onerosa - Direitos Adquiridos - (74.808) (74.808)

Liquidação feita por LFTs - 67.816 67.816

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

Demais investimentos em exploração e produção (31.412) (30.557) (24.455) (23.479)

Investimentos em exploração e produção (31.412) (37.549) (24.455) (30.471)

Investimentos em abastecimento (26.339) (28.118) (18.586) (21.253)

Investimentos em gás e energia (4.517) (7.270) (2.454) (384)

Investimento no segmento internacional (3.966) (4.114) (11) (1.073)

Investimentos em distribuição (1.070) (858) - -

Investimentos em biocombustível (504) (1.212) (711) (1.301)

Outros investimentos (2.316) (1.058) (2.193) (783)

Investimentos em títulos e valores mobiliários 11.606 (25.406) 13.030 (32.014)

Dividendos recebidos 680 401 2.434 1.916

Fluxo de caixa usado nas atividades de investimentos (57.838) (105.184) (32.946) (85.363)



Demonstração dos Fluxos de Caixa (continuação)




2011 2010 2011 2010

Fluxo de caixa de atividades de financiamentoAumento de capital - 120.249 120.249

Aporte em LFTs - (67.816) (67.816)

Aporte em caixa e equivalentes a caixa - 52.433 52.433

Gastos com emissão de ações - (710) - (710)

Aquisição de participação de acionistas não controladores 46 (581) - -

Financiamentos e operações de mútuo, líquidos - - - -

Captações 40.433 36.966 55.928 75.560

Amortizações de principal (14.523) (18.707) (39.525) (42.435)

Amortizações de juros (7.633) (6.209) (3.053) (2.913)

Cessões de direitos creditórios - FIDC-NP - - (6.295) 1.615

Dividendos pagos a acionistas (10.659) (9.415) (10.659) (9.415)

Recursos líquidos gerados/(utilizados) nas atividades de financiamentos 7.664 53.777 (3.604) 74.135

- - - Efeito de variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa 183 (294)

- Variação líquida de caixa e equivalentes de caixa no exercício 6.331 1.170 (1.137) 3.197

- - Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 29.416 28.246 19.995 16.798

- Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 35.747 29.416 18.858 19.995

- - -

-

Informações adicionais aos fluxos de caixa: - Valores pagos e recebidos durante o exercício -

Juros recebidos sobre operações de mútuos - 764 710

Imposto de renda e contribuição social 3.438 4.680 (1.176) 2.520

Imposto de renda retido na fonte de terceiros 3.963 2.909 (3.389) 2.804

7.401 7.589 (3.801) 6.034 Transações de investimentos e financiamentos que não envolvem caixa - -

Aquisição de imobilizado a prazo 17 53 - -

Contrato com transferência de benefícios, riscos e controles de bens 35 - 342 8.188 Aumento de capital com títulos governamentais, utilizados para aquisição de direitos de exploração (cessão onerosa) - 67.816 - 67.816 Constituição de provisão para desmantelamento de áreas 2.303 1.698 2.382 1.600



Demonstração do Valor Adicionado




2011 2010 2011 2010Receitas

Vendas de produtos e serviços e outras receitas 312.841 270.313 0 245.793 207.721

Perdas em créditos de liquidação duvidosa 22 0 (207) 0 64 (160)

Receitas relativas à construção de ativos para uso 66.853 67.591 0 49.939 50.440

379.716 337.697 295.796 258.001 Insumos adquiridos de terceiros - -

Materiais consumidos (43.220) 0 (38.474) 0 (28.200) (23.784)

Custo das mercadorias para revenda (52.264) 0 (38.963) 0 (40.329) (29.621)

Energia, serviços de terceiros e outros (70.145) 0 (72.724) 0 (54.506) (53.958)

Créditos fiscais sobre insumos adquiridos de terceiros (21.292) 0 (21.169) 0 (16.283) (15.110) Perda na recuperação de ativos (1.824) 0 (690) 0 (744) 33

(188.745) (172.020) (140.062) (122.440) -

Valor adicionado bruto 190.971 165.677 155.734 135.561 -

Retenções -

Depreciação, depleção e amortização (17.739) 0 (14.612) 0 (12.902) (10.813) -

Valor adicionado líquido produzido pela Companhia 173.232 151.065 142.832 124.748 -

Valor adicionado recebido em transferência -

Resultado de participações em investimentos 386 0 585 0 5.808 7.039

Receitas financeiras - inclui variações monetária e cambial 6.543 0 4.424 0 8.570 4.547 Aluguéis, royalties e outros 920 0 979 0 728 783

7.849 5.988 15.106 12.369 - Valor adicionado a distribuir 181.081 157.053 157.938 137.117

- Distribuição do valor adicionado -

-

Pessoal e administradores -

Remuneração direta -

Salários 13.513 7% 11.782 8% 10.213 6% 8.765 6%

Participações nos lucros ou resultados 1.560 1% 1.691 1% 1.295 1% 1.428 1%

15.073 13.473 11.508 0% 10.193 0%

Benefícios - 0% 0%

Vantagens 823 0% 831 1% 528 0% 579 0%

Plano de aposentadoria e pensão 1.526 1% 1.373 1% 1.395 1% 1.264 1%

Plano de saúde 2.181 1% 1.828 1% 1.976 2% 1.660 2%- - 0%

FGTS 861 745 1% 746 0% 648 0%

20.464 10% 18.250 13% 16.153 10% 14.344 10%

Tributos - Federais* 61.098 34% 55.512 35% 57.033 36% 49.571 36%

Estaduais 36.358 20% 28.148 18% 22.367 10% 15.281 10%

Municipais 186 0% 180 79 0% 86 0%

No exterior* 6.340 4% 4.915 3% - 0% - 0%

103.982 58% 88.755 56% 79.479 46% 64.938 46%- 0% 0%

Instituições financeiras e fornecedores - 0% 0%

Juros, variações cambiais e monetárias 13.781 8% 6.580 4% 8.813 5% 7.162 5%

Despesas de aluguéis e afretamento 9.744 5% 7.587 5% 20.392 11% 15.637 11%

23.525 13% 14.167 9% 29.205 17% 22.799 17%

Acionistas - 0% 0%

Juros sobre capital próprio 10.436 6% 10.163 6% 10.436 7% 10.163 7%

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

Resultado dos acionistas não controladores (203) 0% 692 - - Lucros retidos 21.312 12% 23.461 15% 21.100 17% 23.308 17%

33.110 19% 35.881 22% 33.101 26% 35.036 26%- 0% 0%

Valor adicionado distribuído 181.081 100% 157.053 100% 157.938 100% 137.117 100%


* Inclui participações governamentais.

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10


Balanço social



17

1 - Base de Cálculo 2011 2010

Receita de vendas Consolidada (RL) 244.176 211.842

Lucro antes das participações e impostos Consolidado (RO) 45.911 49.599

Folha de pagamento bruta consolidada 13.026 11.462

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

Alimentação 845 6,49% 0,35% 741 6,46% 0,35%

Encargos sociais compulsórios 6.477 49,72% 2,65% 5475 47,77% 2,58%

Previdência privada 328 2,52% 0,13% 350 3,05% 0,17%

Saúde 2.427 18,63% 0,99% 2.064 18,01% 0,97%

Segurança e saúde no trabalho 180 1,38% 0,07% 114 0,99% 0,05%

Educação 133 1,02% 0,05% 118 1,03% 0,06%

Cultura 11 0,09% 0,00% 10 0,09% 0,00%

Capacitação e desenvolvimento profissional 418 3,21% 0,17% 366 3,19% 0,17%

Creches ou auxílio-creche 90 0,69% 0,04% 6 0,05% 0,00%

Participação nos lucros ou resultados 1.560 11,98% 0,64% 1.691 14,75% 0,80%

Outros 76 0,58% 0,03% 71 0,62% 0,03%

Total - Indicadores sociais internos 12.545 96,34% 5,13% 11.006 96,02% 5,19%

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

Geração de Renda e Oportunidade de Trabalho 48 0,10% 0,02% 44 0,09% 0,02%

Educação para a Qualificação Profissional 57 0,12% 0,02% 56 0,11% 0,03%

Garantia dos Direitos da Criança e do Adolescente (I) 70 0,15% 0,03% 79 0,16% 0,04%

Cultura 182 0,40% 0,07% 170 0,34% 0,08%

Esporte 80 0,17% 0,03% 81 0,16% 0,04%

Outros 33 0,07% 0,00% 20 0,04% 0,01%

Total das contribuições para a sociedade 470 1,02% 0,19% 450 0,90% 0,21%

Tributos (excluídos encargos sociais) 97.826 213,08% 40,06% 82.971 167,28% 39,17%

Total - Indicadores sociais externos 98.926 214,10% 40,26% 83.421 168,19% 39,37%

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

Investimentos relacionados com a produção/operação da

empresa 2.550 5,55% 1,04% 2.165 4,37% 1,02%

Investimentos em programas e/ou projetos externos 172 0,37% 0,07% 258 0,52% 0,12%

Total dos investimentos em meio ambiente 2722 5,93% 1,11% 2.423 4,89% 1,13%

( ) não

possui metas ( ) cumpre de 51 a 75%

( ) não possui

metas ( ) não possui metas

Quanto ao estabelecimento de “metas anuais” para minimizar

resíduos, o consumo em geral na produção/ operação e

aumentar a eficácia na utilização de recursos naturais, a

empresa:

( )cumpre de

0 a 50% (X) cumpre de 76 a 100%

( )cumpre de

0 a 50% (X) cumpre de 76 a 100%


Balanço social (continuação)



18

5 - Indicadores do Corpo Funcional (i) 2011 2010

Nº de empregados(as) ao final do período 81.918 80.492

Nº de admissões durante o período 3.447 4.353

Nº de empregados(as) de empresas prestadoras de serviços 328.133 291.606

Nº de estagiários(as) 1.825 1.402

Nº de empregados(as) acima de 45 anos 35.927 34.504

Nº de mulheres que trabalham na empresa 13.860 13.408

% de cargos de chefia ocupados por mulheres 14,4% 13,3%

Nº de negros(as) que trabalham na empresa (III) 18.468 16.447

% de cargos de chefia ocupados por negros(as) (IV) 24,9% 25,3%

Nº de portadores(as) de deficiência ou necessidades especiais (V) 1.104 1.093

6 - Informações relevantes quanto ao exercício da cidadania

empresarial (i) 2011 Metas 2012

Relação entre a maior e a menor remuneração na empresa 20,22 20,22

Número total de acidentes de trabalho 653 487

Os projetos sociais e ambientais desenvolvidos pela empresa

foram definidos por: ( ) direção

(X) direção e

gerências

( ) todos(as)

empregados(as) ( ) direção

(X) direção e

gerências

( ) todos(as)

empregados(as)

Os padrões de segurança e salubridade no ambiente de trabalho

foram definidos por:

(X) direção e

gerências

( ) todos(as)

empregados(as)

( ) todos(as) +

Cipa

(X) direção e

gerências

( ) todos(as)

empregados(as)

( ) todos(as) +

Cipa

Quanto à liberdade sindical, ao direito de negociação coletiva e à

representação interna dos(as) trabalhadores(as), a empresa:

( ) não se

envolve

( ) segue as normas

da OIT

(X) incentiva e

segue a OIT

( ) não se

envolverá

( ) seguirá as

normas da OIT

(X) incentivará e

seguirá a OIT

A previdência privada contempla:

( ) direção

( ) direção e

gerências

(X) todos(as)


( ) direção e

gerências

(X) todos(as)

empregados(as)

A participação dos lucros ou resultados contempla:

( ) direção

( ) direção e

gerências

(X) todos(as)


( ) direção e

gerências

(X) todos(as)

empregados(as)

Na seleção dos fornecedores, os mesmos padrões éticos e de

responsabilidade social e ambiental adotados pela empresa:

( ) não são

considerados ( ) são sugeridos

(X) são

exigidos

( ) não serão

considerados ( ) serão sugeridos

(X) serão

exigidos

Quanto à participação de empregados(as) em programas de

trabalho voluntário, a empresa:

( ) não se

envolve ( ) apóia

(X) organiza e

incentiva

( ) não se

envolverá ( ) apoiará

(X) organizará e

incentivará

Número total de reclamações e críticas de

consumidores(as): (VI)

na empresa

11.230

no Procon

5

na Justiça

17

na empresa

5.138

no Procon

4

na Justiça

8

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

93,8%

no Procon

80%

na Justiça

29,4%

na empresa

99,1%

no Procon

100%

na Justiça

87,5%

Valor adicionado total a distribuir (consolidado) - valor: Em 2011: 181.081 Em 2010: 157.053

Distribuição do Valor Adicionado (DVA):

58% governo 10% colaboradores(as)

7% acionistas 13% terceiros 12% retido

56% governo 13% colaboradores(as)

7% acionistas 9% terceiros 15% retido


Balanço social (continuação)


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

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7 - Outras Informações

1) A Companhia não utiliza mão-de-obra infantil ou trabalho escravo, não tem envolvimento com prostituição ou exploração sexual de criança ou

adolescente e não está envolvida com corrupção.

2) A Companhia valoriza e respeita a diversidade interna e externamente.

I. Inclui R$ 19,1 de repasse ao Fundo para a Infância e a Adolescência (FIA).

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

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

parda e preta).

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

se autodeclararam negras.

V. Informações relativas à Petrobras Controladora, Petrobras Distribuidora e Transpetro, que correspondem a 5,.3% do efetivo nos cargos em que é

prevista a reserva de vagas para pessoas com deficiência.

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

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

(i) Informação não auditada.


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

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

2 Base de apresentação das demonstrações contábeis

As demonstrações contábeis incluem:

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

Demonstrações contábeis individuais As demonstrações contábeis individuais estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09, complementadas pelos pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade - CFC e por normas da Comissão de Valores Mobiliários - CVM.



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Os pronunciamentos, interpretações e orientações do CPC, aprovados por resoluções do CFC e por normas da CVM, estão convergentes às normas internacionais de contabilidade emitidas pelo IASB. Dessa forma, as demonstrações contábeis individuais não apresentam diferenças em relação às consolidadas em IFRS, exceto pela manutenção do ativo diferido, conforme previsto no CPC 43 (R1), aprovado pela Deliberação CVM 651/10. As reconciliações do patrimônio líquido e resultado da controladora com o consolidado estão na nota explicativa 3.1.

As demonstrações contábeis foram preparadas utilizando o custo histórico como base de valor, exceto pela valorização de alguns ativos e passivos não circulantes e instrumentos financeiros. O Conselho de Administração da Companhia, em reunião realizada em 9 de fevereiro de 2012, autorizou a divulgação destas demonstrações contábeis.

2.1 Relatórios por segmento de negócio As informações contábeis por segmento operacional (área de negócio) da Companhia são elaboradas com base em itens atribuíveis diretamente ao segmento, bem como aqueles que podem ser alocados em bases razoáveis. Na apuração dos resultados segmentados são consideradas as transações realizadas com terceiros e as transferências entre as áreas de negócio, sendo estas valoradas por preços internos de transferência definidos entre as áreas e com metodologias de apuração baseadas em parâmetros de mercado. As informações por área de negócio na Companhia estão segmentadas de acordo com o modelo de organização vigente, contendo as seguintes áreas: a) Exploração e Produção: abrange as atividades de exploração, desenvolvimento da produção e produção de petróleo, LGN (líquido de gás natural) e gás natural no Brasil, objetivando atender, prioritariamente, as refinarias do país e, ainda, comercializando nos mercados interno e externo o excedente de petróleo, bem como derivados produzidos em suas plantas de processamento de gás natural. b) Abastecimento: contempla as atividades de refino, logística, transporte e comercialização de derivados e petróleo, exportação de etanol, extração e processamento de xisto, além das participações em empresas do setor petroquímico no Brasil.



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c) Gás e Energia: engloba as atividades de transporte e comercialização do gás natural produzido no país ou importado, de transporte e comercialização de GNL, de geração e comercialização de energia elétrica, assim como as participações societárias em transportadoras e distribuidoras de gás natural e em termoelétricas no Brasil, além de ser responsável pelos negócios com fertilizantes. d) Biocombustível: contemplam as atividades de produção de biodiesel e seus co-produtos e as atividades de etanol, através de participações acionárias, da produção e da comercialização de etanol, açúcar e o excedente de energia elétrica gerado a partir do bagaço da cana-de-açúcar. e) Distribuição: responsável pela distribuição de derivados, etanol e gás natural veicular no Brasil, representada pelas operações da Petrobras Distribuidora. f) Internacional: abrange as atividades de exploração e produção de petróleo e gás, de abastecimento, de gás e energia e de distribuição, realizadas no exterior, em diversos países das Américas, África, Europa e Ásia. No grupo de órgãos corporativos são alocados os itens que não podem ser atribuídos às demais áreas, notadamente aqueles vinculados à gestão financeira corporativa, o overhead relativo à Administração Central e outras despesas, inclusive as atuariais referentes aos planos de pensão e de saúde destinados aos aposentados e beneficiários.

2.2 Demonstração do valor adicionado

As demonstrações do valor adicionado - DVA apresentam informações relativas à riqueza criada pela entidade e a forma como tais riquezas foram distribuídas. Essas demonstrações foram preparadas de acordo com o CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado, aprovado pela Deliberação CVM 557/08 e para fins de IFRS, são apresentadas como informação adicional.

2.3 Balanço social

O balanço social demonstra os indicadores sociais, ambientais, o quantitativo funcional e informações relevantes quanto ao exercício da cidadania empresarial. Algumas informações foram obtidas por meio de registros auxiliares e informações gerenciais da Companhia. Esse balanço é apresentado como informação adicional.



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2.4 Moeda funcional

A moeda funcional da Petrobras, assim como a de suas controladas brasileiras, é o real. A moeda funcional de algumas controladas e sociedades de propósito específico que atuam em ambiente econômico internacional é o dólar norte-americano e a moeda funcional da Petrobras Argentina S.A. é o peso argentino. As demonstrações do resultado e do fluxo de caixa das investidas, em ambiente econômico estável, com moeda funcional distinta da Controladora, são convertidas para reais pela taxa de câmbio média mensal, os ativos e passivos são convertidos pela taxa final e os demais itens do patrimônio líquido são convertidos pela taxa histórica. As variações cambiais sobre os investimentos em controladas e coligadas, com moeda funcional distinta da Controladora, são registradas no patrimônio líquido, como ajuste acumulado de conversão, sendo transferidas para o resultado quando da realização dos investimentos.

2.5 Uso de estimativas Na elaboração das demonstrações contábeis é necessário utilizar estimativas para certos ativos, passivos e outras transações. Essas estimativas incluem: reservas de petróleo e gás, passivos de planos de pensão e de saúde, depreciação, exaustão e amortização, custos de abandono, provisões para processos judiciais, valor de mercado de instrumentos financeiros, ajustes a valor presente de contas a receber e a pagar das transações relevantes, imposto de renda e contribuição social. Embora a Administração utilize premissas e julgamentos que são revisados periodicamente, os resultados reais podem divergir dessas estimativas.



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3 Base de consolidação As demonstrações contábeis consolidadas abrangem informações da Petrobras e de suas subsidiárias, controladas e sociedades de propósitos específicos, cujas práticas contábeis estão aderentes às adotadas pela Companhia. As empresas consolidadas são as seguintes:

Subsidiárias e controladas País 2011 2010

Petrobras Química S.A. - Petroquisa e suas controladas Brasil 100,00 100,00

Petrobras Distribuidora S.A. - BR e suas controladas Brasil 100,00 100,00

Braspetro Oil Services Company - Brasoil e suas controladas (i) Ilhas Cayman 100,00 100,00

Braspetro Oil Company - BOC (i) Ilhas Cayman 99,99 99,99

Petrobras International Braspetro B.V. - PIBBV e suas controladas (i) (ii) Holanda 100,00 100,00

Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN (iii) Brasil 100,00 100,00

Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro (iv) Brasil 100,00 100,00

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e suas controladas Brasil 99,99 99,99

Petrobras International Finance Company - PifCo e suas controladas (i) Ilhas Cayman 100,00 100,00

Petrobras Transporte S.A. - Transpetro e suas controladas Brasil 100,00 100,00

Downstream Participações Ltda. e sua controlada Brasil 99,99 99,99

Petrobras Netherlands B.V. - PNBV e suas controladas (i) Holanda 100,00 100,00

5283 Participações Ltda. Brasil 100,00 100,00

FAFEN Energia S.A. e sua controlada (v) Brasil 100,00

Baixada Santista Energia Ltda. Brasil 100,00 100,00

Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE Brasil 100,00 100,00

Termorio S.A.(v) Brasil 100,00

Termoceará Ltda. Brasil 100,00 100,00

Termomacaé Ltda. Brasil 100,00 100,00

Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda. Brasil 100,00 100,00

Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A (v) Brasil 100,00

Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII Brasil 99,00 99,00

Termobahia S.A. Brasil 98,85 98,85

Petrobras Biocombustível S.A. Brasil 100,00 100,00

Refinaria Abreu e Lima S.A. Brasil 100,00 100,00

Cordoba Financial Services Gmbh - CFS e sua controlada (i) Áustria 100,00 100,00

Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. – CLEP Brasil 100,00 100,00

Comperj Petroquimos Básicos S.A(v) Brasil 100,00

Comperj PET S.A.(v) Brasil 100,00

Comperj Participações S.A. Brasil 100,00 100,00

Comperj Estirênicos S.A. Brasil 100,00 100,00

Comperj MEG S.A. Brasil 100,00 100,00

Comperj Poliolefinas S.A. Brasil 100,00 100,00

Breitener Energética S.A. e suas controladas Brasil 65,00 65,00

Cayman Cabiunas Investment CO. (i) Ilhas Cayman 100,00 100,00

Ibiritermo S.A. Brasil 50,00 50,00

Innova S.A. Brasil 100,00

Companhia de Desenvolvimento de Plantas Utilidades S.A. - CDPU (vi) Brasil 100,00

Companhia de Recuperação Secundária S.A. – CRSEC Brasil 100,00

Participação no capital - Subscrito, integralizado e votante%

(i) Empresas sediadas no exterior com demonstrações contábeis elaboradas em moeda estrangeira. (ii) Participação de 11,87% em 2011 (11,45% em 2010) da 5283 Participações Ltda. (iii) Participação de 0.09% da Petrobras Gás S. A. - Gaspetro. (iv) Participação de 0,05% da Downstream. (v) Empresas incorporadas pela Petróleo Brasileiro S.A. (vi) Participação de 20% do Comperj Participações S.A.



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S ociedades de Propósitos Específicos - S PE País Atividade principal

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

Companhia de Desenvolvimento e M odernização de Plantas Industriais – CDM PI Brasil Refino

Nova Transportadora do Nordeste S.A. – NTN Brasil Logíst icaNova Transportadora do Sudeste S.A. – NTS Brasil Logíst ica

PDET Offshore S.A. Brasil Exp loração e ProduçãoFundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-padronizados do Sistema PetrobrasBrasil Corporativo

(i) Empresas sediadas no exterior com demonstrações contábeis elaboradas em moedas estrangeira.

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. A Companhia passou a reconhecer em suas demonstrações contábeis dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e 2010 os investimentos em empresas controladas em conjunto avaliados pelo método de equivalência patrimonial e não mais consolidados proporcionalmente, em conformidade com a alternativa prevista no IAS 31 e seu correspondente CPC 19 (R1), aprovado pela Deliberação CVM 666/11.

Essa alteração foi aplicada retroativamente a 1º de janeiro de 2010, com a alteração dos saldos conforme a seguir: a) Balanço patrimonial consolidado

Divulgado (*)

Efei to da consolidação proporcional

S aldo inicial reapresentado

01.01.2010 Divulgado (*)

Efeito da consol idação proporcional Reapresentado

Ativo circulante 74.374 (934) 73.440 106.685 (783) 105.902Ativo realizável a longo p razo 34.923 (574) 34.349 38.470 (752) 37.718Invest imento 5.772 2.272 8.044 8.879 2.713 11.592Imobilizado 227.079 (2.432) 224.647 282.838 (2.743) 280.095Intangível 8.271 (1.482) 6.789 83.098 (1.559) 81.539

350.419 (3.150) 347.269 519.970 (3.124) 516.846

Passivo circulante 55.161 (1.068) 54.093 56.834 (886) 55.948Passivo não circulante 128.363 (1.653) 126.710 152.911 (1.841) 151.070Patrimônio líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 164.317 0 164.317 306.766 (1) 306.765Part icip ação de acionistas não controladores 2.578 (429) 2.149 3.459 (396) 3.063

350.419 (3.150) 347.269 519.970 (3.124) 516.846

01.01.2010 31.12.2010

(*) Divulgado nas demonstrações contábeis do exercício findo em 31 de dezembro de 2010.



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b) Demonstração de resultados consolidados

Divulgado

Efeito da consolidação proporcional Reapresentado

Receita de venda 213.274 (1.432) 211.842Custo dos produtos e serviços vendidos (136.052) 435 (135.617) Lucro bruto 77.222 (997) 76.225Despesas (30.165) 334 (29.831) Lucro antes do resultado financeiro, participações e tributos 47.057 (663) 46.394Resultado financeiro líquido 2.563 57 2.620Resultado de participação em investimento 208 377 585Participação de empregados e administradores (1.691) 0 (1.691) Lucro antes dos tributos sobre o lucro 48.137 (229) 47.908Imposto renda/contribuição social (12.236) 209 (12.027) Lucro líquido 35.901 (20) 35.881

Atribuível aos: Acionistas da Petrobras 35.189 0 35.189 Acionistas não controladores 712 (20) 692

35.901 (20) 35.881

c) Demonstração dos fluxos de caixa consolidado

Divulgado

Efeito da consolidação proporcional Reapresentado

Caixa gerado pelas atividades operacionais 53.435 (564) 52.871Caixa utilizado em atividades de investimentos (105.567) 383 (105.184) Caixa gerado pelas atividades de financiamento 53.858 (81) 53.777Efeito de variação cambial sobre o caixa e equivalente caixa (437) 143 (294) Variação líquida de caixa do exercício 1.289 (119) 1.170

Caixa e equivalentes de caixa no início do exercício 29.034 (788) 28.246Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício 30.323 (907) 29.416

2010

3.1. Reconciliação do patrimônio líquido e lucro líquido do consolidado com o da controladora

2011 2010 2011 2010

Consolidado - IFRS 332.224 309.828 33.110 35.881

Patrimônio de acionistas não controladores (2.385) (3.063) 203 (692)

Despesas diferidas líquidas de IR 636 552 (212) (153)

Controladora ajustado aos padrões internacionais de contabilidade (CPC) 330.475 307.317 33.101 35.036

Patrimônio líquido Lucro líquido



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4 Sumário das principais práticas contábeis As práticas contábeis descritas abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente pela Companhia nas demonstrações contábeis individuais e consolidadas apresentadas.

4.1. Reconhecimento de receitas, custos e despesas A receita de vendas compreende o valor da contraprestação recebida ou a receber pela comercialização de produtos e serviços, líquida das devoluções, descontos e encargos sobre vendas. • A receita de vendas de petróleo bruto e seus derivados é reconhecida no resultado quando

todos os riscos e benefícios inerentes ao produto são transferidos para o comprador, o que geralmente ocorre na sua entrega.

• A receita de venda de serviços de fretes e outros é reconhecida em função de sua realização. O resultado financeiro líquido inclui principalmente receitas de juros sobre aplicações financeiras e títulos públicos, despesas com juros sobre financiamentos, ganhos e perdas com avaliação a valor justo de acordo com a classificação do título, além das variações cambiais e monetárias líquidas. As receitas, custos e as despesas são contabilizadas pelo regime de competência.

4.2. Ativos e passivos financeiros

4.2.1. Caixa e equivalentes de caixa

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

4.2.2. Títulos e valores mobiliários

A Companhia classifica os títulos e valores mobiliários no reconhecimento inicial, com base nas estratégias da Administração para esses títulos, sob as seguintes categorias:

• Os títulos para negociação são mensurados ao valor justo. Os juros e atualização

monetária e a variações decorrentes da avaliação ao valor justo são registrados no resultado quando incorridos.



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• Os títulos disponíveis para venda são mensurados ao valor justo. Os juros e atualização monetária são registrados no resultado, quando incorridos, enquanto que as variações decorrentes da avaliação ao valor justo são registradas em ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido, sendo transferidos para o resultado do exercício, quando de sua liquidação.

• Os títulos mantidos até o vencimento são mensurados pelo custo de aquisição,

acrescidos por juros e atualização monetária que são registrados no resultado quando incorridos.

4.2.3. Contas a receber

São contabilizadas inicialmente pelo valor da contraprestação a ser recebida e subsequentemente pelo custo amortizado, sendo deduzidas das perdas em crédito de liquidação duvidosa.

4.2.4. Empréstimos e financiamentos

São reconhecidos inicialmente pelo valor justo menos os custos de transação incorridos e, após o reconhecimento inicial, são mensurados pelo custo amortizado utilizando-se do método da taxa de juros efetiva.

4.2.5. Instrumentos financeiros derivativos e operações de hedge

Todos os instrumentos financeiros derivativos foram reconhecidos no balanço da Companhia, tanto no ativo quanto no passivo, e são mensurados pelo valor justo, determinado com base em cotações de fechamento de mercado, quando disponíveis. Nas operações com derivativos, para proteção das variações nos preços de petróleo e derivados e de moeda, os ganhos e perdas decorrentes das variações do valor justo são registrados no resultado financeiro. Para as operações de hedge de fluxo de caixa, os ganhos e perdas decorrentes das variações do valor justo são registrados em ajustes de avaliação patrimonial, no patrimônio líquido, até a sua liquidação.



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4.2.6. Capital social O capital social está representado por ações ordinárias e preferenciais que são classificadas como patrimônio líquido. Os gastos com a emissão de ações são apresentados como dedução do patrimônio líquido, como contribuição adicional de capital, líquido de efeitos tributários. As ações preferenciais têm prioridade no caso de reembolso do capital e no recebimento dos dividendos, no mínimo, de 3% do valor do patrimônio líquido da ação, ou de 5% calculado sobre a parte do capital representada por essa espécie de ações, prevalecendo sempre o maior, participando, em igualdade com as ações ordinárias, nos aumentos do capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros. As ações preferenciais não asseguram direito de voto e não são conversíveis em ações ordinárias e vice-versa. Os dividendos mínimos obrigatórios atendem aos limites definidos no estatuto da Companhia e são reconhecidos como passivo.

4.3. Estoques

Os estoques estão demonstrados da seguinte forma: • As matérias-primas compreendem principalmente os estoques de petróleo, que estão

demonstrados pelo valor médio dos custos de importação e de produção, ajustados, quando aplicável, ao seu valor de realização;

• Os derivados de petróleo e álcool estão demonstrados ao custo médio de refino ou de compra,

ajustados, quando aplicável, ao seu valor de realização; • Os materiais e suprimentos estão demonstrados ao custo médio de compra que não excede ao

de reposição e as importações em andamento demonstradas ao custo identificado.

4.4. Investimentos societários São avaliados pelo método da equivalência patrimonial os investimentos em controladas, controladas em conjunto e também em coligadas, nos quais a administração tenha influência significativa, e em outras sociedades que façam parte de um mesmo grupo ou estejam sob controle comum.



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4.5. Combinação de negócios e goodwill 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. Os ativos e passivos adquiridos numa 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. As mudanças de participações em controladas que não resultem em perda de controle são reconhecidas diretamente no patrimônio líquido, como contribuição adicional de capital, pela diferença entre o preço pago/recebido e o valor contábil da participação adquirida/vendida. Nas aquisições de participação em coligadas e controladas em conjunto, apesar de não configurarem uma combinação de negócios, os ativos líquidos adquiridos também são reconhecidos pelo valor justo, sendo que o goodwill é apresentado no investimento.

4.6. Imobilizado Mensuração Está demonstrado pelo custo de aquisição ou custo de construção, que representa os custos para colocar o ativo em condições de operação, corrigido monetariamente durante períodos hiperinflacionários, deduzido da depreciação acumulada e perda por redução ao valor recuperável de ativos (impairment). Os direitos que tenham por objetos bens corpóreos destinados à manutenção das atividades da Companhia, decorrentes de operações que transfiram os benefícios, riscos e controles desses bens, estão demonstrados pelo valor justo ou, se inferior, pelo valor presente dos pagamentos mínimos do contrato. Os custos incorridos com exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás são contabilizados de acordo com o método dos esforços bem sucedidos. Esse método determina que os custos de desenvolvimento de todos os poços de produção e dos poços exploratórios bem sucedidos, vinculados às reservas economicamente viáveis, sejam capitalizados, enquanto os custos de geologia e geofísica sejam contabilizados como despesas no período em que são incorridos e os custos com poços exploratórios secos e os vinculados às reservas não comerciais sejam registrados no resultado quando são identificados como tal.



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Os gastos relevantes com manutenção das unidades industriais e dos navios, que incluem peças de reposição, serviços de montagem, entre outros, são registrados no imobilizado. Os encargos financeiros de empréstimos obtidos, quando diretamente atribuíveis à aquisição ou à construção de ativos, são capitalizados como parte dos custos desses ativos. Os encargos financeiros que não estejam diretamente relacionados aos ativos são capitalizados com base numa taxa média de captação sobre o saldo de obras em andamento. Esses custos são amortizados ao longo das vidas úteis estimadas ou pelo método de unidades produzidas dos respectivos ativos. Depreciação Os equipamentos e instalações relacionados à produção de petróleo e gás dos poços desenvolvidos são depreciados de acordo com o volume de produção mensal em relação às reservas provadas e desenvolvidas de cada campo produtor. Essas reservas são estimadas por profissionais especializados da Companhia, de acordo com as definições estabelecidas pela Securities and Exchange Commission -SEC, e revisadas anualmente, ou em um intervalo menor, caso haja indício de alterações significativas. Para os ativos com vida útil menor do que a vida do campo ou que são vinculados a campos com diversas fases de desenvolvimento da produção é utilizado o método linear. Os terrenos não são depreciados. Os demais bens do imobilizado são depreciados pelo método linear com base nas seguintes vidas úteis estimadas:

Classe de ativos Vida útil média ponderada

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

As paradas para manutenção ocorrem em intervalos programados em média de 4 anos, e os respectivos gastos são depreciados como custo da produção até o início da parada seguinte.

4.7. Intangível Está demonstrado pelo custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada e perdas por impairment. É composto por direitos e concessões que incluem, principalmente, bônus de assinatura pagos pela obtenção de concessões para exploração de petróleo ou gás natural, cessão onerosa de direitos de exploração em blocos da área do pré-sal, concessões de serviços públicos, além de marcas e patentes, softwares e ágio por expectativa de rentabilidade futura (goodwill) decorrente de aquisição de participação com controle. O ágio decorrente de aquisição de participação em coligadas, controladas e controladas em conjunto é apresentado no investimento.



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Os bônus de assinatura são amortizados pelo método de unidade produzida em relação às reservas provadas totais, enquanto que os demais intangíveis são amortizados linearmente pela vida útil estimada, exceto o goodwill que não é amortizado. A cessão onerosa de direitos de exploração também será amortizada pelo o método de unidades produzidas.

4.8. Diferido A Companhia manteve o saldo do ativo diferido de 31 de dezembro de 2008 no individual, que continuará a ser amortizado em até 10 anos, sujeito ao teste de redução ao valor recuperável de ativos impairment, em conformidade com a Lei 11.941/09.

4.9. Redução ao valor recuperável de ativos - Impairment A Companhia avalia os ativos do imobilizado, do intangível com vida útil definida e do diferido (individual) quando há indicativos de não recuperação do seu valor contábil. Os ativos que têm uma vida útil indefinida, como o ágio por expectativa de rentabilidade futura, têm a recuperação do seu valor testada anualmente, independentemente de haver indicativos de perda de valor. Na aplicação do teste de redução ao valor recuperável de ativos, o valor contábil de um ativo ou unidade geradora de caixa é comparado com o seu valor recuperável. O valor recuperável é o maior valor entre o valor líquido de venda de um ativo e seu valor em uso. Considerando-se as particularidades dos ativos da Companhia, o valor recuperável utilizado para avaliação do teste de redução ao valor recuperável é o valor em uso, exceto quando especificamente indicado. Este valor de uso é estimado com base no valor presente de fluxos de caixa futuros, resultado das melhores estimativas da Companhia. Os fluxos de caixa, decorrentes do uso contínuo dos ativos relacionados, são ajustados pelos riscos específicos e utilizam a taxa de desconto pré-imposto. Esta taxa deriva da taxa pós-imposto estruturada no Custo Médio Ponderado de Capital (WACC). As principais premissas dos fluxos de caixa são: preços baseados no último plano estratégico divulgado, curvas de produção associadas aos projetos existentes no portfólio da Companhia, custos operacionais de mercado e investimentos necessários para realização dos projetos.



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Essas avaliações são efetuadas ao menor nível de ativos para os quais existam fluxos de caixa identificáveis. Os ativos vinculados a exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás são revisados anualmente, campo a campo, para identificação de possíveis perdas na recuperação, com base no fluxo de caixa futuro estimado. A reversão de perdas reconhecidas anteriormente é permitida, exceto com relação à redução no valor do ágio por expectativa de rentabilidade futura.

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

4.11. Abandono de poços e desmantelamento de áreas A obrigação futura com abandono de poços e desmantelamento de área de produção está contabilizada pelo seu valor presente, descontada a uma taxa livre de risco, sendo registrada integralmente no momento da declaração de comercialidade de cada campo, como parte dos custos dos ativos relacionados (ativo imobilizado) em contrapartida à provisão, registrada no passivo, que suportará tais gastos. Os juros incorridos pela atualização da provisão estão classificados como despesas financeiras.

4.12. Imposto de renda e contribuição social Esses tributos são calculados e registrados com base nas alíquotas de 25% para imposto de renda e 9% para contribuição social sobre o lucro tributável. Os impostos e contribuições sociais diferidos são reconhecidos em função das diferenças temporárias, prejuízo fiscal e base negativa da contribuição social, quando aplicável. Para fins de apuração do imposto de renda e da contribuição social sobre o lucro corrente, a Companhia adotou o Regime Tributário de Transição - RTT, conforme previsto na Lei 11.941/09, ou seja, na determinação do lucro tributável considerou os critérios contábeis da Lei 6.404/76, antes das alterações da Lei 11.638/07. Os impostos sobre diferenças temporárias, geradas pela adoção da nova lei societária, foram registrados como impostos e contribuições diferidos ativos e passivos.



34

4.13. Benefícios concedidos a empregados Os compromissos atuariais com os planos de benefícios de pensão e aposentadoria e os de assistência médica são provisionados com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário independente, de acordo com o método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os custos referentes ao aumento do valor presente da obrigação, resultante do serviço prestado pelo empregado, reconhecidos durante o período laborativo dos empregados. O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade adicional de benefício, que são acumuladas para o cômputo da obrigação final. Adicionalmente, são utilizadas outras premissas atuariais, tais como estimativa da evolução dos custos com assistência médica, hipóteses biológicas e econômicas e, também, dados históricos de gastos incorridos e de contribuição dos empregados. Os ganhos e perdas atuariais, decorrentes de ajustes com base na experiência e nas mudanças das premissas atuariais, são incluídos ou excluídos, respectivamente, na determinação do compromisso atuarial líquido e são amortizados ao longo do período médio de serviço remanescente dos empregados ativos de acordo com o método corredor. A Companhia também contribui para os planos nacionais de pensão e de seguridade social das controladas internacionais, com características de contribuição definida, cujos percentuais são baseados na folha de pagamento, sendo essas contribuições levadas ao resultado quando incorridas.

4.14. Subvenções e assistências governamentais As subvenções governamentais para investimentos são reconhecidas como receita ao longo do período, confrontada com as despesas que pretende compensar em uma base sistemática, aplicando-se na Petrobras da seguinte forma: • Subvenções com reinvestimentos: na mesma proporção da depreciação do bem, e • Subvenções diretas relacionadas ao lucro da exploração: diretamente no resultado. Os valores apropriados no resultado serão destinados à reserva de incentivos fiscais, no patrimônio líquido.



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4.15. Novas normas e interpretações

Durante o exercício de 2011, as seguintes normas, emitidas pelo IASB entraram em vigor, mas não impactaram as demonstrações contábeis da Companhia: • Versão revisada do IAS 24 - “Divulgações de Partes Relacionadas” (Related Party

Disclosures).

• IFRIC 19 - “Extinguindo Passivos Financeiros com Instrumentos de Patrimônio” (Extinguishing Financial Liabilities with Equity Instruments).

• Emenda do IFRIC 14 - “Pré pagamentos de Requerimentos de Aportes Mínimos” (Prepayments of a Minimum Funding Requirement).

• Emenda do IAS 32 - “Classificação de Emissão de Direitos” (Classification of Rights Issues). As normas emitidas pelo IASB que ainda não entraram em vigor e não tiveram sua adoção antecipada pela Companhia até 31 de dezembro de 2011 são as seguintes:

Normas Descrição Vigência (*)

Emenda ao IFRS 7

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

1º de julho de 2011

Emenda ao IAS 12

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

1º de janeiro de 2012

IFRS 10 “Demonstrações Contábeis Consolidadas” (Consolidated Financial Statements). Estabelece os princípios para a preparação e apresentação de demonstrações contábeis consolidadas, quando uma entidade controla uma ou mais outras entidades.


IFRS 11 “Acordos Conjuntos” (Joint Arrangements). Estabelece os princípios para divulgação de demonstrações contábeis de entidades que sejam partes de acordos conjuntos.


IFRS 12 “Divulgações de Participações em Outras Entidades” (Disclosure of Interests in Other Entities). Consolida todos os requerimentos de divulgações que uma entidade deve fazer quando participa em uma ou mais outras entidades.


IFRS 13 “Mensuração a Valor Justo” (Fair Value Measurement). Define valor justo, explica como mensurá-lo e determina o que deve ser divulgado sobre essa forma de mensuração.


Emenda ao IAS 1

“Apresentação de Itens dos Outros Resultados Abrangentes” (Presentation of Items of Other Comprehensive Income). Agrupam em Outros Resultados Abrangentes os itens que poderão ser reclassificados para lucros ou prejuízos na demonstração de resultado do exercício.


Emenda ao IAS 19

“Benefícios a Empregados” (Employee Benefits). Elimina o método do corredor para reconhecimento de ganhos ou perdas atuarias, s implifica a apresentação de variações em ativos e passivos de planos de benefícios definidos e amplia os requerimentos de divulgação.


Emenda ao IFRS 7

“Divulgações – Compensando Ativos e Passivos Financeiros” (Disclosures – Offesetting Financial Assets and Financial Liabilities). Estabelece requerimentos de divulgação de acordos de compensação de ativos e passivos financeiros.


Emenda ao IFRS 9

“Data Obrigatória de Entrada em Vigor do IFRS 9 e Divulgações de Transição” (Mandatory Effective Date of IFRS 9 and Transition Disclosures). Postergam a data de entrada em vigor do IFRS 9 para 2015. Eliminam também a obrigatoriedade de republicação de informações comparativas e requerem divulgações adicionais sobre a transição para o IFRS 9.


(*) Normas vigentes a partir de exercícios iniciados em ou após essas datas.



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A Companhia está avaliando os impactos da emenda ao IAS 19 em suas demonstrações contábeis. Quanto às demais emendas e novas normas listadas acima, a Companhia estima que suas adoções não trarão impactos significantes em suas demonstrações contábeis.

5 Caixa e equivalentes de caixa

2011 2010 2011 2010

Caixa e bancos 3.731 3.294 672 437

Ap licações financeiras 0 0 0 0

- No País 0 0 0 0

Fundos de investimentos DI 10.301 11.262 9.210 10.119

Outros fundos de investimentos 4.275 1.750 2.623 325

14.576 13.012 11.833 10.444

- No Exterior 17.440 13.110 6.353 9.114

Total das aplicações financeiras 32.016 26.122 18.186 19.558

Total de caixa e equivalentes de caixa 35.747 29.416 18.858 19.995


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



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6 Títulos e valores mobiliários

2011 2010 2011 2010

Para negociação 16.785 25.651 16.785 25.588

Disponíveis para venda 5.479 5.303 5.210 5.125

M antidos até o vencimento 291 257 6.849 7.767 22.555 31.211 28.844 38.480

Circulante 16.808 26.013 23.625 33.731

Não circulante 5.747 5.198 5.219 4.749


Os títulos disponíveis para venda incluem Notas do Tesouro Nacional - Série B no valor de R$ 5.401 (R$ 5.137 na Controladora) em 31 de dezembro de 2011, indexadas ao IPCA, com pagamento de cupons semestrais de 6 % a.a. e vencimentos em 2024 e 2035, e estão apresentadas no ativo não circulante. Parte dessas NTN-B foi dada em garantia à Petros em 2008, após assinatura do Termo de Compromisso Financeiro, conforme descrito na Nota 21. Os títulos para negociação referem-se principalmente a investimentos em títulos governamentais com prazos de vencimentos superiores a 90 dias e estão apresentados no ativo circulante considerando a expectativa de realização no curto prazo. Os títulos mantidos até o vencimento na Controladora incluem investimentos no FIDC-NP relativo a direitos creditórios não performados de suas atividades operacionais no valor de R$ 6.840 em 31 de dezembro de 2011 e estão apresentados no ativo circulante.



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7 Contas a receber

7.1. Contas a receber, líquidas

2011 2010 2011 2010

Clientes Terceiros 20.048 16.428 3.207 3.199

Partes relacionadas (Nota 18) 0 0 0

Subsidiárias, controladas e coligadas 1.549 1.116 26.146 40.127

Recebíveis do setor elétrico 2.952 3.145 1.099 2.315

Contas p etróleo e álcool - STN 832 822 832 822Outras 5.565 4.671 3.029 2.733

30.946 26.182 34.313 49.196 0

Perdas em créditos de liquidação duvidosa (2.790) (2.681) (402) (466)28.156 23.501 33.911 48.730 0

Circulante 22.053 18.069 21.068 17.701

Não circulante 6.103 5.432 12.843 31.029


7.2. Movimentação das perdas em créditos de liquidação duvidosa

2011 2010 2011 2010S aldo inicial 2.681 2.531 466 306 Adições (*) 586 356 238 169

Baixas/ Reversões (*) (477) (206) (302) (9)

S aldo final 2.790 2.681 402 466

0

Circulante 1.685 1.715 402 466

Não circulante 1.105 966 0

Consol idado Controladora

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



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7.3. Contas a receber vencidos

2011 2010 2011 2010 Até 3 meses 1.411 817 800 500

De 3 a 6 meses 215 162 82 56

De 6 a 12 meses 264 211 64 41

Acima de 12 meses 2.982 3.017 447 570


8 Estoques

2011 2010 2011 2010

Produtos:

Derivados de petróleo (*) 9.166 6.254 7.550 4.957

Álcool (*) 782 477 289 123

9.948 6.731 7.839 5.080

0 0

M atérias-p rimas, p rincipalmente petróleo bruto (*) 14.847 9.504 11.718 7.300

M ateriais e sup rimentos p ara manutenção (*) 3.369 3.253 2.911 2.864

Outros 367 261 33 14

28.531 19.749 22.501 15.258

Circulante 28.447 19.675 22.434 15.199Não circulante 84 74 67 59


(* ) Inclui importações em andamento.

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

Ativo não circulante 2011 2010 2011 2010

Trabalhistas 1.131 928 1.087 888Fiscais (*) 1.264 1.192 963 912Cíveis (*) 455 596 416 558Outros 105 74 98 68

2.955 2.790 2.564 2.426


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



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10 Aquisições e vendas de ativos

10.1. Combinação de negócios

Companhia de Desenvolvimento de Plantas Utilidades S.A - CDPU Em 23 de dezembro de 2011, a Petrobras adquiriu 80% da Companhia de Desenvolvimento de Plantas Utilidades S.A - CDPU por R$ 20. Com essa transação a Companhia passa a deter 100% da CDPU. A CDPU é uma central de utilidades que concentra as unidades de geração de energia elétrica e vapor, tratamento de água e de efluentes industriais para o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro - COMPERJ. Gas Brasiliano Distribuidora S.A. Em 29 de julho de 2011, a Petrobras Gás S.A.- Gaspetro adquiriu 100% das ações da Gas Brasiliano Distribuidora S.A. - GBD por R$ 425 (equivalentes a US$ 271 milhões). A avaliação do valor justo dos ativos e passivos não foi concluída, portanto, preliminarmente foi reconhecido um ágio de R$ 19. A operação foi autorizada pela agência reguladora de São Paulo 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. A GBD possui a concessão do serviço de distribuição de gás natural na região noroeste do Estado de São Paulo e o contrato de concessão teve início em dezembro de 1999 com duração de 30 anos, podendo ser prorrogado por mais 20 anos.



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10.2. Aquisição de participações em controladas em conjunto e coligadas BSBios Indústria e Comércio de Biodiesel Sul Brasil S.A. Em 1º de julho de 2011, a Petrobras Biocombustível S.A. adquiriu 50% de participação societária na BSBios Indústria e Comércio de Biodiesel Sul Brasil S.A. mediante pagamento de R$ 133 da seguinte forma: R$ 76 em moeda corrente e aporte de R$ 57 referente a participação na BSBios Marialva Indústria e Comércio de Biodiesel S.A. Avaliação dos ativos líquidos a valor justo - Nova Fronteira, Bioóleo, Braskem, Guarani e Total Canavieira Em 2010, a Companhia celebrou acordos de investimentos para ingresso no capital social das empresas Nova Fronteira Bioenergia S.A., Bioóleo Indústrial e Comercial Ltda., Braskem S.A., Guarani S.A e Total Agroindústria Canavieira S.A. Em 2011, as avaliações dos ativos líquidos adquiridos a valor justo foram concluídas, conforme a seguir:

Nova Fronteira Bioóleo Braskem Guarani

Total Agroindútria Canavieira Total

Contraprestação transferida pela compra 432 18 2.805 878 155 4.288

Participação no valor justo dos ativos líquidos adquridos

(425) (16) (2.240) (799) (89) (3.569)

Ágio por expectativa de rentabilidade futura - goodwill

7 2 565 79 66 719

Participação adquirida do capital total (%) 49,00% 50,00% 10,69% 31,44% 43,58%

Controladas em conjunto Coligadas

A participação no valor justo dos ativos líquidos adquiridos inclui mais valia de imobilizado e intangível no montante de R$ 358, que está classificada no grupo de investimentos, assim como o goodwill no montante de R$ 719.



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10.3. Aquisição de participações de não controladores Sociedades de Propósitos Específicos (SPE) A Companhia exerceu opção de compra de SPE durante o exercício de 2011 que resultou num aumento de R$ 910 no patrimônio líquido atribuível aos seus acionistas, como contribuição adicional de capital, conforme a seguir:

Data da opção Razão social da SPE% das ações

Contribuição adicional de capital

12/01/2011 Companhia Mexilhão do Brasil - CMB 100% 11211/11/2011 Transportadora Gasene S.A. - Gasene 100% 78909/12/2011 Companhia de Recuperação Secundária - CRSec 100% 9

910

A partir dessa opção de compra, a Gasene Participações Ltda., antiga controladora da Transportadora Gasene, deixou de ser consolidada na Petrobras. Innova S.A. Em 31 de março de 2011, a Petrobras passou a deter diretamente 100% do capital social da Innova, empresa petroquímica localizada no Polo de Triunfo (RS), que era indiretamente controlada pela Petrobras Argentina (Pesa). O valor da operação foi de US$ 332 milhões (equivalentes a R$ 551), sendo US$ 228 milhões pagos em abril de 2011 e US$ 104 milhões com vencimento em 30 de outubro de 2013, corrigidos pela LIBOR (12 meses) a partir da data da assinatura do documento de compra e venda de ações (SPA). Essa transação resultou numa redução de R$ 90 no patrimônio atribuível aos acionistas da Petrobras, como resultado da redução da participação de não controladores neste empreendimento.



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10.4. Venda de ativos e outras informações

Cia Energética Suape II

A Petrobras possui 20% de participação na Energética Suape II S.A, cujo objetivo é a construção de usina termoelétrica no município de Cabo de Santo Agostinho - PE, com potência de 380 MW. O restante da participação (80%) pertence a Nova Cibe Energia S.A.

Em 31 de maio de 2011, a Petrobras efetuou o depósito de R$ 48,4 referente às ações não subscritas pela Nova Cibe, cujo exercício da opção de compra ocorreu em 5 de maio de 2011, conforme previsto no Acordo de Acionistas de Suape II. A Petrobras mantém o depósito como direito sobre aquisição de participação acionária, no grupo investimentos, até resolução da divergência em sede de arbitragem.

Albacora Japão Petróleo Ltda.

Em 6 de maio de 2011, a Petrobras exerceu a opção de compra dos ativos de produção de petróleo da SPE Albacora Japão Petróleo Ltda. pelo valor de R$ 10 mil. A partir desta opção de compra, a SPE deixou de ser consolidada na Petrobras, em função do cumprimento das obrigações contratuais relacionadas. Venda da Refinaria de San Lorenzo e parte da rede de distribuição na Argentina

Em 02 de maio de 2011, a Companhia vendeu ativos de refino e distribuição na Argentina à Oil Combustibles S.A. por US$ 102 milhões, conforme acordo assinado em 2010. A operação, que está sujeita a aprovação do órgão regulador argentino, compreendeu uma refinaria situada em San Lorenzo na província de Santa Fé, uma planta fluvial, rede de comercialização de combustíveis vinculada à refinaria (aproximadamente 360 postos de venda e clientes atacadistas associados), bem como os estoques de petróleo e derivados. Logum Logística S.A.

Em 01 de março de 2011, a razão social da PMCC Soluções Logística de Etanol S.A. foi alterada para Logum Logística S.A., conforme acordo de acionistas, cuja composição acionária é a seguinte: Petrobras - 20%; Copersucar S.A.- 20%; Raízen Energia S.A. - 20%; Odebrecht Transport Participações S.A.- 20%; Camargo Correa Óleo e Gás S.A.- 10%; e Uniduto Logística S.A.- 10%.

A Logum será responsável pela construção de um sistema logístico multimodal para transporte e armazenagem de etanol, desenvolvimento e operação do sistema que envolverá poliduto, hidrovias, rodovias e cabotagem.



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Incorporação de Subsidiárias No exercício de 2011, as Assembleias Gerais Extraordinárias da Petrobras aprovaram a incorporação de subsidiárias ao seu patrimônio, sem aumento de capital, conforme a seguir:

Data da AGE Razão social

31/01/2011 Comperj Petroquímicos Básicos S.A. e Comperj PET S.A.

04/04/2011 Companhia Mexilhão do Brasil - CMB

19/12/2011 Termorio S.A., Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. e Fafen Energia S.A.

Essas incorporações visam simplificar a estrutura societária e minimizar custos.



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11 Investimentos

11.1. Informações sobre as subsidiárias, controladas, controladas em conjunto e coligadas

Ações Ordinárias /

quotas

Ações preferenciais

Patrimônio líquido (passivo

a descoberto)

Lucro líquido

(prejuízo) do exercício

Subsidiárias e ControladasPetrobras Netherlands B.V. - PNBV 7.223 26.057 0 14.376 3.666Petrobras Gás S.A. - Gaspetro 6.615 3.103 775 10.573 823Petrobras Distribuidora S.A. - BR 5.153 42.853.453 0 10.095 1.267Petrobras Química S.A. - Petroquisa 3.788 13.508.637 12.978.886 4.515 (501)Petrobras Transporte S.A. - Transpetro 2.464 2.464.466 0 3.241 629Refinaria Abreu e Lima S.A. 2.889 2.889.240 0 2.998 (738)Petrobras Biocombustível S.A. 1.902 190.239 0 1.477 (208)Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. - CLEP 827 180.000 0 1.473 (3)Petrobras International Finance Company - PifCo 531 300.050 0 (1.364) (633)Downstream Participações Ltda. 1.227 1.226.500(*) 0 1.146 (482)Termomacaé Ltda. 634 634.015(*) 0 743 177Comperj Poliolefinas S.A. 651 65.108 0 651 0Petrobras International Braspetro - PIB BV 6 2.837 0 461 1.255INNOVA S.A. 307 57.600 5.747 374 39Termoceará Ltda. 275 275.226(*) 0 319 41Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN 217 216.852(*) 0 270 45Baixada Santista Energia Ltda. 297 297.136(*) 0 241 (22)Braspetro Oil Services Company - Brasoil 351 106.210 0 216 (18)Termomacaé Comercializadora de Energia Ltda 78 77.599(*) 0 115 70Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE 56 55.556(*) 0 104 108Comperj Estirênicos S.A. 87 8.739 0 87 0Comperj MEG S.A. 77 7.696 0 77 05283 Participações Ltda. 1.423 1.422.603(*) 0 55 143Breitener Energética S.A. 160 160.000 0 46 (77)Cordoba Financial Services GmbH 5 1 (**) 0 42 0Termobahia S.A. 312 52 0 41 7Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro 21 21.000 0 28 2Companhia de Desenvolvimento de Plantas Utilidades S.A. - CDPU 25 25.001 0 25 0Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII 1 117.127(*) 0 11 8Companhia de Recuperação Secundária S.A. - CRSEC 0 43.456 0 9 0Comperj Participações S.A. 18 1.771 0 8 (9)Braspetro Oil Company - BOC 0 1 (**) 0 0 106Cayman Cabiunas Investment Co. 0 100 (**) 25.500 0 0

0 0 0 0 00 0 0 0 0

Controladas em conjunto 0 0 0 0 0UTE Norte Fluminense S.A. 481 481.432 0 1.008 549Termoaçu S.A. 700 699.737 0 726 15Logum Logística S.A. 300 430.556 0 264 (26)Brasil PCH S.A. 109 94.188 14.844 164 50Cia Energética Manauara S.A. 45 45.000 0 143 27Ibiritermo S.A. 8 7.652 0 95 35Brasympe Energia S.A. 26 260.000 0 78 8Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS 63 62.850 0 62 (3)Refinaria de Petróleo Riograndense S.A. 15 5.158 10.138 52 17Eólica Mangue Seco 4 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. 40 39.918 0 42 3Eólica Mangue Seco 3 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. 39 38.911 0 41 4Eólica Mangue Seco 2 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. 35 35.353 0 38 4Brentech Energia S.A. 39 25.901 0 35 0Eólica Mangue Seco 1 - Geradora e Comercializadora de Energia Elétrica S.A. 34 35.433 0 34 2GNL do Nordeste Ltda. 1 7.507 (*) 0 0 0

0 0 0 0 0Coligadas 0 0 0 0 0Braskem 8.043 451.669 349.997 9.928 (***) (337) (***)BRK - Investimentos Petroquímicos 2.432 269.193 0 5.120 (281)UEG Araucária Ltda. 707 707.440(*) 0 638 (6)Fundo de Investimento em Participações de Sondas 259 261.573(*) 0 256 (3)Sete Brasil Participações S.A. 270 16.500 0 212 (59)Termoelétrica Potiguar S.A. - TEP 37 6.159 0 92 4Energética SUAPE II 140 139.977 0 56 (27)Energética Camaçari Muriçy I Ltda. 67 67.260 0 22 (15)Companhia Energética Potiguar S.A. 8 1 0 21 11Arembepe Energia S.A. 90 90.218 0 11 (34)Bioenergética Britarumã S.A. 0 110 0 0 0

Capital subscrito em 31 de dezembro de

2011

Milhares de ações/quotas

(*) Quotas (**) Quantidade de ações em unidades (***) Dados relativos a 30.09.2011- Últimos disponibilizados no mercado.



46

11.2. Investimentos (Consolidado)

2011 2010

Coligadas e Controladas em conjuntoBRK Investimentos Petroquimicos S.A. 3.098 3.271Outros Investimentos Petroquímicos 3.128 3.224Distribuidoras de Gás 1.056 960Guarani S.A. 847 680Termoaçu S.A. 538 524Petroritupano - Orielo 458 413Nova Fronteira Bionergia S.A. 434 243Petrowayu - La Concepción 330 327Distrilec S.A. 216 228Petrokariña - M ata 195 212UEG Araucária 128 128Transierra S.A. 122 101Demais empresas coligadas e controladas em conjunto 1.468 1.098

12.018 11.409

Outros Investimentos 230 183

12.248 11.592

11.3. Investimentos em empresas com ações negociadas em bolsas

Empresa 2011 2010 Tipo 2011 2010 2011 2010

ControladasPetrobras Argentina 678.396 678.396 ON 2,70 4,46 1.832 3.026

1.832 3.026

ColigadasBraskem 212.427 212.427 ON 11,78 17,80 2.502 3.781

Braskem 75.793 75.793 PNA 12,80 20,37 970 1.544

Quattor Petroquímica (*) 46.049 PN 0,00 6,99 322

3.472 5.647

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

Cotação em bolsa

(*) Em 03 de fevereiro de 2011, ocorreu o cancelamento do registro na CVM de companhia aberta em função da incorporação das

ações pela Braskem.

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

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48

11.5. Informações contábeis resumidas de controladas em conjunto e coligadas A Companhia investe em controladas em conjunto e coligadas no país e exterior, cujas atividades estão relacionadas a empresas petroquímicas, distribuidoras de gás, biocombustíveis, termoelétricas, refinarias e outras. As informações contábeis resumidas são as seguintes:

País Exterior País Exterior

Ativo circulante 4.520 1.235 12.181 3.358Ativo realizável a longo prazo 1.497 382 3.967 752Imobilizado 7.653 2.345 23.017 2.243Outros ativos não circulantes 131 832 4.390 0

13.801 4.794 43.555 6.353

Passivo circulante 3.107 2.073 10.253 3.187Passivo não circulante 3.747 1.485 20.546 373Patrimônio líquido 6.927 1.049 12.539 2.793Participação dos acionistas não controladores 20 187 217 0

13.801 4.794 43.555 6.353

Receita operacional líquida 9.243 3.276 36.033 1.765Lucro líquido do exercício 1.418 231 (396) 433Percentual de participação - % 10% a 83% 33% a 51% 10% a 44% 22% a 36%

Controladas em conjunto Coligadas2011



49

12 Imobilizado

12.1. Por tipo de ativos Controladora

Terrenos, edificações e benfeitorias

Equipamentos e outros bens

Ativos em construção (*)

Gastos c/exploração e desenv. Produção de petróleo e gás

(campos produtores) Total Total

Saldo em 1º de janeiro de 2010 7.260 69.241 116.423 31.262 224.186 149.447

Adições 220 2.827 57.546 3.157 63.750 49.506

Juros capitalizados 0 0 5.508 0 5.508 4.223

Combinação de negócios 87 100 25 0 212

Baixas (137) (91) (1.522) (1.090) (2.840) (1.493)

Transferências 1.886 34.207 (39.000) 7.899 4.992 (1.863)

Depreciação, amortização e depleção (591) (7.677) 0 (5.730) (13.998) (10.149)

“Impairment” - constituição 0 (181) 0 (265) (446) (434)

“Impairment” - reversão 0 131 0 408 539 538

Ajuste acumulado de conversão 31 (1.383) (402) (54) (1.808)

Saldo em 31 de dezembro de 2010 8.756 97.174 138.578 35.587 280.095 189.775

Custo 12.412 160.543 138.578 77.555 389.088 271.824

Depreciação, amortização e depleção acumulada (3.656) (63.369) 0 (41.968) (108.993) (82.049)


Adições 169 2.730 53.690 3.139 59.728 42.222

Juros capitalizados 0 0 7.325 0 7.325 5.788

Combinação de negócios 0 0 24 0 24 0

Baixas (41) (421) (2.221) (568) (3.251) (2.258)

Transferências 4.205 31.283 (40.294) 14.812 10.006 4.531

Depreciação, amortização e depleção (799) (9.769) 0 (6.566) (17.134) (12.344)

“Impairment” - constituição 0 (91) (276) (391) (758) (473)

“Impairment” - reversão 3 27 0 66 96 61

Ajuste acumulado de conversão 66 3.548 1.733 789 6.136 0


Custo 16.865 195.977 158.559 97.671 469.072 321.469

Depreciação, amortização e depleção acumulada (4.506) (71.496) 0 (50.803) (126.805) (94.167)


Tempo de vida útil médio ponderado em anos 25 (25 a 40) 20 (3 a 31)Método da unidade

produzida(exceto terrenos)

Consolidado

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

Em 31 de dezembro de 2011, o imobilizado do Consolidado e da Controladora inclui bens decorrentes de contratos de arrendamento que transfiram os benefícios, riscos e controles no montante de R$ 178 e de R$ 10.921, respectivamente (R$ 789 e R$ 17.506 em 31 de dezembro de 2010).



50

12.2. Abertura por tempo de vida útil estimada - Consolidado

Vida úti l estimada CustoDepreciação Acumulada

S aldo em 31 de dezembro de 2011

até 5 anos 8.088 (4.728) 3.360 6 - 10 anos 33.005 (16.150) 16.855

11 - 15 anos 3.347 (1.582) 1.765 16 - 20 anos 39.665 (15.942) 23.723 21 - 25 anos 44.826 (11.040) 33.786 25 - 30 anos 41.072 (5.786) 35.286

30 anos em diante 5.086 (3.337) 1.749 M étodo da Unidade Produzida 36.152 (17.437) 18.715

211.241 (76.002) 135.239

Edificações e benfeitorias 15.264 (4.506) 10.758 Equipamentos e outros bens 195.977 (71.496) 124.481

Edificações e benfeitorias, equipamentos e outros bens

12.3. Depreciação

2011 2010 2011 2010Parcela absorvida no custeio: De bens 9.165 7.130 5.890 4.752

De gastos de exploração e produção 6.126 5.344 5.112 4.326Custo para abandono de poços capitalizado/ provisionado 440 386 396 327

15.731 12.860 11.398 9.405

Parcela registrada diretamente no resultado 1.403 1.138 946 7440 017.134 13.998 12.344 10.149




51

12.4. Redução ao valor recuperável de ativo

Exploração e Produção A avaliação de recuperabilidade dos ativos resultou em uma perda de R$ 473 que está relacionada, principalmente, aos ativos em produção no Brasil. Os campos de Petróleo e Gás Natural que apresentaram perdas encontram-se no estágio de maturidade de sua vida útil e, considerando os níveis de suas produções futuras e as suas estruturas de custos, indicaram a necessidade de redução ao seu valor recuperável. Esta avaliação também apontou que a perda por desvalorização, reconhecida em períodos anteriores para alguns Campos de Petróleo e Gás Natural, diminuiu ou deixou de existir, considerando, principalmente, o gerenciamento de reservatório que resultou em incremento da recuperação dos reservatórios, o que resultou em uma reversão no montante de R$ 61. Abastecimento Face à redução das margens dos produtos no Complexo PetroquímicaSuape em seus mercados de atuação, bem como ao aumento no investimento total dos projetos, o valor contábil do imobilizado foi determinado como maior que o seu valor recuperável e um ajuste para redução ao valor recuperável de R$ 109 em Petroquímica Suape e R$ 167 em Citepe foi reconhecido.



52

13 Intangível

13.1. Por tipo de ativos Controladora

Adquiridos

Saldo em 1º de janeiro de 2010 4.237 368 1.355 829 6.789 3.216

Adição 310 88 321 - 719 455

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

Aquisição por combinação de negócios - - - - - -

Juros capitalizados - - 26 - 26 25

Baixa (318) (3) (2) - (323) (42)

Transferências 234 (11) 32 84 339 14

Amortização (123) (119) (371) - (613) (434)

"Impairment" - constituição (56) - - - (56) -

Ajuste acumulado de conversão (140) (3) - (7) (150) -

Saldo em 31 de dezembro de 2010 78.952 320 1.361 906 81.539 78.042

Adição 829 110 336 19 1.294 411

Aquisição por combinação de negócios - - - 4 4

Juros capitalizados - - 36 - 36 36

Baixa (286) (5) (12) - (303) (172)

Transferências 22 19 (36) (4) 1 (1)

Amortização (138) (113) (341) - (592) (430)

"Impairment" - constituição (2) - - - (2) - Ajuste acumulado de conversão 277 6 - 24 307 Saldo em 31 de dezembro de 2011 79.654 337 1.344 949 82.284 77.886

Tempo de vida útil estimado - anos 25 5 5 Indefinida

Total

ConsolidadoSoftwares

Desenvolvidos Internamente

Ágio com expectativa

de rentabilidad

e futura TotalDireitos e

Concessões

13.2. Direito de exploração de petróleo - Cessão onerosa Em 31 de dezembro de 2011, o ativo intangível da Companhia inclui contrato de cessão onerosa no valor de R$ 74.808, celebrado em 2010 com a União Federal - cedente e a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP - reguladora e fiscalizadora, referente ao direito de exercer atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos localizados em blocos na área do Pré-Sal (Franco, Florim, Nordeste de Tupi, Entorno de Iara, Sul de Guará e Sul de Tupi), limitado à produção de cinco bilhões de barris equivalentes de petróleo em até 40 anos. Em 8 de fevereiro de 2012, a Companhia concluiu a perfuração do primeiro poço da cessão onerosa, cujos resultados comprovaram a extensão dos reservatórios de óleo localizados a noroeste do poço descobridor da área de Franco. Em seguida a Petrobras realizará um teste de formação para avaliar a produtividade e dará continuidade ás atividades e investimentos previstos no contrato.



53

O contrato de concessão dos direitos estabelece que na época da declaração de comercialidade das reservas haverá revisão de volumes e preços, baseada em laudos técnicos independentes. Caso a revisão venha determinar que os direitos adquiridos alcancem um valor maior do que o inicialmente pago, a Companhia poderá pagar a diferença à União Federal, reconhecendo essa diferença como um ativo intangível ou reduzir o volume total adquirido nos termos do contrato. Se a revisão determinar que os direitos adquiridos resultem em um valor menor do que o inicialmente pago pela Companhia, a União Federal irá reembolsar a diferença, em moeda corrente ou títulos, sujeito às leis orçamentárias.

Quando os efeitos da referida revisão se tornarem prováveis e mensuráveis, a Companhia efetuará os respectivos ajustes aos preços de aquisição. O contrato prevê ainda compromissos mínimos quanto à aquisição de bens e serviços de fornecedores brasileiros nas fases de exploração e desenvolvimento da produção que serão objeto de comprovação junto à ANP. No caso de descumprimento, a ANP poderá aplicar sanções administrativas e pecuniárias previstas no contrato.

13.3. Devolução à ANP de áreas na fase de exploração No exercício de 2011, os direitos sobre os blocos exploratórios devolvidos para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP totalizaram R$ 158 (R$ 40 em 2010) e são os seguintes: • Blocos - Concessão exclusiva da Petrobras:

- Bacia do Rio do Peixe: RIOP- T-41.

- Bacia de Santos: S-M-613, S-M-1356, S-M-1480.

- Bacia de Pelotas Mar: P-M-1267, P-M-1349.

- Bacia do Potiguar: POT-T-706

• Blocos em parceria (devolvidos pela Petrobras ou pelos seus operadores): - Bacia de Santos: S-M-1227. S-M-792, S-M-791, S-M-1162, S-M-320, S-M-1163, S-M-

731.

- Bacia do Espírito Santo Terra: ES-T-401.



54

13.4. Devolução à ANP de campos de petróleo e gás natural, operados pela Petrobras

No exercício de 2011, a Petrobras devolveu à ANP o Campo de Mutum, localizado na Bacia de Sergipe/Alagoas.

13.5. Concessão de serviços de distribuição de gás natural canalizado Em 31 de dezembro de 2011, o ativo intangível inclui contratos de concessão de distribuição de gás natural canalizado no Brasil no total de R$ 456, com prazos de vencimentos entre 2029 e 2043, podendo ser prorrogado. As concessões prevêem a distribuição para os setores industrial, residencial, comercial, veicular, climatização, transportes e outros. A remuneração pela prestação de serviços consiste, basicamente, na combinação de custos e despesas operacionais e remuneração do capital investido. As tarifas cobradas pelo volume de gás distribuído estão sujeitas a reajustes e revisões periódicas com o órgão regulador estadual. Ao final das concessões, os contratos prevêem indenização à Companhia dos investimentos vinculados a bens reversíveis, conforme levantamentos, avaliações e liquidações a serem realizadas com o objetivo de determinar o valor.



55

14 Atividades de exploração e avaliação de reserva de petróleo e gás As atividades de exploração e avaliação abrangem a busca por reservas de petróleo e gás desde a obtenção dos direitos legais para explorar uma área específica até a declaração da viabilidade técnica e comercial das reservas. Os montantes envolvidos nessas atividades são os seguintes:

2011 2010 2011 2010

Saldos capitalizados no ativo

Intangível 78.167 78.400 75.990 76.221

Imobilizado 19.623 15.729 11.145 9.309

Total do ativo 97.790 94.129 87.135 85.530 - - - -

Custos exploratórios reconhecidos no resultado - - - -

Despesas com geologia e geofísica 1.723 1.421 1.400 1.113

Projetos sem viabilidade econômica (inclui poços secos e bônus de assinatura) 2.504 2.081 2.243 1.495

Outras despesas exploratórias 170 302 - -

Total das despesas no exercício 4.397 3.804 3.643 2.608

Caixa utilizado nas atividades

Operacionais 1.856 1.395 1.400 1.113

Investimentos 10.736 15.600 8.942 14.297

Total do caixa utilizado no exercício 12.592 16.995 10.342 15.410


15 Fornecedores

2011 2010 2011 2010

Passivo circulante Terceiros

País 12.259 10.200 9.252 7.418

Exterior 9.159 6.511 3.016 2.150

Partes relacionadas (Nota 18.1) 834 663 10.333 14.17922.252 17.374 22.601 23.747

ControladoraConsolidado

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57

16.1. Vencimentos do principal e juros dos financiamentos no passivo não circulante


2013 4.477 2.7162014 8.324 1.8512015 10.041 2.8432016 24.887 12.8782017 em diante 88.676 22.767Total 136.405 43.055

2011

16.2. Taxas de juros dos financiamentos no passivo não circulante

2011 2010 2011 2010No exteriorAté 6% 59.202 36.705 14.709 11.912

De 6 a 8% 15.729 10.817 636 61

De 8 a 10% 2.211 1.366 0 0

De 10 a 12% 63 55 0 0

A cima de 12% 21 162 0 0

77.226 49.105 15.345 11.973

No PaísAté 6% 5.383 3.907 465 387

De 6 a 8% 32.311 29.999 9.559 8.254

De 8 a 10% 3.621 986 1.098 234

De 10 a 12% 17.672 16.670 16.588 15.582

Acima de 12% 192 0

59.179 51.562 27.710 24.457

136.405 100.667 43.055 36.430




58

16.3. Saldos por moedas no passivo não circulante

2011 2010 2011 2010Dólar norte-americano 68.012 46.440 14.451 11.852Iene 2.897 2.734 72 122Euro 4.681 214 0 0Real (*) 58.824 51.183 28.532 24.456Outras 1.991 96 0 0

136.405 100.667 43.055 36.430


(*) Em 31 de dezembro de 2011, inclui R$ 25.942 de financiamentos em moeda nacional parametrizado à variação do

dólar; e também um financiamento no exterior em reais parametrizado à variação do IGPM.

As operações de hedge, contratadas para cobertura de Notes emitidos no exterior em moedas estrangeiras, e o valor justo dos empréstimos de longo prazo estão divulgados nas Notas 31 e 32 respectivamente.

16.4. Taxa média ponderada da capitalização de juros A taxa média ponderada dos encargos financeiros da dívida utilizada para capitalização de juros sobre o saldo de obras em andamento foi de 4,6% a.a. em 2011 ( 4,0% a.a em 2010).

16.5. Captações

Os empréstimos e financiamentos se destinam, principalmente, ao desenvolvimento de projetos de produção de óleo e gás, à construção de navios e de dutos, bem como à ampliação de unidades industriais.



59

As principais captações de longo prazo realizadas em 2011 são as seguintes: a) No exterior

Empresa Data Vencimento Descrição

PifCo jan/11 10.0292016,2021

e 2041

Global notes nos montantes de US$ 2,500 milhões, US$ 2,500 e US$ 1,000milhões com cupom de 3,875% a.a., 5,375% a.a., e 6,75% a.a.respectivamente.

Charter jan/11 1.264 2018Empréstimo com Standard Shatered no montante de US$ 750 milhões -Libor mais 1,5% a.a.

PNBV mar/11 1.0792015 e 2021

Empréstimo com Bank Of Tokyo-Mitsubishi no montante de US$ 150milhões - Libor mais 1,25%a.a.; e com Banco Santander S.A., HSBCBank PLC, HSBC Bank USA, N.A. e SACE S.P.A. no montante de US$500 milhões - Libor mais 1,10% a.a.

PNBV jun/11 3.175 2018Empréstimos com Banco Santander S.A. e Grand Cayman Branch de US$1,500 milhões - Libor mais 1,476%a.a.; e com o Bank of Tokyo-Mitsubishi de US$ 500 milhões - Libor mais 1,30% a.a.

PNBV ago/11 1.0272016 e 2023

Empréstimos com Banco JP Morgan Chase Bank,N.A, Export-ImportBank of the United States no montante de US$ 300 milhões - Libor mais0,45% a.a.; e com Banco Citibank International PLC no montante de US$343 milhões - Libor mais 0,85% a.a.

PNBV dez/11 459 2018Empréstimo com o Banco Export Development Canadá de US$ 250milhões - Libor mais 1,40% a.a.

PifCo dez/11 4.4852018 e 2022

Global notes nos montantes de € 1.250 milhões e € 600 milhões comcupom de 4,875% a.a., e 5,875% a.a. respectivamente.

PifCo dez/11 1.990 2026 Global notes no montante de £ 700 milhões com cupom de 6,25% a.a.23.508

Valor (R$ milhões

equivalentes)



60

b) No país

Empresa Data Valor Vencimento Descrição

Petroquímicas Citepe e Suape

maio/11 a dez/11

1.0562022 e 2023

Financiamentos com o BNDES para implantação de unidade industrial -TJLP mais 1,36%a.a e 2,96%a.a.

Petrobras jul/11 1.023 2022Financiamento com o BNDES destinado a construção da plataforma deMexilhão - TJLP mais 2,76% a.a.

Fundo de Invest. Imobiliário - FII FCM

out/11 444 2023Emissão de cédulas de crédito imobiliários para construção de novasbases e ampliação da fábrica de lubrificantes da BR Distribuidora – IPCAmais 2,1%a.a.

Petrobras nov/11 2.500 2018Financiamento obtido com a Caixa Econômica Federal, através daemissão de Notas de Crédito à Exportação, com taxa de 111,29% damédia do CDI.

Refapmar/11 a dez/11

4872018 e 2022

Financiamentos com o BNDES de R$ 285 - TJLP mais 1,36% a.a., e2,26%a.a., e subscrição de debêntures de R$ 202 - 1,96% a.a. acima dacesta de moedas do BNDES.

5.510

16.6. Financiamentos com agências oficiais - linhas de crédito

a) No exterior

Empresa Agência Contratado Utilizado Saldo Descrição

Petrobras China Development Bank 10.000 7.000 3.000 Libor mais 2,8%a.a.

PNBV Citibank International PLC 686 343 343 Libor mais 0,85%a.a.

Valor em US$ milhões

b) No país

Empresa Agência Contratado Utilizado Saldo Descrição

Transpetro (*) BNDES 9.005 568 8.437

Programa de Modernização e Expansão da Frota(PROMEF) – TJLP mais 2,5% a.a. para equipamentosnacionais e 3% a.a. para equipamentos importados.

Refap BNDES 1.109 285 824 TJLP mais 1,36%a.a e 2,26%a.a.

Petrobras Caixa Econômica Federal 300 300 Cédula de Crédito Bancário – 110% da Média do CDI.

Petroquímicas Citepe e Suape

BNDES 1.166 1.056 110Implantação de unidade industrial – TJLP mais 1,36%a.ae 2,96%a.a.

(*) Foram assinados contratos de compra e venda de 41 navios e 20 comboios com 6 estaleiros nacionais no montante de R$ 10.005,

sendo 90% financiados pelo BNDES, Banco do Brasil e Caixa Econômica.



61

16.7. Garantias As instituições financeiras no exterior não requerem garantias à Petrobras. Os financiamentos concedidos pelo BNDES estão garantidos pelos bens financiados (tubos de aço carbono para o Gasoduto Bolívia-Brasil e embarcações). Os empréstimos obtidos por Sociedades de Propósitos Específicos - SPE estão garantidos pelos próprios ativos dos projetos, bem como penhor de direitos creditórios e ações das SPE.

17 Arrendamentos mercantis

17.1. Recebimentos / pagamentos mínimos de arrendamento mercantil financeiro (com transferência de benefícios, riscos e controles)

Controladora

Recebimentos M ínimos

Pagamentos M ínimos

Pagamentos M ínimos

257 82 2.212 1.249 157 6.606 4.067 322 2.988 5.573 561 11.806

(2.500) (296) (2.462)

3.073 265 9.344

225 82 1.922

Não circulante 2.848 183 7.422

Em 31 dezembro de 2011 3.073 265 9.344

117 175 3.149 Não circulante 2.719 191 14.976 Em 31 de dezembro de 2010 2.836 366 18.125

Circulante

Menos montante dos juros anuais

2012

Valor presente dos recebimentos/pagamentos mínimos

Circulante

Recebimentos/pagamentos de compromissos estimados2017 em diante

Consolidado

2011

2013 - 2016



62

17.2. Pagamentos mínimos de arrendamento mercantil operacional (sem transferência de benefícios, riscos e controles)

Consolidado Controladora2012 24.044 32.2912013 - 2016 55.156 78.2522017 em diante 24.932 83.337Em 31 de dezembro de 2011 104.132 193.880

Em 31 de dezembro de 2010 80.108 137.679

2011

No exercício de 2011, a Companhia pagou um montante de R$ 12.651 no Consolidado (R$ 19.074 na Controladora) reconhecido como despesa do período.

18 Partes relacionadas

18.1. Transações comerciais e outras operações As operações comerciais da Petrobras com suas subsidiárias, controladas, sociedades de propósito específico e coligadas são efetuadas a preços e condições normais de mercado. Em 31 de dezembro de 2011 e 2010, não eram esperadas perdas na realização das contas a receber. 18.1.1. Por empresa

Subsidiárias e controladas (*) Resultado Circulante Não circulante

Total Circulante Não circulante

Total

BR Distribuidora 67.527 2.579 124 2.703 (219) (19) (238)

PifCo 10.945 168 3 171 (2.781) (1.725) (4.506)

PIB-BV 13.418 7.320 5.874 13.194 (2.023) (196) (2.219)

Gaspetro 5.208 1.490 786 2.276 (1.411) 0 (1.411)

Downstream 2.420 141 145 286 (224) 0 (224)

Transpetro 565 342 0 342 (624) 0 (624)

PBEN 554 134 0 134 (7) 0 (7)

Brasoil 228 0 3.519 3.519 (177) (457) (634)

Termoelétricas 213 155 226 381 (124) (647) (771)

PNBV -243 38 16 54 (2.543) 0 (2.543)

Outras controladas 432 716 972 1.688 (785) (1.600) (2.385)

101.267 13.083 11.665 24.748 (10.918) (4.644) (15.562)

Sociedade de Propósito Específico - SPECDMPI (51) 0 0 0 (183) (2.287) (2.470)

PDET Off Shore (83) 0 61 61 (305) (1.254) (1.559)

NTN (26) 495 72 567 (429) (860) (1.289)

NTS (20) 475 35 510 (465) (734) (1.199)

(180) 970 168 1.138 (1.382) (5.135) (6.517)

Coligadas 14.293 253 7 260 (89) (58) (147)

115.380 14.306 11.840 26.146 (12.389) (9.837) (22.226)(*) Inclui suas controladas e controladas em conjunto.

2011Controladora

Ativo Passivo



63

18.1.2. Por conta

Resultado CirculanteNão

circulanteTotal Circulante

Não circulante

Total

ResultadoReceitas operacionais, principalmente por vendas 115.522 0

Variações monetárias e cambiais líquidas 881 0

Receitas (despesas) financeiras líquidas (1.023) 0

Ativo 0

Contas a receber 14.306 11.840 26.146 Contas a receber, principalmente por vendas 13.584 13.584

Dividendos a receber 722 722

Operações de mútuo 9.908 9.908

Adiantamento para aumento de capital 317 317

Valores vinculados à construção de gasoduto 786 786

Ressarcimento a receber 383 383

Outras operações 446 446

PassivoArrendamentos mercantis financeiros (1.918) (7.382) (9.300)

Financiamentos sobre operações de créditos 0 (2.182) (2.182)

Fornecedores (10.333) (10.333)

Compras de petróleo, derivados e outras (7.630) (7.630)

Afretamento de plataformas (2.333) (2.333)

Adiantamento de clientes (359) (359)

Outros (11) (11)

Outras operações (138) (273) (411)

Em 2011 115.380 14.306 11.840 26.146 (12.389) (9.837) (22.226)

Em 2010 97.553 10.239 29.888 40.127 (17.520) (15.328) (32.848)

Controladora2011

Ativo Passivo

18.1.3. Taxas de operações de mútuo As operações de mútuo são realizadas de acordo com as condições de mercado e legislação aplicável, conforme a seguir:

Indexador 2011 2010

LIBOR + 1 a 3%a.a. 5.807 24.1742% a.a. 3.150 3.0111,7% a.a. 145 183IGPM + 6%a.a. 153 146101% do CDI 108 115Outras Taxas 545 456

9.908 28.085

Controladora



64

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

2011 2010

2.474 206

6.840 7.758

153 426

Cessões de direitos performados (681) (622)

Total classificado no ativo circulante 8.786 7.768

Cessões de direitos não performados (9.639) (15.933)

Total classificado no passivo circulante (9.639) (15.933)

Receita financeira 210 184

Despesa financeira (1.202) (1.441)

Resultado financeiro l íquido (992) (1.257)

Aplicações financeiras

Títulos e valores mobiliários

Encargos financeiros a aprop riar

18.3. Garantias concedidas A Petrobras tem como procedimento conceder garantias às subsidiárias e controladas para algumas operações financeiras realizadas no exterior. As garantias oferecidas pela Petrobras são efetuadas com base em cláusulas contratuais que suportam as operações financeiras entre as subsidiárias e terceiros, garantindo a compra da dívida em caso de inadimplência por parte das subsidiárias e controladas.



65

Em 31 de dezembro de 2011, as operações financeiras realizadas por estas subsidiárias e garantidas pela Petrobras apresentam os seguintes saldos a liquidar:

2010

PNBV PifCo PIB-BVRef. Abreu

e LimaTAG Total Total

2011 0 0 0 0 0 - 8.108

2012 3.126 4.877 0 0 0 8.003 1.532

2013 80 702 0 0 0 782 730

2014 463 1.149 0 0 0 1.612 1.784

2015 2.264 0 0 0 0 2.264 4.140

2016 3.428 7.785 0 0 0 11.213 2.103

2017 em diante 17.288 30.617 1.079 9.773 11.736 70.493 37.635

26.649 45.130 1.079 9.773 11.736 94.367 56.032

Data de Vencimento das

Operações

2011

18.4. Fundo de investimento no exterior de subsidiárias Em 31 de dezembro de 2011, as subsidiárias PifCo e Brasoil mantinham recursos investidos em fundo de investimento no exterior, que detinha, entre outros, títulos de dívidas de empresas do Sistema Petrobras e de Sociedade de Propósito Específico relacionados a projetos da Companhia, principalmente aos projetos CLEP, Malhas e Marlim Leste (P-53) e Gasene, equivalentes a R$ 14.527 (R$ 14.048 em 31 de dezembro de 2010). Esses valores, referentes às empresas que são consolidadas, foram compensados no saldo de financiamentos nos passivos circulante e não circulante.



66

18.5. Transações com controladas em conjunto, coligadas, entidades governamentais e fundos de pensão As transações significativas resultaram nos seguintes saldos:

Ativo Passivo Ativo Passivo

Controladas em conjunto e coligadas 1.314 783 1.282 714 Distribuidoras de gás 876 355 817 407 Braskem e suas controladas 163 134 162 103 Outras emp resas controladas em conjunto e coligadas 275 294 303 204

- - - - Entidades governamentais e fundos de pensão 41.934 67.795 42.825 56.007 Títulos Governamentais 26.486 - 31.098 - Banco do Brasil S.A. (BB) 8.066 11.822 5.067 9.415 Dep ósitos vinculados para p rocessos judiciais (CEF e BB) 3.175 - 2.466 - Setor Elétrico (nota 18.6) 2.952 - 3.145 - Conta de petróleo e álcool - créditos junto ao Governo Federal (nota 18.7) 832 - 822 -

BNDES 7 40.891 3 36.320 Caixa Econômica Federal (CEF) 1 8.184 2 5.662 Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - 3.869 - 2.568 Governo Federal - Dividendos Prop ostos e JCP - 1.119 - 1.118 Petros (Fundo de Pensão) - 353 - 501 Outros 415 1.557 222 423

- - - - 43.248 68.578 44.107 56.721

- - - -

Consolidado2011 2010

Os saldos estão classificados no Balanço Patrimonial conforme abaixo:

Ativo Passivo Ativo PassivoAtivo Circulante 33.266 - 35.444 - Caixa e equivalentes de caixa 12.079 - 5.424 - Títulos e valores mobiliários 16.785 - 25.525 - Contas a Receber, líquidas 4.268 - 4.355 - Outros ativos circulantes 134 - 140 -

- - - - Não Circulante 9.982 - 8.663 -

Conta petróleo e álcool - STN 832 - 822 - Títulos e valores mobiliários 5.638 - 5.177 - Depósitos judiciais 3.175 - 2.468 - Outros ativos realizáveis a longo prazo 337 - 196 -

- - - - Passivo Circulante - 11.677 - 8.963

Financiamentos - 4.726 - 3.667 Dividendos propostos - 1.848 - 1.596 Outros passivos circulantes - 5.103 - 3.700

- - - - Passivo Não Circulante - 56.901 - 47.758

Financiamentos - 56.786 - 47.634 Outros passivos não circulantes - 115 - 124

43.248 68.578 44.107 56.721

Consolidado2011 2010



67

18.6. Recebíveis do setor elétrico A Companhia possui recebíveis do setor elétrico relacionados ao fornecimento de combustíveis a usinas de geração termoelétrica, controladas diretas ou indiretas da Eletrobrás, localizadas na região norte do país. Parte dos custos do fornecimento de combustível para essas térmicas são suportados pelos recursos da Conta de Consumo de Combustível - CCC, gerenciada pela Eletrobrás. A Companhia também fornece combustível para os Produtores Independentes de Energia - PIE, empresas criadas com a finalidade de produzir energia exclusivamente para a Amazônia Distribuidora S. A. - ADESA, controlada direta da Eletrobrás, cujos pagamentos de fornecimento de combustível dependem diretamente do repasse de recursos da ADESA para aqueles PIE. O saldo desses recebíveis em 31 de dezembro de 2011 era R$ 2.952 (R$ 3.145 em 31 de dezembro de 2010), dos quais R$ 2.426 estavam vencidos (R$ 2.372 em 31 de dezembro de 2010). A Companhia tem feito cobranças sistemáticas aos devedores e à própria Eletrobrás e pagamentos parciais têm sido realizados.

18.7. Contas petróleo e álcool - STN Em 31 de dezembro de 2011, o saldo da conta era de R$ 832 (R$ 822 em 31 de dezembro de 2010) e poderá ser quitado pela União por meio da emissão de títulos do Tesouro Nacional, de valor igual ao saldo final do encontro de contas com a União, de acordo com o previsto na Medida Provisória nº 2.181, de 24 de agosto de 2001, ou mediante compensação com outros montantes que a Petrobras porventura estiver devendo ao Governo Federal, na época, inclusive os relativos a tributos ou uma combinação das operações anteriores. Visando concluir o encontro de contas com a União, a Petrobras prestou todas as informações requeridas pela Secretaria do Tesouro Nacional - STN - para dirimir as divergências ainda existentes entre as partes. Considerando-se esgotado o processo de negociação entre as partes, na esfera administrativa, a Companhia decidiu pela cobrança judicial do referido crédito tendo, para isto, ajuizado ação em julho de 2011.



68

18.8. Remuneração de empregados e dirigentes

O Plano de Cargos e Salários e de Benefícios e Vantagens da Petrobras e a legislação específica estabelecem os critérios para todas as remunerações atribuídas pela Companhia a seus empregados e dirigentes.

As remunerações de empregados, incluindo os ocupantes de funções gerenciais, e dirigentes da Petrobras relativas ao mês de dezembro de 2011 e 2010 foram as seguintes:

2011 2010

Remuneração por empregado Menor remuneração 2.024,49 1.801,35

Remuneração média 10.652,30 9.522,21

Maior remuneração 67.494,48 60.965,12

Remuneração por dirigente da Petrobras (maior) 81.289,05 69.539,03

Expresso em reais

O total da remuneração de benefícios de curto prazo para a administração da Petrobras durante o exercício de 2011 foi de R$ 12,5 (R$ 8,7 em 2010) referentes a sete diretores e nove conselheiros.

Os honorários da diretoria e do conselho de administração em 2011 no consolidado totalizaram R$ 45,0 (R$ 35,9 em 2010). A Petrobras iniciou o processo de eleição do representante de seus empregados para o Conselho de Administração, conforme estabelecido Lei Federal 12.353/2010. Desta forma, o Conselho passará a ter dez membros e a nomeação será ratificada pelos acionistas na próxima Assembleia Geral Ordinária.



69

19 Provisões para desmantelamento de áreas

Passivo não circulante 2011 2010 2011 2010

S aldo inicial 6.505 4.790 6.072 4.419 Revisão de p rovisão 2.455 1.795 2.288 1.594

Utilização por pagamentos (488) (482) (328) (158)

Atualização de juros 210 229 209 217

Outros 157 173S aldo final 8.839 6.505 8.241 6.072


20 Impostos, contribuições e participações

20.1. Impostos a recuperar

Ativo circulante2011 2010 2011 2010

Impostos no país: ICM S 3.186 2.634 2.016 1.662 PIS/COFINS 5.146 3.407 4.766 3.021 CIDE 144 66 144 66 Imposto de renda 2.251 1.442 1.692 748 Contribuição social 615 333 521 189 Outros imp ostos 422 397 233 225

11.764 8.279 9.372 5.911

Impostos no exterior 1.082 488 0 0

12.846 8.767 9.372 5.911




70

20.2. Impostos, contribuições e participações a recolher

Passivo circulante2011 2010 2011 2010

ICM S 2.178 1.954 1.945 1.622PIS/COFINS 579 1.119 483 848CIDE 477 749 472 684Participação especial/Royalties 5.190 3.618 5.142 3.583Imposto de renda e contribuição social retidos na fonte 831 657 787 640

Imposto de renda e contribuição social correntes 494 858 0 0Outras taxas 1.220 1.105 429 460

10.969 10.060 9.258 7.837


20.3. Impostos e contribuição social diferidos

2011 2010 2011 2010

Ativo não circulanteImposto de renda e contribuição social diferidos 8.042 6.365 3.171 2.951ICM S diferido 2.199 2.394 1.742 2.005PIS e COFINS diferidos 6.543 8.048 4.592 6.834Outros 472 231 0 0

17.256 17.038 9.505 11.790

Passivo não circulanteImposto de renda e contribuição social diferidos 33.230 25.863 29.408 21.808Outros 38 35 0 0

33.268 25.898 29.408 21.808


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71

20.4

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72

b) Realização do imposto de renda e da contribuição social diferidos A Administração considera que os créditos fiscais diferidos ativos serão realizados na proporção da realização das provisões e da resolução final dos eventos futuros, ambos baseados em projeções efetuadas. A expectativa de realização dos ativos e passivos fiscais diferidos é a seguinte:

Ativos Passivos Ativos Passivos

2012 3.217 4.135 1.846 3.057

2013 591 2.494 13 2.149

2014 557 2.681 4 2.185

2015 607 2.320 47 2.033

2016 1.062 2.506 636 2.264

2017 316 2.417 6 2.2112018 630 2.931 20 1.879

2019 em diante 1.062 13.746 599 13.630

Parcela registrada contabilmente 8.042 33.230 3.171 29.408

Parcela não registrada contabilmente 1.563 0 0 0

Total 9.605 33.230 3.171 29.408

Imposto de Renda e CS LL diferidos


Em 31 de dezembro de 2011, a Companhia possuía créditos tributários não registrados no montante de R$ 1.563 (R$ 1.804 em 31 de dezembro de 2010) decorrentes de prejuízos fiscais acumulados, oriundos, principalmente, das atividades de exploração e produção de óleo e gás nos Estados Unidos no valor de R$ 1.199 (US$ 639 milhões), cujo prazo de prescrição é de 20 anos, a partir da data de sua constituição.



73

20.5. Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro A reconciliação dos impostos apurados conforme alíquotas nominais e o valor dos impostos registrados nos exercícios de 2011 e 2010 estão apresentados a seguir:

2011 2010 2011 2010

Lucro antes dos impostos 44.351 47.908 41.568 43.799

Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%) (15.079) (16.289) (14.133) (14.892)

Ajustes para apuração da alíquota efetiva: -

• Crédito em razão da inclusão de JCP como despesas operacionais 3.548 3.455 3.548 3.455

• Resultado de empresas no exterior com alíquotas diferenciadas 622 601 -

• Incentivos fiscais 386 157 87 131

• Prejuízos Fiscais (588) (83) -

• Exclusões/(Adições) permanentes, líquidas*

(466) (221) 1.528 2.153

• Créditos fiscais de empresas no exterior em fase exploratória (1) (31) -

• Outros 337 384 503 390

Despesa com imposto de renda e contribuição social (11.241) (12.027) (8.467) (8.763)

Imposto de renda e contribuição social diferidos (6.157) (5.784) (7.208) (5.149)Imposto de renda e contribuição social correntes (5.084) (6.243) (1.259) (3.614)

(11.241) (12.027) (8.467) (8.763)

Alíquota efetiva de imposto de renda e contribuição social 25,3% 25,1% 20,4% 20,0%


* Inclui equivalência patrimonial



74

21 Benefícios concedidos a empregados Os saldos relativos a benefícios concedidos a empregados estão representados a seguir:

2011 2010 2011 2010

Passivo Planos de pensão 5.059 4.795 4.568 4.377

Planos de saúde 13.021 11.786 12.125 10.994

18.080 16.581 16.693 15.371 - -

Circulante 1.427 1.303 1.341 1.209

Não circulante 16.653 15.278 15.352 14.162


21.1. Planos de pensão no país - Benefício definido e contribuição variável A Fundação Petrobras de Seguridade Social (Petros) foi constituída pela Petrobras como uma pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, com autonomia administrativa e financeira. a) Plano Petros - Fundação Petrobras de Seguridade Social O Plano Petros é um plano de previdência de benefício definido, instituído pela Petrobras em julho de 1970, que assegura aos participantes uma complementação do benefício concedido pela Previdência Social, e é direcionado aos empregados da Petrobras e de subsidiárias. O plano está fechado aos empregados admitidos a partir de setembro de 2002. A avaliação do plano de custeio da Petros é procedida por atuários independentes, em regime de capitalização, para a maioria dos benefícios. As patrocinadoras efetuam contribuições regulares em valores iguais aos valores das contribuições dos participantes (empregados, assistidos e pensionistas), ou seja, de forma paritária. Na apuração de eventual déficit no plano de benefício definido este deverá ser equacionado por participantes e patrocinadores, conforme Emenda Constitucional nº 20/1998 e Lei Complementar nº 109/2001, observada a proporção quanto às contribuições normais vertidas no exercício em que for apurado aquele resultado.



75

Em 31 de dezembro 2011, os saldos dos Termos de Compromisso Financeiro - TCF, assinados em 2008 pela Companhia e a Petros, totalizavam R$ 5.076 (R$ 4.784 na Controladora), dos quais R$ 49 (R$ 47 na Controladora), de juros vencem em 2012. Os compromissos dos TCF têm prazo de vencimento em 20 anos com pagamento de juros semestrais de 6% a.a. sobre o saldo a pagar atualizado. As Notas do Tesouro Nacional de longo prazo, mantidas na carteira como garantia dos TCF, totalizavam R$ 5.079 (R$ 4.816 na Controladora). As contribuições esperadas das patrocinadoras para 2012 são de R$ 622 (R$ 585 na Controladora). b) Plano Petros 2 - Fundação Petrobras de Seguridade Social O Plano Petros 2 foi implementado em julho de 2007, na modalidade de contribuição variável, pela Petrobras e controladas que assumiram o serviço passado das contribuições correspondentes ao período em que os participantes estiveram sem plano, a partir de agosto de 2002, ou da admissão posterior, até 29 de agosto de 2007. O plano está aberto para novas adesões, mas não haverá o pagamento de serviço passado. Os desembolsos do serviço passado são realizados, mensalmente, durante o mesmo número de meses em que o participante ficou sem plano. A parcela desse plano com característica de benefício definido refere-se à cobertura de risco com invalidez e morte, garantia de um benefício mínimo e renda vitalícia, sendo que os compromissos atuariais relacionados estão registrados de acordo com o método da unidade de crédito projetada. A parcela do plano com característica de contribuição definida destina-se à formação de reserva para aposentadoria programada, cujas contribuições são reconhecidas no resultado de acordo com o pagamento. Em 2011, a contribuição da Companhia para parcela de contribuição definida totalizou R$ 474. (R$ 441 na Controladora). As contribuições esperadas das patrocinadoras para 2012 são de R$ 510, sendo R$ 106 referente a parcela de benefício definido e R$ 404 referente a parcela de contribuição definida. (R$ 101 e R$ 386, respectivamente, na Controladora).



76

21.2. Planos de pensão no exterior - Benefício definido A Companhia também patrocina planos de pensão no exterior, com características de benefício definido, por meio de controladas na Argentina, Japão e outros países. A maioria dos planos é financiada, onde os ativos são mantidos em trustes, fundações ou entidades similares que são regidas pelas regulamentações locais. Em 2011, as contribuições da Companhia para estes planos totalizaram o montante equivalente a R$ 8.

21.3. Ativos dos planos de pensão A estratégia de investimentos para ativos dos planos de benefícios é reflexo de uma visão de longo prazo, de uma avaliação dos riscos inerentes às diversas classes de ativos, bem como da utilização da diversificação como mecanismo de redução de risco da carteira. A carteira de ativos do plano deverá obedecer às normas definidas pelo Conselho Monetário Nacional. Os fundos de renda fixa detém a maior concentração de investimentos, distribuídos principalmente em títulos públicos e privados. A meta da distribuição de ativos para o período entre 2012 e 2016 é de: 40% a 75% em renda fixa, 20% a 45% em renda variável, de 1,5% a 8% em imóveis, 0% a 15% em empréstimos a participantes 2,5% a 12% em projetos estruturados e de 0% a 3% em investimentos no exterior. Os ativos dos planos de pensão, segregados por nível de mensuração, são os seguintes:

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Títulos p úblicos 16.158 0 0 16.158 15.800

Outros investimentos 0 165 0 165 122

Renda variável 13.023 3.093 6.586 22.702 46% 18.274 40%

Ações à vista 13.023 0 0 13.023 10.456

Fundos de Private Equity 0 2.948 6.585 9.533 7.780

Outros investimentos 0 145 1 146 38

Imóveis 0 0 1.800 1.800 4% 1.462 4%

47.900 97% 44.413 98%

Empréstimos a participantes 1.441 3% 1.131 2%

49.341 100% 45.544 100%

2011 2010



77

Em 31 de dezembro de 2011, os investimentos incluem ações ordinárias e preferenciais da Petrobras no valor de R$ 846 e de R$ 696, respectivamente, e imóveis alugados pela Companhia no valor de R$ 347. Os ativos de empréstimos concedidos a participantes são avaliados ao custo amortizado, o que se aproxima do valor de mercado. A movimentação do valor justo de ativos avaliados com o emprego de fluxo de caixa descontado, classificados como Nível 3, é a seguinte:

Fundos de Private Equity Imóveis

Outros investimentos Total

Em 31 de dezembro de 2010 5.622 1.462 1 7.085

Rentabilidade dos ativos 859 14 0 873

Compras e vendas, líquidas 104 324 0 428

Em 31 de dezembro de 2011 6.585 1.800 1 8.386

Movimentação do Nível 3

A rentabilidade esperada dos investimentos, baseada nas expectativas de mercado, é de 8%a.a. para ativos de renda variável e 6% a.a. para ativos de renda fixa e para outros investimentos, resultando numa taxa de juros média de 6,49% a.a.

21.4. Plano de Saúde - Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS) A Petrobras e subsidiárias mantêm um plano de assistência médica (AMS), que cobre todos os empregados das empresas no Brasil (ativos e inativos) e dependentes. O plano é administrado pela própria Companhia e os empregados contribuem com uma parcela mensal pré-definida para cobertura de grande risco e com uma parcela dos gastos incorridos referentes às demais coberturas, ambas estabelecidas conforme tabelas de participação baseadas em determinados parâmetros, incluindo níveis salariais, além do benefício farmácia que prevê condições especiais na aquisição, em farmácias cadastradas distribuídas em todo o território nacional, de certos medicamentos. O plano de assistência médica não está coberto por ativos garantidores. O pagamento dos benefícios é efetuado pela Companhia com base nos custos incorridos pelos participantes.

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80

c) Variações entre valores estimados e incorridos

As variações entre os valores estimados e os efetivamente incorridos, nos últimos 3 anos, foram os seguintes:

2011 2010 2009 2011 2010 2009

Ganhos/(perdas) dos planos de pensão

Obrigação atuarial (125) 118 (381) 109 28 (417)

Ativos de planos de pensão (886) 1.996 3.423 (1.100) 1.928 3.357 - - - - - - Ganhos/(perdas) dos planos de saúde - - - - - -

Obrigação atuarial 1.320 414 663 1.232 406 637


d) Variação nos custos com assistência médica

A variação de 1% nas premissas de custos médicos teria os seguintes impactos:

1% de 1% de 1% de 1% de

acréscimo redução acréscimo redução

Obrigação atuarial 2.305 (1.886) 2.125 (1.739)

Custo do serviço e juros 299 (240) 274 (221)


e) Premissas atuariais adotadas no cálculo

2011 2010

Taxa de desconto Inflação: 5,6% a 4,34% a.a (1) + Juros: 5,58% a.a (2) Inflação: 5,3% a 4,3% a.a (1) + Juros: 5,91% a.a (2)

Taxa de crescimento salarial Inflação: 5,6% a 4,34% a.a(1) + 2,080% a 3,188% a.a Inflação: 5,3% a 4,3% a.a(1) + 2,220% a.a

Taxa de retorno esp erada dos ativos de p lanos de p ensão

Inflação: 5,6% a.a + Juros: 6,49% a.a Inflação: 5,3% a.a + Juros: 6,78% a.a

Taxa de rotatividade dos p lanos de saúde 0,652% a.a (3) 0,660% a.a (3)

Taxa de rotatividade dos p lanos de p ensão Nula NulaTaxa de variação de custos médicos e hosp italares 8,96% a 4,34%a.a (4) 7,89% a 4,3%a.a (4)

Tábua de mortalidade AT 2000, específica p or sexo AT 2000, esp ecífica p or sexo

Tábua de invalidez TASA 1927/ Z immemann ajustada (5) TASA 1927/ Z immemann ajustada (5)

Tábua de mortalidade de inválidos AT 49, esp ecífica por sexo AT 49, esp ecífica por sexo (1) Inflação linearmente decrescente nos próximos 5 anos quando se torna constante. (2) A Companhia utiliza uma metodologia para apuração de uma taxa real equivalente a partir da curva futura de retorno dos títulos de mais longo prazo do governo, considerando-se no cálculo desta taxa o perfil de maturidade das obrigações de pensão e saúde. (3) Rotatividade média que varia de acordo com a idade e tempo de serviço. (4) Custos médicos e hospitalares taxa decrescente atingindo nos próximos 30 anos a expectativa de inflação projetada de longo prazo. (5) Tábua de invalidez: Zimmermann ajustada para o Plano Petros 2.



81

21.6. Outros planos de contribuição definida A Petrobras por meio de suas controladas no país e no exterior também patrocina planos de aposentadoria aos empregados de contribuição definida. As contribuições pagas no exercício de 2011, reconhecidas no resultado, totalizaram R$ 24.

22 Participação nos lucros ou resultados A participação dos empregados nos lucros ou resultados (PLR) tem por base as disposições legais vigentes, bem como as diretrizes estabelecidas pelo Departamento de Coordenação e Governança das Empresas Estatais - DEST, do Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, e pelo Ministério de Minas e Energia, estando relacionada ao lucro líquido consolidado antes da participação de empregados e administradores e do resultado atribuível aos acionistas não controladores. No exercício de 2011, a Companhia, fundamentada nas premissas sob referência, provisionou R$ 1.560 de PLR (R$ 1.691 em 2010), conforme a seguir:

2011 2010Lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 33.313 35.189

Resultado atribuível aos não controladores (203) 712 (* )

Participação nos lucros ou resultados 1.560 1.691 Lucro antes das participações - base de cálculo 34.670 37.592 Percentual estabelecido 4,5% 4,5%Participação nos lucros ou resultados 1.560 1.691

(*) Resultado atribuível aos não controladores divulgado em 2010, base para determinação da PLR. A participação dos administradores nos lucros ou resultados será objeto de deliberação pela Assembleia Geral Ordinária, de 2012, na forma disposta pelos artigos 41 e 56 do Estatuto Social da Companhia e pelas normas federais específicas.



82

23 Patrimônio líquido

23.1. Capital social realizado Em 31 de dezembro de 2011, o capital subscrito e integralizado no valor de R$ 205.380 está representado por 7.442.454.142 ações ordinárias e 5.602.042.788 ações preferenciais, todas nominativas, escriturais e sem valor nominal. Aumento de capital com reservas em 2011 A Assembleia Geral Extraordinária, realizada em conjunto com a Assembleia Geral Ordinária de Acionistas, em 28 de abril de 2011, aprovou o aumento do capital social da Companhia de R$ 205.357 para R$ 205.380, mediante a capitalização de parte da reserva de lucros de incentivos fiscais constituída em 2010, no montante de R$ 23, em atendimento ao artigo 35, parágrafo 1º, da Portaria nº 2.091/07 do Ministro do Estado da Integração Nacional. Essa capitalização foi efetivada sem a emissão de novas ações, de acordo com o artigo 169, parágrafo 1º, da Lei nº 6.404/76. Aumento de capital com reservas em 2012 A Administração da Petrobras está propondo à Assembleia Geral Extraordinária, a ser realizada em conjunto com a Assembleia Geral Ordinária de Acionistas de 2012, o aumento do capital social da Companhia de R$ 205.380 para R$ 205.392, mediante a capitalização de parte de reservas de lucros de incentivos fiscais constituída em 2011, no montante de R$ 12.

23.2. Contribuição adicional de capital a) Gastos com emissão de ações

A oferta global de ações, realizada no exercício de 2010, gerou custo de captação no montante de R$ 477, líquido de impostos.

b) Mudança de participação em controladas Inclui o valor das diferenças entre o valor pago e o montante contábil decorrentes das variações de participações em controladas que não resultem em perda de controle, considerando que se tratam de transações de capital, ou seja, transações com os acionistas, na qualidade de proprietários.



83

23.3. Reservas de lucros a) Reserva legal

É constituída mediante a apropriação de 5% do lucro líquido do exercício, em conformidade com o artigo 193 da Lei das Sociedades por Ações.

b) Reserva estatutária Constituída mediante a apropriação do lucro líquido de cada exercício de um montante equivalente a, no mínimo, 0,5% do capital social integralizado no fim do exercício e destina-se ao custeio dos programas de pesquisa e desenvolvimento tecnológico. O saldo desta reserva não pode exceder a 5% do capital social integralizado, de acordo com o artigo 55 do Estatuto Social da Companhia.

c) Reserva de incentivos fiscais É constituída mediante destinação de parcela do resultado do exercício equivalente aos incentivos fiscais, decorrentes de doações ou subvenções governamentais, em conformidade com o artigo 195-A da Lei das Sociedades por Ações. Essa reserva somente poderá ser utilizada para absorção de prejuízos ou aumento de capital social. No exercício de 2011, foram destinados do resultado R$ 81, referentes ao incentivo para subvenção de investimentos no âmbito das Superintendências de Desenvolvimento do Nordeste (SUDENE) e da Amazônia (SUDAM), dos quais R$ 12 referem-se à realização de parte dos depósitos para reinvestimentos com recursos do imposto de renda.

d) Reserva de retenção de lucros É destinada à aplicação em investimentos previstos em orçamento de capital, principalmente nas atividades de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás, em conformidade com o artigo 196 da Lei das Sociedades por Ações. O Conselho de Administração está propondo a manutenção no patrimônio líquido, em reserva de retenção de lucros, do montante de R$ 18.347, sendo R$ 18.337 proveniente do lucro do exercício de 2011 e R$ 10 do saldo remanescente de lucros acumulados, que se destina a atender parcialmente o programa anual de investimentos estabelecidos no orçamento de capital do exercício de 2012, a ser deliberado em Assembleia Geral de Acionista de 2012.



84

23.4. Ajuste de avaliação patrimonial

a) Ajuste acumulado de conversão Incluem as diferenças de conversão para real das demonstrações contábeis das empresas com moeda funcional diferente da Controladora.

b) Outros resultados abrangentes Incluem as variações de valor justo envolvendo ativos financeiros disponíveis para venda, hedge de fluxo de caixa e os ajustes por adoção do custo atribuído do setor petroquímico na data de transição.

23.5. Dividendos Aos acionistas é garantido um dividendo e/ou juros sobre o capital próprio de pelo menos 25% do lucro líquido do exercício ajustado, calculado nos termos do artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações. As ações preferenciais têm prioridade no caso de reembolso do capital e no recebimento dos dividendos, no mínimo, de 3% do valor do patrimônio líquido da ação, ou de 5% calculando sobre a parte do capital representada por essa espécie de ações, prevalecendo sempre o maior. A proposta do dividendo relativo ao exercício de 2011, que está sendo encaminhada pela Administração da Petrobras à aprovação dos acionistas na Assembleia Geral Ordinária de 2012, no montante de R$ 12.001, atende aos direitos garantidos estatutariamente às ações preferenciais e está sendo proposto indistintamente às ações ordinárias e preferenciais. Esse dividendo proposto alcançou 38,25% do lucro básico porque os direitos dos preferencialistas, de prioridade de 3% da parcela do patrimônio líquido representativa das ações preferenciais, ficou superior ao dividendo mínimo equivalente a 25% sobre o lucro básico. No exercício de 2010, no dividendo proposto, indistintamente às ações ordinárias e preferenciais equivalente a 35,50% do lucro, prevaleceu o critério de 5% da parcela do capital social representativa das ações preferenciais, também em atendimento aos direitos estatutários dos preferencialistas.



85

Demonstração do lucro básico para cálculo dos dividendos:

2011 2010

Lucro líquido do exercício (Controladora) 33.101 35.036

Ap rop riação: - -

Reserva legal (1.655) (1.752)

Reserva de incentivos fiscais (81) (250)

Outras reversões/adições: 10 -

Lucro básico para determinação do dividendo 31.375 33.034

Dividendos p ropostos, equivalente a 38,25 % do lucro básico - R$0,92 por ação (35,50 % em 2010, R$ 1,03 por ação) composto de: -

Juros sobre o cap ital p róp rio 10.436 10.163

Dividendos 1.565 1.565

Total de dividendos propostos 12.001 11.728

M enos: -

Juros sobre o cap ital p róp rio pagos antecipadamente (7.827) (7.945)

Atualização dos juros sobre o cap ital p róp rio antecipados (296) (188)

S aldo de dividendos propostos 3.878 3.595

Os dividendos propostos em 31 de dezembro de 2011, no montante de R$ 12.001 incluem juros sobre capital próprio no total de R$ 10.436, aprovados pelo Conselho de Administração da seguinte forma:

ParcelaData aprovação

Conselho Administração

Data posição acionária

Data de pagamento

Valor da parce la

Valor bruto por ação (O N e PN)

(R$)

1ª. parcela JCP 29.04.2011 11.05.2011 31.05.2011 2.609 0,20

2ª. parcela JCP 22.07.2011 02.08.2011 31.08.2011 2.609 0,20

3ª. parcela JCP 28.10.2011 11.11.2011 30.11.2011 2.609 0,20

4ª. parcela JCP 22.12.2011 02.01.2012 2.609 0,20

Dividendos 09.02.2012 1.565 0,12

12.001 0,92



86

As parcelas dos juros sobre o capital próprio distribuídas antecipadamente em 2011 serão descontadas dos dividendos propostos para este exercício, corrigidas pela taxa SELIC desde a data de seu pagamento até 31 de dezembro de 2011. A parcela final de juros sobre o capital próprio será disponibilizada até 30 de março de 2012 e os dividendos serão pagos na data que vier a ser fixada em Assembleia Geral Ordinária de Acionistas, e terão os seus valores atualizados monetariamente, a partir de 31 de dezembro de 2011 até a data de início do pagamento, de acordo com a variação da taxa SELIC. Os juros sobre o capital próprio estão sujeitos à retenção de imposto de renda na fonte de 15%, exceto para os acionistas imunes e isentos, conforme estabelecido na Lei nº 9.249/95. Esses juros foram imputados aos dividendos do exercício, na forma prevista no Estatuto Social da Companhia, contabilizados no resultado operacional, conforme requerido pela legislação fiscal, e foram revertidos contra lucros acumulados, conforme determina a Deliberação CVM nº 207/96, resultando em um crédito tributário de imposto de renda e contribuição social no montante de R$ 3.548 (R$ 3.455 em 2010).

23.6. Lucro por Ação

2011 2010 2011 2010

Lucro líquido atribuível aos acionistas da Petrobras 33.313 35.189 33.101 35.036

Média ponderada da quantidade de ações ordinárias e preferenciais em circulação ( nº. Ações) 13.044.496.930 9.872.826.065 13.044.496.930 9.872.826.065 Lucro líquido básico e diluído por ação ordinária e preferencial ( R$ por ação) 2,55 3,57 2,54 3,55




87

24 Receita de vendas

2011 2010 2011 2010

Receita bruta de vendas 306.234 266.060 241.042 204.595

Encargos de vendas (62.058) (54.218) (57.221) (48.108)

Receita de vendas 244.176 211.842 183.821 156.487


25 Despesas por natureza

2011 2010 2011 2010

Matéria-prima / produtos adquiridos (95.484) (77.437) (68.529) (53.405)

Serviços contratados, fretes, aluguéis e encargos gerais (25.200) (22.915) (17.612) (13.284)

Participação governamental (27.205) (20.315) (26.507) (19.810)

Despesas com pessoal e benefícios (18.908) (16.697) (14.715) (12.185)

Depreciação, depleção e amortização (17.739) (14.612) (12.901) (10.813)

(184.536) (151.976) (140.264) (109.497)

Custo do produto vendido (166.939) (135.617) (124.320) (96.134) Despesas com vendas (8.950) (8.557) (9.915) (7.920) Despesas gerais e administrativas (8.647) (7.802) (6.029) (5.443)

(184.536) (151.976) (140.264) (109.497)


26 Outras despesas operacionais, líquidas

2011 2010 2011 2010

Planos de pensão e saúde (1.555) (1.552) (1.439) (1.454) Paradas não p rogramadas e gastos p ré-operacionais (1.466) (623) (1.097) (613) Relações institucionais e p rojetos culturais (1.439) (1.234) (1.275) (1.132)

Gastos com segurança, meio ambiente e saúde (772) (369) (649) (451) Ajuste ao valor de mercado dos estoques (1.046) (603) (227) (61)

Acordos Coletivos de Trabalho (700) (647) (655) (577)

Perdas com p rocessos judiciais e administrat ivos (670) (1.834) (448) (1.352)

Ganhos com p rocessos judiciais e arbitrais 883 - 688 -

Despesas operacionais c/ termelétricas (207) (307) (550) (602)

Perda no valor de recuperação de ativos - Impairment (664) (76) (412) 104

Subvenções e assistências governamentais 615 377 187 360

Resultado com alienação / baixa de ativos 12 65 (226) (33)

Gastos / Ressarcimentos com operações em parcerias de E&P 16 46 16 46

Incentivo para aquisição de ações da Petrobras - (91) (85)

Outros 405 (201) 317 89

(6.588) (7.049) (5.770) (5.761)




88

27 Resultado financeiro líquido

2011 2010 2011 2010

Variação cambial sobre caixa e equivalentes de caixa 971 (693) 924 (784)

Variação cambial sobre endividamentos (*) (5.453) 1.683 (2.809) 1.271

Variação cambial sobre endividamento líquido (4.482) 990 (1.885) 487

- -

Variação monetária sobre endividamentos (102) (276) (76) (253)

Despesa com endividamento (8.146) (6.752) (6.114) (7.209)

Receita com aplicações financeiras 2.788 1.645 2.303 1.155

Receita com títulos públicos federais para negociação 2.118 529 2.118 529

Despesa financeiras líquidas (3.240) (4.578) (1.693) (5.525)

- -

Resultado financeiro sobre endividamento líquido (7.824) (3.864) (3.654) (5.291)

- -

Encargos financeiros capitalizados 7.361 5.262 5.823 4.249

Hedge sobre operações comerciais e financeiras (387) 9 (124) 24

Receita com títulos disponíveis para venda 594 524 576 510

Receita/ (despesa) com títulos mantidos até o vencimento (114) 119 532 451

Outras despesas e receitas financeiras líquidas (93) (56) 619 1.641

Outras variações cambiais e monetárias líquidas 585 626 1.809 50

Resultado financeiro líquido 122 2.620 5.581 1.634

Resultado financeiro (**)

Receitas 6.543 4.424 6.025 4.312

Despesas (2.422) (3.145) (291) (2.960)

Variações cambiais e monetárias, líquidas (3.999) 1.341 (153) 282

122 2.620 5.581 1.634


(*) Inclui variação monetária sobre financiamentos em moeda nacional parametrizada à variação ao dólar.



89

28 Processos judiciais e contingências A Companhia possui diversos processos judiciais de natureza tributária, cível, trabalhista e ambiental, resultantes do curso normal de suas operações. A classificação das ações de acordo com a expectativa de perda como provável, possível ou remota, assim como seus valores estimados é elaborada com base em pareceres de seus assessores jurídicos e melhor julgamento da Administração.

28.1. Processos judiciais provisionados A Companhia constituiu provisões em montante suficiente para cobrir as perdas consideradas prováveis e razoavelmente estimáveis. Dentre as quais, as principais são referentes à imposto de renda retido na fonte pela emissão de títulos no exterior, perdas e danos pelo desfazimento de operação de cessão de crédito prêmio de IPI e indenização aos pescadores pelo derramamento de óleo no Rio de Janeiro ocorrido em janeiro de 2000. O Ministério Público Federal e o Ministério Público Estadual do Estado do Paraná ajuizaram uma ação contra a Petrobras relativa à indenização por: danos morais, financeiros e restauração ambiental em função de um derramamento de óleo ocorrido no Terminal São Francisco do Sul - Refinaria Presidente Vargas em 16 de julho de 2000. Com base em estudos realizados em 2011, considerando a proporção dos danos causados, a Companhia reavaliou a expectativa de perda da ação, reclassificando-a de possível para provável, e estimou o valor a ser incorrido no montante de R$ 62, não obstante persista a pretensão dos Autores pela condenação da ordem de R$ 6.765.



90

Os valores provisionados, líquidos dos depósitos judiciais, são os seguintes:

Passivo não circulante 2011 2010 2011 2010Reclamações trabalhis tas 290 193 202 88Processos fiscais 661 607 12 68Processos cíveis 298 357 161 269Outros processos 112 108 62 0

1.361 1.265 437 425


2011 2010 2011 2010

Saldo inicial 1.265 837 425 252

Adição de provisão 534 1.422 336 845

Utilização por pagamentos (183) (910) (118) (598)

Transferências por depósitos judiciais (266) (93) (237) (83)

Atualização de juros 87 9 86 9

Outros (76) (54) -

Saldo final 1.361 1.265 437 425


28.2. Processos judiciais não provisionados

Natureza Estimativa 2011

Fiscal 34.137 Cívil - Geral 8.858 Cívil - Ambiental 989 Outras 1.560

45.544

Consolidado



91

Os quadros a seguir detalham as principais causas de natureza fiscal e cível, cujas expectativas de perdas estão classificadas como possível: a) Processos de natureza fiscal

Descrição - Natureza Fiscal Estimativa

Autor: Secretaria da Receita Federal do Brasil I) Autos de infração por indedutibilidade de IRPJ – CSLL e Multa sobre a repactuação do Plano Petros.

3.139 II) falta de adição à base de cálculo do IRPJ e CSLL de lucros auferidos pelas empresas controladas e coligadasdomiciliadas no exterior, nos exercícios de 2005, 2006 e 2007. 1.989 III) Não recolhimento de IRPJ e CSLL sobre o incentivo financeiro aos empregados pela repactuação do PlanoPetros em 2007. 1.499 Autor: Delegacia da Receita Federal do Rio de Janeiro

Auto de infração referente ao Imposto de Renda Retido na Fonte sobre remessas para pagamentos deafretamentos de embarcações referente ao período de 1999 a 2002.

4.684

Autor: Secretaria da Fazenda do Estado do Rio de Janeiro

I) ICMS – Autos de infração em operações de saída de LGN sem emissão de documento fiscal, no âmbito doestabelecimento centralizador. 2.491 II)Notas de Lançamento decorrente de diferença de alíquota de ICMS nas operações de venda de QAV, em razãoda declaração de inconstitucionalidade do Decreto 36.454 de 2004. 1.410 Autor: Secretaria da Receita Federal do Brasil

I) Não recolhimento da CIDE pela Petrobras em operações de importação de Nafta revendida à Braskem. 2.793

II) Não recolhimento no período de março de 2002 a outubro de 2003 da CIDE-combustíveis, em obediência àsordens judiciais obtidas por Distribuidoras e Postos de Combustíveis, imunizando-os da respectiva incidência. 1.235

Autor: Secretaria da Fazenda do Estado de São Paulo I) Auto de infração relativo a afastamento de cobrança de ICMS e multa por descumprimento de obrigaçãoacessória sobre importação. Admissão temporária de sonda de perfuração em São Paulo e desembaraço no Rio deJaneiro (Convênio ICMS nº 58/99).

2.184

II) Afastamento de cobrança de ICMS e multa sobre importação (Admissão Temporária – Sonda de Perfuração –admissão São Paulo - desembaraço no Rio de Janeiro). 1.657



92

Descrição - Natureza Fiscal EstimativaAutor: Prefeituras Municipais de Anchieta, Aracruz, Guarapari, Itapemirim, Marataízes, Linhares, VilaVelha e Vitória.

Falta de retenção e recolhimento de ISS na atividade de prestação de serviços em águas marítimas.Alguns municípios localizados no Estado do Espírito Santo lavraram autos de infração contra a Petrobras, pelasuposta falta de retenção do ISSQN incidente sobre serviços prestados em águas marítimas. A Petrobras reteveesse ISSQN, porém o recolheu aos cofres dos municípios onde estão estabelecidos os respectivos prestadores, emconformidade com a Lei Complementar nº 116/03.

1.624

Autor: Secretaria da Receita Federal do Brasil IOF crédito sobre operações de mútuos

1.181

Autor: Secretaria da Receita Federal do Brasil IRRF - Remessas ao exterior para pagamento de importação de petróleo

924

Autor: Secretarias da Fazenda dos Estados do Rio de Janeiro e de Sergipe

Aproveitamento indevido de créditos de ICMS de brocas de perfuração e de produtos químicos utilizados naformulação de fluido de perfuração e autos de infração por entender que constituem material de uso e consumo,cujo aproveitamento do crédito somente seria permitido a partir do período seguinte.

817

Outros processos de natureza fiscal 6.510

Total dos processo de natureza fiscal 34.137

b) Processos de natureza cível - Geral

Descrição - Natureza Cível Estimativa

Autor: Porto Seguro Imóveis Ltda.

A Porto Seguro, acionista minoritária da Petroquisa, ajuizou ação contra a Petrobras, relativa a alegados prejuízosdecorrentes da venda da participação acionária da Petroquisa em diversas empresas petroquímicas. A indenizaçãoestimada a ser paga a Petroquisa é R$ 22.461 em 31.12.2011. Como a Petrobras detém 100% do capital social daPetroquisa parte da indenização estimada em R$ 14.824"líquido de imposto" não representa desembolso efetivodo Sistema Petrobras. Adicionalmente, a Petrobras teria que indenizar a Porto Seguro, autora da ação, 5% a títulode prêmio e a Lobo & Ibeas Advogados 20% a título de honorários advocatícios.

5.615

Autor: Agência Nacional de Petróleo - ANP

Diferenças no pagamento de participação especial dos campos de Albacora, Carapeba, Cherne, Espadarte,Marimba, Marlim, Marlim Sul, Namorado, Pampo e Roncador – Bacia de Campos, utilizando contrato de locaçãode bens com a Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos – CLEP, em desacordo com à portaria ANP nº10/99 e multa por descumprimento dos programas Exploratórios mínimos – “Rodada Zero”.

1.212

Outros processos de natureza cível 2.031

Total dos processos de natureza cível 8.858



93

28.3. Contingências de parcerias operacionais - Campo de Frade

Em novembro de 2011, ocorreu um derramamento de óleo no campo de Frade, localizado na Bacia de Campos, que é operado pela Chevron Brasil. A promotoria pública federal está conduzindo uma investigação e iniciou um processo reivindicando R$ 20 bilhões de indenização, contra a Chevron Brasil, Chevron Latin America Marketing LLC e Transocean Brasil Ltda, este último operador da plataforma na ocasião do derramamento. A avaliação dos nossos advogados considerou que o valor reivindicado não é razoável e é desproporcionalmente alto em relação à extensão dos danos causados. A Petrobras possui participação de 30% do consórcio de Frade. Embora não seja parte do processo, em razão da participação, a Petrobras pode ser contratualmente obrigada a arcar com 30% do total de contingências relacionadas ao campo de Frade. Caso a Chevron seja responsabilizada legalmente, a Petrobras pode estar sujeita contratualmente ao pagamento de até 30% dos custos referentes à indenização.

28.4. Contingências Ativas

28.4.1. Recuperação de custos de manutenção - Barracuda & Caratinga Em 2006, a Petrobras, na qualidade de representante da Barracuda & Caratinga Leasing Company B.V.- BCLC, recorreu ao processo arbitral no exterior contra a Kellog, Brown, Root, LLC- KBR para obtenção de indenização por custos de manutenção realizado nas linhas flexíveis do campo de Barracuda e Caratinga, no período coberto por garantia contratual. Em 21 de setembro de 2011, o Tribunal arbitral deu ganho de causa à BCLC, de forma definitiva, condenando a KBR a indenizá-la em R$ 339, pleiteados na arbitragem, acrescidos de custos internos da Petrobras na condução da arbitragem, além de honorários advocatícios e custas do processamento arbitral. Após decisão definitiva, a Petrobras reconheceu o valor de R$ 339 no ativo não circulante.



94

28.4.2. Recuperação de PIS e COFINS A Petrobras e subsidiárias ajuizaram ações ordinárias contra a União referentes à recuperação, por meio de compensação, dos valores recolhidos a título de PIS sobre receitas financeiras e variações cambiais ativas, no período compreendido entre fevereiro de 1999 e novembro de 2002, e COFINS compreendido entre fevereiro de 1999 a janeiro de 2004, considerando a inconstitucionalidade do §1º do art. 3º da Lei 9.718/98.

Em 9 de novembro de 2005, o Supremo Tribunal Federal considerou inconstitucional o respectivo §1º do art. 3º da Lei 9.718/98.

Em 18 de novembro 2010, o Superior Tribunal de Justiça julgou procedente a ação da Petrobras, ajuizada em 2006 para recuperar os valores de COFINS do período de janeiro de 2003 a janeiro de 2004. Após o trânsito em julgado da ação, a Companhia reconheceu o valor de R$ 497 (R$ 349 na controladora) como impostos a recuperar no ativo não circulante.

Em 31 de dezembro de 2011, a Companhia possui R$ 2.188 (R$ 2.066 na Controladora) relativos a estas ações que ainda não estão refletidos nas informações contábeis em virtude da ausência de decisão favorável definitiva. 28.4.3. Ação judicial nos Estados Unidos - P-19 e P-31 Em 2002, a Brasoil e a Petrobras venceram, em primeira instância, perante a Justiça norte-americana, ações conexas movidas pelas seguradoras United States Fidelity & Guaranty Company e American Home Assurance Company, as quais tentavam obter, desde 1997, em face da primeira (Brasoil), declaração judicial que as isentassem da obrigação de pagar o valor do seguro de construção (performance bond) das plataformas P-19 e P-31, e, em face da segunda (Petrobras), buscavam ressarcimento de quaisquer quantias que viessem a ser condenadas no processo de execução da perfomance bond. Em 21 de julho de 2006, a Justiça Americana proferiu decisão executiva, condicionando o pagamento dos valores devidos à Brasoil ao encerramento definitivo de ações com idêntico objeto em curso perante a Justiça Brasileira, o que vem sendo providenciado pelas partes. O valor da indenização pleiteado é de aproximadamente US$ 245 milhões.



95

29 Compromisso de compra de gás natural A Petrobras assinou contrato com a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB, tendo por objetivo a compra de um total de 201,9 bilhões de m3 de gás natural ao longo de sua vigência, comprometendo-se a comprar volumes mínimos anuais a um preço calculado segundo fórmula atrelada ao preço do óleo combustível. O contrato tem vigência inicial até 2019, que será prorrogada até que todo o volume contratado seja consumido. Em 31 de dezembro de 2011, o compromisso de compra mínima para o período de 2012 até 2019 é de aproximadamente 70,3 bilhões de m3 de gás natural equivalente a 24,06 milhões de m3 por dia, que corresponde a um valor total estimado de US$ 15,2 bilhões.

30 Garantias aos contratos de concessão para exploração de petróleo A Petrobras concedeu garantias à Agência Nacional de Petróleo - ANP no total de R$ 6.015 para os Programas Exploratórios Mínimos previstos nos contratos de concessão das áreas de exploração, permanecendo em vigor R$ 5.429 líquidos dos compromissos já cumpridos. Desse montante, R$ 3.385 correspondem ao penhor do petróleo de campos previamente identificados e já em fase de produção e R$ 2.043 referem-se a garantias bancárias.



96

31 Instrumentos financeiros derivativos, proteção patrimonial hedge e atividades de gerenciamento de riscos A Petrobras está exposta a uma série de riscos decorrentes de suas operações. Tais riscos envolvem principalmente o fato de que eventuais variações nos preços de petróleo e derivados, nas taxas cambiais ou de juros, podem afetar negativamente o valor dos ativos e passivos financeiros ou fluxos de caixa futuros e lucros da Companhia.

31.1. Objetivos e estratégias de gerenciamento de riscos A política de gestão de riscos da Petrobras visa contribuir para um balanço adequado entre os seus objetivos de crescimento e retorno e seu nível de exposição a riscos, quer inerentes ao próprio exercício das suas atividades, quer decorrentes do contexto em que ela opera, de modo que, através da alocação efetiva dos seus recursos físicos, financeiros e humanos, a Companhia possa atingir suas metas estratégicas. A gestão de riscos da Petrobras é realizada por seus diretores, segundo uma política corporativa de gerenciamento de riscos. Desde março de 2010, foi instituído pela Diretoria Executiva, o Comitê de Integração Financeira, composto por todos os gerentes executivos da área financeira, sendo convocados para discussões de temas específicos os gerentes executivos das áreas de negócios. Dentre as responsabilidades do Comitê de Integração Financeira está a de avaliar as exposições a riscos e estabelecer diretrizes para medir, monitorar e gerenciar o risco relacionado às atividades da Companhia, cabendo à Diretoria Executiva decidir sobre os temas.

A Petrobras adota uma filosofia de gestão integrada de riscos, segundo a qual o foco da gestão não está nos riscos individuais - das operações ou das unidades de negócio - mas na perspectiva mais ampla e consolidada da corporação, capturando possíveis proteções naturais. Para a gestão de riscos de mercado/financeiro são adotadas ações preferencialmente estruturais, criadas em decorrência de uma gestão adequada do capital e do endividamento da empresa, em detrimento da utilização de instrumentos financeiros derivativos.



97

31.2. Risco de variação dos preços de petróleo e derivados a) Gerenciamento de risco de preços de petróleo e derivados

A Petrobras mantém, preferencialmente, a exposição ao ciclo de preços, não utilizando derivativos para a proteção de operações sistêmicas (compra ou venda de mercadorias com o objetivo de atender às necessidades operacionais da Companhia). Não obstante, as deliberações referentes a este tema são periodicamente revisadas e recomendadas ao Comitê de Integração Financeira. Caso seja indicada a proteção, em cenários com probabilidade significativa de eventos adversos, a estratégia de proteção patrimonial hedge deve ser executada com o intuito de proteger a solvência e a liquidez da Companhia, considerando uma análise integrada de todas as suas exposições a risco da Companhia, e assegurar a execução do plano corporativo de investimentos.

b) Principais transações e compromissos futuros protegidos por operações com derivativos As principais operações destinam-se à proteção dos resultados esperados das transações realizadas no exterior. Com esse objetivo, as operações com instrumentos financeiros derivativos são usualmente de curto prazo, acompanhando os prazos das operações comerciais. Os instrumentos utilizados são contratos futuros, a termo, swaps e opções. As operações são realizadas nas Bolsas NYMEX - New York Mercantile Exchange e ICE - Intercontinental Exchange, bem como no mercado de balcão internacional.

c) Parâmetros utilizados para o gerenciamento de riscos Os principais parâmetros utilizados na gestão de risco para variações de preços de petróleo e derivados da Petrobras são o fluxo de caixa operacional em risco (CFAR), o Valor em Risco (Value at risk - VaR) e Stop Loss. A carteira de operações comerciais realizadas no exterior, bem como as operações de proteção patrimonial associadas à sua carteira por meio de derivativos de petróleo e derivados, apresentava, em 31 de dezembro de 2011, uma perda máxima estimada para um dia (VaR - Value at risk), calculada a um nível de confiança de 95% de, aproximadamente, US$ 2 milhões.



98

d) Valor de referência (nocional) e valor justo dos instrumentos derivativos Derivativos de petróleo e derivados

Vencimento

2011 2010 2011 2010 2011 2010

Contratos Futuros (6.217) (8.570) 34 (40) 2012 (1)Compromissos de compra 30.193 19.921

Compromissos de venda (36.410) (28.491)

Contratos de Opções (2.130) (1.679) (4) (3) 2012Compra (730) 1.446 (3) 1 Posição Titular 6.728 1.646

Posição Lançadora (7.458) (200)

Venda (1.400) (3.125) (1) (4)Posição Titular 3.990 2.070 - Posição Lançadora (5.390) (5.195) -

-

Contratos a termo 275 354 - (1) 2012Posição Comprada 275 979 - - Posição Vendida (625) -

Total registrado em outros ativos e passivos circulantes 30 (44) (1)


Valor de Referência

(Nocional) em mil bbl*Valor justo

contabi lizado**

Valor justo

contabi lizado**

* Valor de Referência (Nocional) negativo representa posição vendida. ** Os valores justos negativos foram contabilizados no passivo e os positivos no ativo. Principais contrapartes nas operações: NYMEX, ICE, Morgan Stanley, BNP Paribas, BP North America Chicago, Shell (Stasco).



99

e) Ganhos e perdas no período

Derivativos de petróleo e derivados 2011 2010 2011 2010

Ganho (perda) registrado no resultado (410) (4) (124) 24


f) Valor e tipo de margens dadas em garantia

As garantias dadas como colaterais se constituem, em geral, em depósitos.

2011 2010 2011 2010

168 367 22 170


g) Análise de sensibilidade de derivativos de petróleo e derivados O cenário provável é o valor justo em 31 de dezembro 2011, os cenários possível e remoto consideram a deterioração dos preços na variável de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a mesma data.

Brent Alta do Petróleo Brent (8) (307) (580)Gasolina Baixa da Gasolina 3 16 28Óleo Combustível A lta do Óleo Combustível (15) (249) (484)W TI Alta do W TI - 2 (21)Diesel Baixa do Diesel 6 (15) (37)Etanol Alta do Etanol 1 (27) (54)Nafta Alta da Nafta - (3) (7)Dubai A lta do Petróleo Dubai 2 (12) (25)LLS Baixa do Petróleo LLS - (8) (15)

Cenário Poss ível ( de 25% )

Cenário Remoto( de 50% )

Derivativos de Mercado de petróleo e derivados

RiscoCenário Provável em

2011

Consolidado

As posições indicadas por hífen representam valores inferiores a R$ 500 mil.



100

h) Derivativos embutidos

Os procedimentos para identificação de instrumentos financeiros derivativos em contratos visam o reconhecimento tempestivo, controle e adequado tratamento contábil a ser empregado, sendo aplicáveis às unidades da Petrobras e às suas subsidiárias e controladas. Os contratos com possíveis cláusulas de instrumentos derivativos ou títulos e valores mobiliários a serem realizados são comunicados para que haja orientação a respeito da realização eventual dos testes de efetividade, estabelecimento da política contábil a ser adotada e da metodologia para cálculo do valor justo. Os derivativos embutidos identificados no período foram:

Venda de etanol O contrato consiste em venda de etanol hidratado por uma fórmula de preço definida no momento da assinatura do contrato. A definição de preço de cada carregamento de etanol hidratado entregue neste contrato envolve duas cotações de referência distintas: etanol e nafta. A fórmula de preço em questão utiliza como uma de suas referências a cotação de uma commodity que não mantém estrita relação de custo ou valor de mercado com o bem transacionado no contrato, segundo os critérios do pronunciamento técnico CPC 38 - Instrumentos Financeiros: Reconhecimento e Mensuração. Assim sendo, conforme orientações dessa norma, a parcela referente ao derivativo embutido deve ser destacada do contrato original e registrada nas informações contábeis intermediárias seguindo as mesmas regras aplicáveis aos demais instrumentos financeiros derivativos. Os quadros abaixo representam o valor justo do derivativo embutido e análise de sensibilidade para 31 de dezembro de 2011:

Valor de Referência (Nocional)

em mil m3 Valor Justo Vencimento

Contrato a Termo 715 49 2016Posição comprada

Swap Nafta x Etanol Queda no spread Nafta x Etanol 49 40 32Derivativos Embutidos

RiscoCenário Provável em

2011Cenário Possível

( de 25%)Cenário Remoto

( de 50%)



101

O derivativo foi mensurado a valor justo por meio do resultado e classificado no nível 3 na hierarquia da mensuração do valor justo.

A Companhia determinou o valor justo deste contrato baseado em práticas utilizadas no mercado, em que se apura a diferença entre os spreads de nafta e etanol. O preço de venda do etanol no contrato é referente ao mercado brasileiro (ESALQ). Os parâmetros utilizados no cálculo tiveram seus valores obtidos das cotações de mercado do preço do etanol e da nafta no mercado futuro da CBOT (Chicago Board of. Trade) no último dia útil do período das demonstrações financeiras. Os ganhos apurados estão apresentados na demonstração do resultado como receita financeira.

31.3. Risco cambial O risco cambial é um dos riscos financeiros a que a Companhia está exposta, sendo este oriundo de movimentos nos níveis ou na volatilidade de taxas de câmbio que referenciam posições ativas e passivas. As oscilações nas taxas de câmbio podem ter um impacto negativo na condição financeira e resultados operacionais da Petrobras, já que a maioria das receitas está predominantemente em reais enquanto a maioria dos passivos está em moeda estrangeira. a) Gerenciamento de riscos cambiais

No que se refere ao gerenciamento de riscos cambiais, a Petrobras busca identificá-los e tratá-los de forma integrada, visando garantir alocação eficiente dos recursos destinados à proteção patrimonial. Aproveitando-se de atuar de forma integrada no segmento de energia, a empresa busca, primeiramente, identificar ou criar proteções naturais (hedges naturais), ou seja, beneficiar-se das correlações entre suas receitas e despesas. No caso específico da variação cambial inerente aos contratos em que o custo e a remuneração envolvem moedas distintas, esta proteção se dá através da alocação das aplicações do caixa entre real, dólar ou outra moeda. O gerenciamento de riscos é feito para a exposição líquida. São elaboradas análises periódicas do risco cambial subsidiando as decisões da Diretoria Executiva. A estratégia de gerenciamento de riscos cambiais pode envolver o uso de instrumentos financeiros derivativos para minimizar a exposição cambial de certas obrigações da Companhia.



102

b) Principais transações e compromissos futuros protegidos por operações com derivativos Contratos de Swap Iene x Dólar Em setembro de 2006, a Companhia contratou uma operação de proteção patrimonial hedge denominada cross currency swap para cobertura dos Bonds emitidos em ienes, de forma a fixar em dólares os custos desta operação. No cross currency swap ocorre uma troca de taxas de juros em diferentes moedas. A taxa de câmbio do iene para dólar norte americano é fixada no início da transação e permanece fixa durante sua existência. A Companhia não tem intenção de liquidar tais contratos antes do prazo de vencimento. Para essa relação entre o derivativo e o empréstimo, qualificada como hedge de fluxo de caixa, foi adotada metodologia de contabilização de operações de hedge (hedge accounting). Na contratação do hedge e durante a sua vigência, espera-se que o mesmo seja altamente eficaz. As alterações no valor justo, na medida da eficácia da operação testada trimestralmente, são contabilizadas em outros lucros abrangentes acumulados, até que o resultado do item objeto de hedge seja realizado. Dólar x CDI A Companhia contratou uma operação de swap cambial relacionado a um financiamento de importação (FINIMP) para aquisição de petróleo. Contratos a termo (Dólar) A Petrobras se posiciona vendida em taxas futuras de câmbio através de NDFs (Contrato a termo de moeda sem entrega física) no mercado de balcão brasileiro. O prazo de exposição é de 3 meses em média e a operação é realizada com o objetivo de fixar e garantir a margem da comercialização. Nenhuma das operações exigiu depósitos de margens em garantia.



103

c) Valor de referência (nocional) e valor justo dos instrumentos derivativos A tabela a seguir resume as informações sobre os contratos de derivativos vigentes.

Ven cim en to

2011 2010 2011 2010

C on tratos a te rm o de dólar

Pos ição Ven dida USD 87 USD 61 (3) 4 2012 USD 87 USD 61 (3) 4

C ontratos de swaps 32 2012

Posição ativa

Moeda est rangeira dólar USD 127 241

Posição pass iva

CDI reais BRL 199 (209)

C ross C urre ncy Swap 243 192 2016

Posição ativaT axa Média de recebimento (JP Y) = 2,15% aa JP Y 35.000 JP Y 35.000 926 783

Posição pass iva

T axa Média de Pagamento (USD) = 5,69% aa USD 298 USD 298 (683) (591)

Total Registrado e m ou tros ativos e pass ivos ci rcu lan te s 272 196

C onsol idado

Valor de Re fe rê ncia (Nocional ) (e m m i lhões)

Valor jus to **

** Os valores negativos foram contabilizados no passivo e os positivos no ativo. Principais contrapartes nas operações: Citibank, HSBC e Bradesco e Itaú As posições indicadas por hífen representam inferiores a R$ 500 mil.

d) Ganhos e perdas no período

Derivativos de moeda estrangeira 2011 2010 2011 2010

Ganho (perda) registrado no resultado 25 7 - -

Ganho (perda) registrado no patrimônio líquido 8 (10) - -


e) Valor e tipo de margens dadas em garantia

As operações existentes de derivativos de moeda estrangeira não exigem depósito de margem de garantia.



104

f) Análise de sensibilidade de moeda estrangeira: derivativos, empréstimos e aplicações financeiras O cenário provável é o valor justo em 31 de dezembro de 2011, os cenários possível e remoto consideram a deterioração na variável de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação à mesma data.

Contratos a termo de dólar Valorização do Dólar frente ao Real (3) (44) (85)

Cross Currency Swap Desvalorização do lene frente ao Dólar 243 58 (65)

Contratos de Swap Valorização do Real frente ao Dólar 32 (38) (98)

Consolidado

Cenário Remoto ( de 50%)

Derivativos de Moeda Estrangeira RiscoCenário Provável

em 31.12.2011Cenário Possível

( de 25%)

Real 1 Valorização do Dólar frente ao Real 26.621 6.655 13.311

Dólar Valorização do Dólar frente ao Real 68.012 17.003 34.006

Euro Valorização do Euro frente ao Real 4.681 1.170 2.340

Yen Valorização do Yen frente ao Real 2.897 724 1.448

102.211 25.552 51.105

Cenário Provável em 31.12.2011

Cenário Possível ( de 25%)

Cenário Remoto ( de 50%)

Consolidado

Dívida de Moeda Estrangeira * Risco

1 Financiamentos em moeda nacional parametrizados à variação do dólar.

em moeda estrangeira Valorização do Real frente ao Dólar 17.440 (4.360) (8.720)

Aplicação financeira * RiscoCenário Provável

em 31.12.2011Cenário Possível


( de 50%)

Consolidado

(*) A análise de sensibilidade isolada dos instrumentos financeiros não representa a exposição líquida da Companhia ao risco cambial. Considerando o equilíbrio entre passivos, ativos, receitas e compromissos futuros em moeda estrangeira, o impacto econômico de possíveis variações cambiais não é considerado significativo.

31.4. Risco de taxa de juros

O risco da taxa de juros a que a Companhia está exposta é em função de sua dívida de longo prazo e, em menor escala, de curto prazo. Se as taxas de juros do mercado (principalmente LIBOR) subirem, as despesas financeiras aumentarão, o que poderá causar um impacto negativo nos resultados operacionais e posição financeira. A dívida a taxas de juros flutuantes de moeda estrangeira está sujeita, principalmente, à flutuação da libor, e a dívida a taxas de juros flutuantes expressa em reais está sujeita, principalmente, à flutuação da taxa de juros de longo prazo (TJLP), divulgada pelo Banco Central do Brasil.



105

Gerenciamento de riscos de taxa de juros

A Petrobras considera que a exposição às flutuações das taxas de juros não acarreta impacto relevante, de forma que, preferencialmente, não utiliza instrumentos financeiros derivativos para gerenciar esse tipo de risco; exceto em função de situações específicas apresentadas por empresas do sistema Petrobras. a) Principais transações e compromissos futuros protegidos por operações com derivativos

Contratos de Swap Taxa de juros flutuante (Libor USD) x Taxa fixa (USD) A Companhia contratou uma operação denominada swap de taxa de juros, com o objetivo de transformar um financiamento atrelado a uma taxa flutuante em taxa fixa, de forma a eliminar o descasamento entre os fluxos de caixa ativos e passivos de projeto de investimento. A Companhia não tem intenção de liquidar a operação antes de seu vencimento e, para tanto, adotou a metodologia de contabilização de operações de hedge (hedge accounting) para a relação entre o financiamento e o derivativo. Taxa de juros flutuante (Euribor) x Taxa fixa (EUR) A Companhia contratou uma operação de swap para fixação da taxa de juros relacionada a um financiamento.

b) Valor de referência (nocional) e valor justo dos instrumentos derivativos

V e n ci m e n to

31.1 2 .2 0 1 1 3 1 .1 2 .20 1 0 3 1 .1 2 .2 0 1 1 3 1 .1 2 .2 0 10

C on tratos de S wapPos ição pass i va U SD 4 7 8 U SD 4 8 7 (6 7 ) 1 4 2 0 2 0

C on tratos de S wap (3 ) 2 01 5

Pos ição ati vaEuribor 1M E U R2 0 1 -

Pos ição pass i vaT ax a f ixa de 4 ,1 9 % E UR2 0

(4 ) -

To ta l R e g i s t rado e m ou t ro s a t i vo s e pa s s i vo s c i rcu l a n te s (7 0 ) 1 4

C o n s o l i da do

V a l o r de R e fe rê n ci a (N o ci o n a l ) (e m m i l h õ e s )

V a l o r ju s to * *

** Os valores justos foram contabilizados no passivo e os positivos no ativo. As posições indicadas por hífen representam valores inferiores a R$ 500 mil



106

c) Análise de sensibilidade dos derivativos de taxa de juros

Contratos de Swap Diminuição da taxa Libor (67) (101) (124)Contratos de Swap Diminuição da taxa Euribor (3) (3) (4)

Consolidado

Derivativos de Moeda Estrangeira RiscoCenário Provável em

31.12.2011Cenário Possível


( de 50%)

31.5. Risco de crédito A Petrobras está exposta ao risco de crédito de clientes e de instituições financeiras, decorrente de suas operações comerciais e da administração de seu caixa. Tais riscos consistem na possibilidade de não recebimento de vendas efetuadas e de valores aplicados, depositados ou garantidos por instituições financeiras.

Objetivos e estratégias de gerenciamento de riscos de crédito A gestão do risco de crédito na Petrobras faz parte do gerenciamento dos riscos financeiros, que é realizado pelos diretores da Companhia. As Comissões de Crédito são compostas, a partir de decisão da Diretoria Executiva, por três membros, sendo presidida pelo Gerente Executivo do Planejamento Financeiro e Gestão de Riscos e os demais membros são o Gerente Executivo de Finanças e o Gerente Executivo da área comercial de contato com o cliente ou com a Instituição financeira. As Comissões de Crédito têm por finalidade analisar as questões vinculadas à gestão do crédito, tanto no que diz respeito à sua concessão, quanto à sua administração; promover a integração entre as unidades que as compõem; identificar as recomendações a serem aplicadas nas unidades envolvidas ou submetidas à apreciação das instâncias superiores. A política de gestão de risco de crédito faz parte da política global de gestão de riscos da Companhia e visa conciliar a necessidade de minimizar a exposição ao risco de crédito e de maximizar o resultado das vendas e operações financeiras, mediante processo de análise, concessão e gerenciamento dos créditos de forma eficiente. Parâmetros utilizados para o gerenciamento de riscos de crédito A Petrobras utiliza, na gestão de riscos de crédito, parâmetros quantitativos e qualitativos adequados a cada um dos segmentos de mercado em que atua.



107

A carteira de crédito comercial da Companhia, que supera US$ 40 bilhões, é bastante diversificada, estando os créditos concedidos divididos entre clientes do mercado interno do país e de mercados do exterior. Entre os principais clientes encontram-se as grandes empresas do mercado de petróleo, consideradas majors. As instituições financeiras são beneficiárias de aproximadamente US$ 30 bilhões, distribuídos entre os principais bancos internacionais considerados pelas classificadoras internacionais de riscos como Grau de Investimento e os mais importantes bancos brasileiros. Garantias utilizadas no gerenciamento de riscos de crédito Somente são aceitas garantias emitidas por instituições financeiras que disponham de crédito disponível, conforme os parâmetros adotados pela Companhia. As vendas a prazo para clientes considerados de alto risco só são efetuadas através do recebimento de garantias. Para tanto, a Petrobras aceita cartas de crédito emitidas no exterior, fianças bancárias emitidas no Brasil, hipotecas e cauções. Para clientes considerados de médio risco, também são aceitas fianças e avais dos sócios das empresas, tanto pessoas físicas quanto jurídicas. A tabela abaixo representa a exposição máxima ao risco de crédito para:

2011Garantias 4.019Derivativos 344Aplicações Financeiras 16.247

A exposição máxima ao risco de crédito de contas a receber é representada pelo saldo descrito na Nota 7.



108

31.6. Risco de liquidez A Petrobras utiliza seus recursos principalmente com despesas de capital, pagamentos de dividendos e refinanciamento da dívida. Historicamente, as condições são atendidas com recursos gerados internamente, dívidas de curto e longo prazos, financiamento de projetos, transações de vendas e arrendamento. Estas origens de recursos somadas à forte posição financeira da Companhia continuarão a permitir o cumprimento dos requisitos de capital estabelecidos. Gerenciamento de risco de liquidez A política de gerenciamento de risco de liquidez adotada pela Companhia prevê a continuidade do alongamento do prazo de vencimento de nossas dívidas, explorando a capacidade de financiamento do mercado doméstico e desenvolvendo uma forte presença no mercado internacional de capitais, através da ampliação da base de investidores em renda fixa. A Petrobras financia o capital de giro assumindo dívidas de curto prazo, normalmente relacionadas ao nosso fluxo comercial, como notas de crédito de exportação e adiantamentos de contratos de câmbio. Os investimentos em ativos não circulantes são financiados por meio de dívidas de longo prazo como emissão de bônus no mercado internacional, agências de crédito, financiamento e pré-pagamento de exportação, bancos de desenvolvimento do Brasil e do exterior e linhas de crédito com bancos comerciais nacionais e internacionais. Fluxo nominal de principal e juros dos financiamentos

Cons ol idado Controlador a

2012 26.220 5.750

2013 16.802 3.934

2014 18.844 5.182

2015 21.045 5.925

2016 35.615 15.768

2017 21.176 7.573

2018 em d ian te 111.893 21.151

2 5 1 .5 9 5 6 5 .2 8 3

1 7 5 .1 2 9 5 9 .0 7 6

S aldo e m 3 1 de deze mbro de 2 0 1 1

S aldo e m 3 1 de deze mbro de 2 0 1 0

Ve nc im ento



109

31.7. Aplicações financeiras (operações com derivativos) As operações com derivativos, tanto no mercado interno quanto no mercado externo, destinam-se exclusivamente à troca de indexadores dos ativos que compõem as carteiras, e tem o objetivo de dar maior flexibilidade aos administradores na busca pela eficiência no gerenciamento das disponibilidades. A tabela a seguir representa os valores de mercado das operações com derivativos contidas nos fundos de investimento exclusivos em 31 de dezembro de 2011.

Contrato QuantidadeValor de

Referência (Nocional)

Valor Justo* Vencimento

DI Futuro (39.957) (3.244) Posição comprada 31.724 2.652 1 2012 à 2014

Posição vendida (71.681) (5.896) (1) 2012 à 2014

Dólar Futuro 147 14 2012

Posição comprada 312 29

Posição vendida (165) (15)

* As posições indicadas por hífen representam valores inferiores a R$ 500 mil.

32 Valor justo dos ativos e passivos financeiros

Os valores justos são determinados com base em cotações de preços de mercado, quando disponíveis, ou, na falta destes, no valor presente de fluxos de caixa esperados. Os valores justos de caixa e equivalentes a caixa, de contas a receber de clientes, da dívida de curto prazo e de contas a pagar a fornecedores são equivalentes aos seus valores contábeis. Os valores justos de outros ativos e passivos de longo prazo não diferem significativamente de seus valores contábeis. O valor justo estimado para os empréstimos de longo prazo da Controladora e do Consolidado, em 31 de dezembro de 2011, era, respectivamente, R$ 44.097 e R$ 137.239 calculado a taxas de mercado vigentes, considerando natureza, prazo e riscos similares aos dos contratos registrados, e pode ser comparado com o valor contábil de R$ 43.055 e R$ 136.405.



110

A hierarquia dos valores justos dos ativos e passivos financeiros registrados a valor justo em base recorrente está demonstrada a seguir:

Preços cotados emmercado ativo

(Nível I)

Técnica de valoração suportada por preços observáveis (Nível II)

Técnica de valoração sem o uso de preços

observáveis (Nível III)

Total do valor justo

contabil izado

Ativos Títulos e valores mobiliários 22.264 22.264

Derivativos de M oeda Estrangeira 32 243 275

Derivativos de commodities 66 49 115 S aldo em 31 de dezembro de 2011 22.362 243 49 22.654

S aldo em 31 de dezembro de 2010 30.984 198 53 31.235

PassivosDerivativos de M oeda Estrangeira (3) (3)Derivativos de commodities (36) (36)

Derivativos de juros (70) (70)

S aldo em 31 de dezembro de 2011 (106) (3) (109)S aldo em 31 de dezembro de 2010 (63) (3) (66)

Valor justo medido com base em

33 Seguros Para proteção do seu patrimônio, a Petrobras tem por filosofia básica transferir, através da contratação de seguros, os riscos que, na eventualidade de ocorrência, possam acarretar prejuízos que impactem, significativamente, o patrimônio da Companhia, bem como os riscos sujeitos a seguro obrigatório, seja por disposições legais ou contratuais. Os demais riscos são objeto de autosseguro, com a Petrobras, intencionalmente, assumindo o risco integral, mediante ausência de seguro. A Companhia, assume parcela expressiva de seu risco, contratando franquias que podem chegar ao montante equivalente a US$ 60 milhões. As premissas de risco adotadas não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis. Consequentemente, não foram examinados pelos nossos auditores independentes.



111

As informações principais sobre a cobertura de seguros vigente em 31 de dezembro de 2011 podem ser assim demonstradas:

Ativo Consolidado Controladora

Instalações, equip amentos e p rodutos em estoqueIncêndio, riscos op eracionais e

riscos de engenharia 237.491 147.878

Navios-tanque e embarcações auxiliares Cascos 4.290 0

Plataformas fixas, sistemas flutuantes de produção e unidadesdep erfuração marítimas Riscos de petróleo 52.547 18.498

Total 294.328 166.376

Tipos de cobertura

Importância segurada

A Petrobras não faz seguros de lucros cessantes, controle de poços e da malha de dutos no Brasil.

34 Eventos subsequentes Incorporação da Petroquisa e cisão parcial da BRK Em 27 de janeiro de 2012, a Assembleia Geral Extraordinária da Petrobras aprovou a incorporação da Petrobras Química S.A. - Petroquisa e a cisão parcial da BRK Investimentos Petroquímicos S.A. - BRK com versão da parcela cindida ao patrimônio da Petrobras, sem aumento do capital social. Captações da PifCo

Em 6 de fevereiro de 2012, a Petrobras International Finance Company - PifCo, concluiu a oferta títulos do tipo Global Notes no mercado internacional, resultando no recebimento de recursos no montante de US$ 7 bilhões que serão utilizados para o financiamento dos investimentos da Companhia. A operação foi constituída pela emissão de títulos com vencimento em 2015 e 2017 e pela reabertura dos títulos com vencimento em 2021 e 2041, cujas taxas de juros anuais são de 2,875%, 3,50%, 5,375% e 6,75%, respectivamente, e pagamento semestral de juros.

Os custos de emissão foram de aproximadamente US$ 22 milhões, deságio de US$ 16 milhões (séries de 2015 e 2017) e ágio nas reaberturas dos títulos de US$ 255 milhões (séries de 2021 e 2041), resultando em taxas de juros anuais efetivas de 3,15%, 3,69%, 4,84% e 5,95%, respectivamente. Os Global Notes constituem-se em obrigações não garantidas e não subordinadas da PifCo e contam com a garantia completa e incondicional da Petrobras.



112

Acordo de Investimentos para parceria na Gás Brasiliano Distribuidora Em 8 de fevereiro de 2012, a Petrobras Gás S.A. – Gaspetro, a Gás Brasiliano Distribuidora S.A. - GBD e a Companhia Energética de Minas Gerais – Cemig assinaram um Acordo de Investimentos que prevê o ingresso da Cemig no capital social da GBD, resultando em uma sociedade com 60% de participação da Gaspetro e 40% da Cemig. Atualmente a GBD é 100% controlada pela Gaspetro. A implementação desse Acordo está sujeita a aprovação dos órgãos reguladores competentes e a conclusão da operação está prevista para ocorrer durante o ano de 2012.


Informação Complementar sobre Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás (Não Auditadas) (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário)

113

Informações sobre reservas

As atividades de exploração, desenvolvimento e produção das reservas de petróleo e de gás natural no Brasil eram exercidas, exclusivamente, sob a modalidade de concessão até a promulgação da Lei 12.351, de 22 de dezembro de 2010,que introduziu o regime de partilha de produção onde áreas do Pré-Sal e outras consideradas estratégicas passam a ser contratadas pela União. No exterior, a Companhia detém a maior parte de seus contratos sob a modalidade de concessão. Portanto, nos ativos da Companhia são apresentados os gastos incorridos para explorar e desenvolver a produção e não o volume de reservas monetizadas.

As reservas de petróleo e gás provadas correspondem às quantidades estimadas de petróleo bruto, gás natural e condensado que pela análise dos dados de geo-engenharia, podem ser estimados com razoável certeza, considerados comerciais, de um reservatório conhecido, sob condições econômicas definidas, métodos de operação conhecidos e sob as condições regulatórias vigentes, numa determinada data.

As reservas provadas desenvolvidas correspondem às quantidades de hidrocarbonetos que se espera recuperar nos projetos existentes de explotação de óleo e gás através de poços, equipamentos e métodos operacionais existentes. As reservas provadas não desenvolvidas correspondem aos volumes de hidrocarbonetos que se esperam recuperar em função de investimentos futuros em perfuração de poços, em equipamentos adicionais.

A estimativa de reservas possui incertezas inerentes ao negócio, e assim sendo alterações podem ocorrer à medida que se amplia o conhecimento, a partir da aquisição de novas informações.

As reservas de petróleo e gás provadas líquidas estimadas pela Companhia, de acordo com os critérios definidos pela Securities and Exchange Commission - SEC, são as seguintes:

Brasil Internacional Total Brasil Internacional Total Brasil Internacional Total

Saldo em 31 de dezembro de 2010 10,379 0,345 10,724 279,651 37,600 317,251 12,139 0,566 12,705

Variação das reservas 0,737 0,066 0,803 31,677 2,544 34,221 0,936 0,081 1,017

Produção (0,705) (0,047) (0,752) (18,086) (3,305) (21,391) (0,819) (0,067) (0,886)


Saldo em 31 de dezembro de 2010 - 0,033 0,033 - 1,691 1,691 - 0,043 0,043

Saldo em 31 de dezembro de 2011 - 0,030 0,030 - 1,231 1,231 - 0,037 0,037

Reservas provadas e desenvolvidas



Petróleo (bilhões de bbl) (*) Gás (bilhões de m³) (*) Petróleo + Gás (bilhões de boe) (*)

Reserva de empresas não consolidadas

(*) Não auditado.

Nas reservas provadas internacionais não estão sendo incluídas as reservas da Bolívia, atendendo à exigência da Nova Constituição Política do Estado (NCPE), que proíbe a anotação e registro das reservas de óleo e gás por empresas privadas no país.


Conselho de Administração e Diretoria Executiva

114

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO

GUIDO MANTEGA Presidente

FRANCISCO ROBERTO DE ALBUQUERQUE

Conselheiro

MÁRCIO PEREIRA ZIMMERMANN Conselheiro

JORGE GERDAU JOHANNPETER Conselheiro

JOSUÉ CHRISTIANO GOMES DA SILVA

Conselheiro

MIRIAM APARECIDA BELCHIOR Conselheira

JOSÉ SERGIO GABRIELLI DE AZEVEDO Conselheiro

LUCIANO GALVÃO COUTINHO Conselheiro

SÉRGIO FRANKLIN QUINTELLA Conselheiro

DIRETORIA EXECUTIVA

JOSÉ SERGIO GABRIELLI DE AZEVEDO Presidente

ALMIR GUILHERME BARBASSA Diretor Financeiro e de Relações com

Investidores

MARIA DAS GRAÇAS SILVA FOSTER

Diretora de Gás e Energia

GUILHERME DE OLIVEIRA ESTRELLA Diretor de Exploração e Produção

PAULO ROBERTO COSTA Diretor de Abastecimento

JORGE LUIZ ZELADA Diretor Internacional

RENATO DE SOUZA DUQUE Diretor de Serviços

MARCOS MENEZES Contador - CRC-RJ 35.286/O-1

Parecer dos auditores independentes registrados no PCAOB (*) (Tradução livre do original em inglês) Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras Rio de Janeiro – RJ Auditamos os balanços patrimoniais consolidados da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e controladas (“Companhia”) em 31 de dezembro 2011 e 2010, e as respectivas demonstrações dos resultados, resultado abrangente, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa para cada um dos exercícios no período de três anos findos em 31 de dezembro de 2011. Também realizamos auditoria sobre os controles internos da Companhia referentes ao processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2011, com base no critério estabelecido no Controle Interno - Estrutura Integrada emitido pelo Conselho da Organização Patrocinadora da Comissão de Treadway (COSO). A administração da Companhia é responsável por essas demonstrações contábeis consolidadas, por manter controles internos efetivos sobre as demonstrações contábeis consolidadas e pela avaliação da efetividade dos controles internos sobre as demonstrações contábeis incluídas no Relatório da Administração sobre Controles Internos referentes ao processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis consolidadas. Nossa responsabilidade é a de expressar uma opinião sobre essas demonstrações contábeis consolidadas e uma opinião sobre os controles internos da Companhia referentes ao processo de preparação e elaboração das demonstrações contábeis consolidadas com base em nossas auditorias. Nossas auditorias foram conduzidas de acordo com as normas do Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias Abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB – Public Company Accounting Oversight Board). Estas normas requerem que uma auditoria seja planejada e executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis consolidadas não contêm erros materiais e de que os controles internos referentes ao processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis são efetivos em todos os aspectos materiais. Nossa auditoria das demonstrações contábeis consolidadas compreende ainda a constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as informações contábeis divulgados nas demonstrações contábeis consolidadas, a avaliação das práticas e das estimativas contábeis mais representativas adotadas pela administração, bem como da apresentação das demonstrações contábeis consolidadas tomadas em conjunto. Nossa auditoria sobre os controles internos relativos ao processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis consolidadas, incluem obter um entendimento dos controles internos sobre demonstrações contábeis consolidadas, avaliar o risco de que uma fraqueza material existe e teste e avaliação do desenho e efetividade operacional dos controles internos baseados na avaliação de risco. Nossas auditorias também incluíram a realização de outros procedimentos que consideramos necessários nas circunstâncias. Acreditamos que nossas auditorias proporcionam uma base adequada para emitirmos nossas opiniões. Os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis consolidadas de uma Companhia são elaborados para garantir segurança razoável quanto à confiabilidade da sua preparação para fins externos de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação das

demonstrações contábeis consolidadas incluem aquelas políticas e procedimentos que (1) se referem à manutenção dos registros que, com detalhe razoável, refletem com exatidão e clareza as transações e vendas dos ativos; (2) forneçam segurança razoável de que as transações são registradas conforme necessário para permitir a preparação das demonstrações contábeis consolidadas de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos, e que recebimentos e gastos vêm sendo feitos somente com autorizações da administração e diretores da Companhia; e (3) forneçam segurança razoável relativa à prevenção ou a detecção oportuna da aquisição, uso ou venda não autorizada dos ativos que possam ter um efeito material sobre as demonstrações contábeis consolidadas. Devido às suas limitações inerentes, os controles internos sobre o processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis consolidadas podem não evitar ou detectar erros. Além disso, projeções de qualquer avaliação de efetividade para períodos futuros estão sujeitas ao risco de que os controles possam tornar-se inadequados devido a mudanças nas condições, ou devido ao fato de que o grau de conformidade com as políticas e procedimentos pode diminuir. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis consolidadas referidas anteriormente representam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição financeira da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e controladas em 31 de dezembro de 2011 e 2010, os resultados de suas operações e seus fluxos de caixa para cada um dos exercícios no período de três anos findos em 31 de dezembro de 2011, de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo International Accounting Standards Board - IASB. Adicionalmente, em nossa opinião, a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras e controladas mantiveram, em todos os aspectos relevantes, controles internos efetivos sobre o processo de preparação e divulgação das demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2011, com base no critério estabelecido no COSO. /s/ KPMG Auditores Independentes KPMG Auditores Independentes Rio de Janeiro, Brasil 30 de março de 2012 (*) Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias Abertas nos Estados Unidos (PCAOB - “Public Company Accounting Oversight Board”).

ANEXO V


ANEXO VI


Informações similares às apresentadas neste item podem ser acessadas através do site do Serviço de Informação ao Cidadão – SIC da PETROBRAS, através do link: http://www.petrobras.com.br/acessoainformacao/

ANEXO VII


Informações similares às apresentadas neste item podem ser acessadas através do site do Serviço de Informação ao Cidadão – SIC da PETROBRAS, através do link: http://www.petrobras.com.br/acessoainformacao/

ANEXO VIII

� Informações sobre providências adotadas para dar cumprimento às determinações do TCU ou as justificativas para o caso de não cumprimento (esta informação está protegida por sigilo).

� Parecer da unidade de auditoria interna ou do auditor interno, conforme disposto no Decreto

Federal nº 3.591/2000, com manifestação sobre a capacidade de os controles internos administrativos da unidade identificarem, evitarem e corrigirem falhas e irregularidades, bem como minimizarem riscos, nos termos da IN/TCU nº 57/2008.

� Certificação do dirigente máximo de auditoria sobre o acompanhamento do resultado dos

trabalhos efetuados pela Auditoria Interna e pelo Órgão ou Unidade de controle interno, conforme modelo disposto no Quadro II. D.1. .

-• ,.,. ..... PAR&CER DA AUDITORIA INTeRNA

Petr6f8 Breallelro S.A.~ PETROBRAS

1. A Auc:Htorla Interna da Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBAAS, em função do c:Hsposto no§ 60, artigo 15 do Decreto n° 3.591, de 06 de setembro de 2000, e nas DNs-TCU n.08 108 e 117, de 24 de novembro de 2010 e 19 de outubro de 2011, respectivamente, apresenta oplnllo sobre o Processo de Contas Ordlnárlas Consolidado da Petr6leo Brasileiro S.A. - Petrollras, correspondente ao exercício social findo em 31 de dvembro de 2011.

2. Nossa responsabttldade é expressar oplnilo sobre: a) a composiçlo do Processo de Contas; b} o resultado do acompanhamento da lmplementaçlo das recomendaç6es expedidas por esta Auditoria Interna e pelo Órglo de Controle Interno e das determtnaç&es exaradas pelo Órglo de Controle Externo; e c) a adequaçlo dos controles Internos da Companhia.

3. O Processo de Contas está composto pelas peças listadas na IN·TCU no 63, de 10 de setembro de 2010, na DN-TCU no 108, de 24 de novembro de 2010, na DN- l'Ctl no 117, de 19 de outubro de 2011, na Portaria- TCU no 123, de 12 de maio de 2011, e na NE-CGU/PR no 03, de 27 de dezembro de 2010, aprovada pela Portarta-cGU/PR no 2546, de 27 de dezembro de 2010. As Demonstrações Contábeis, peças Integrantes do Relatório de Gestlo, foram audltadas por Auditores Independentes.

4. O Sistema de Controle Interno da Petróteo Brasileiro S.A. - PETROBAAS atende às exigências técnicas, legais e regulamentares em todos os aspectos relevanteS. Nele há Instrumentos que · permitem avaliar a adequaçlo e ef'k:ácia dos controles propriamente ditos. Como parte integrante do Sistema de Controle Interno da Petróleo Brasileiro S.A. • PETROBRAS, a Auditoria Interna, em função do resultado de seus trabalhos, reallza acompanhamento slstemáttco das recomendaçhs emitidas, ·atuando para que as fragilidades sejam eliminadas pelos gestores audltados em prazo c:ornpatlvel com o nfvel de crltlcldade da constataçlo, a complexidade das mudanças necessárias e os custos envolvidos. Além disso, a Audttoria Interna atua para que as recomendações expedidas pela Unidade do Sistema de Controle Interno do Poder Executivo Federal e as determinações do Tribunal de Contas da Un1io tenham o tratamento adequado para seu cumprimento.

s. Nos trabalhos realizados, que atenderam ao Plano Anual de Atividades de Auditoria lntema da Petrobras de 2011, aprovado pelo Conselho de Admlntstraçlo e de conhecimento do Conselho Fiscal, foram avaliados os processos operacionais e respectivos controles com base em Indicativos de materialidade, relevância e risco. Com exceçlo dos aspectos abordados nos Relatórios de Auditoria Interna, conciufmos que os controles slo adequados, pois possuem a capacidade de prevenir erros, Ineficiências, etc., constituindo-se, portanto, em mecanismo eficaz de monitoramento.

AiJbftõliA INTERNA Av. Rep(lblica do Chile, 66/701 - Cenii'O CEP.: 20031-912- Rio de Janeiro- RJ. -~~~ Tel.: (55-21) 3224-1101 Fax.: ($21)~7

/) ';Y

6. Somos de parecer que o Processo de Contas Ordinárias Consolidado da Petróleo Brasileiro S.A.- PETROBRAS, relativo ao exercício de 2011, está em condições de ser submetido à apreciação da Unidade do Sistema de Controle Interno do Poder Executivo Federal e do Tribunal de Contas da União.

Rio de Janelro,~e julho de 2012.

Gerson Luiz Gonçalves Gerente Executivo da Auditoria Interna Petróleo Brasileiro S.A. - 'PETROBRAS

AUDtTORIA INTERNA Av. República do Chile, 65/701 -Centro CEP.: 20031-912- Rio de JaneirO- RJ- Brasil TeL: (55-2.1) 3224-1101 Fax.: (55-21) 3224-5237

I:Uf PBTRD8RAB

DECLARAÇÃO

Declaro, em conformidade com o subltem 1.11.4, do Núcleo Fixo, da Parte D, do Anexo li, da Decisão Normativa - TCU NO 108, de 24 de novembro de 2010, referente ao Processo de Contas Ordinárias Consolidado da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras do Exercício de 2011, que esta Unidade de Auditoria Interna:

1. Possui sistema para monitoramento do estágio das ações empreendidas pela Companhia em decorrência dos resultados dos trabalhos da Auditoria Interna;

2. Faz acompanhamento sistemático das ações gerenciais da Companhia para Implementar as recomendações exaradas por esta Unidade de Controle Interno;

3. Certifica-se do conhecimento e da aceitação, pela Alta Gerência, dos riscos pela não Implementação das recomendações feitas pela Auditoria Interna;

4. Comunica sistematicamente à Alta Gerência, ao Conselho de Administração e ao Comitê de Auditoria sobre riscos considerados elevados assumidos pela gerência ao não implementar as recomendações desta Unidade de Controle Interno.

Rio de Janeiro,/&tle julho de 2012.

Gerson Luiz Gdnçalves Gerente Executivo da Auditoria Interna Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS

AUDITORIA INTERNA Av. Repliblioa do Chile, 65/701 -Centro CEP.: 20031·912- Rio de Janeiro- RJ. B!'uil Te!.: (55-21) 3224·1101 Fax.: (55-21) 3224--5237

ANEXO IX Demonstrações financeiras, inclusive notas explicativas, auditadas por auditores independentes das subsidiárias.

� Petrobras Netherlands B.V. – PNBV (esta informação está protegida por sigilo);

� Petrobras Distribuidoras S.A. – BR Distribuidora;

� Petrobras International Finance Company – PIFCO (esta informação está protegida

por sigilo);

� Braspetro Oil Service Company – BRASOIL (esta informação está protegida por

sigilo);

� Braspetro Oil Company – BOC (esta informação está protegida por sigilo);

� Petrobras International Braspetro B.V. – PIBBV (esta informação está protegida por

sigilo);

� Downstream Participações Ltda (esta informação está protegida por sigilo);

� Petrobras Transporte S.A. – TRANSPETRO;

� Petrobras Gás S.A. – GASPETRO;

� Petrobras Química S.A. – PETROQUISA (incorporada em 27/01/2012);

� Termoceará Ltda (esta informação está protegida por sigilo);

� Termorio S.A.; (incorporada em 19/12/2011)

� Termomacaé Ltda (esta informação está protegida por sigilo);

� Petrobras Comercializadora de Energia Ltda – PBEN (esta informação está protegida

por sigilo);

� FAFEN Energia S.A.; (incorporada em 19/12/2011);

� Sociedade Fluminense de Energia Ltda – SFE (esta informação está protegida por

sigilo).

Petrobras Distribuidora S.A.


em 31 de dezembro de 2011 e 2010




Conteúdo


Declaração de Habilitação Profissional

3a5

Balanço patrimonial 6 e 7

Demonstração do resultado s

Demonstração de resultados abrangentes 9

Demonstração das mutações do patrimônio líquido 10 e 11

Demonstração dos fluxos de caixa- Método indireto 12 e 13

Demonstração do valor adicionado 14 e 1s

Notas explicativas às demonstrações contábeis 16 a 97

2

KPMG Auditores Independentes Av. Almirante Barroso, 52 - 4° 20031-000- Rio de Janeiro, RJ- Brasil Caixa Postal 2888 20001-970- Rio de Janeiro, RJ- Brasil

Central Tel Fax Internet

55 (21) 3515-9400 55 (21) 3515-9000 www.kpmg.com.br


Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Petrobras Distribuidora S.A. Rio de Janeiro- RJ

Examinamos as demonstrações contábeis individuais e consolidadas da Petrobras Distribuidora S.A. ("Companhia"), identificadas como Controladora e Consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2011 e as respectivas demonstrações do resultado, do resultado abrangente , das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas.

Responsabilidade da Administração sobre as demonstrações contábeis

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

Responsabilidade dos auditores independentes

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

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

3

KPMG Auditores Independentes, uma sociedade simples brasileira e firma~membro da rede KPMG de firmas-membro Independentes e afiliadas à KPMG lnternational Cooperativa rKPMG lnternatlonal"), uma entidade sufça.

KPMG Auditoms Independentes. a Brazilían entity anda member firm of the KPMG network of independent member firrns affiliated with KPMG lntemational Cooperativa (KPMG lntemaffonal"), a SWiss entity.

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


Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petrobras Distribuidora S.A. em 31 de dezembro de 2011, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Opinião sobre as demonstrações contábeis consolidadas

Em nossa opinião as demonstrações contábeis consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira consolidada da Companhia S.A. em 31 de dezembro de 2011, o desempenho Consolidado de suas operações e os seus fluxos de caixa Consolidados para o exercício findo naquela data, de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo lnternational Accounting Standards Board - IASB e as práticas contábeis adotadas no Brasil

Ênfases

Conforme descrito na nota explicativa n°. 2, as demonstrações contábeis individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da Petrobras Distribuidora S.A. essas práticas diferem do IFRS, aplicável às demonstrações contábeis separadas, somente no que se refere à avaliação do investimento em controladas, controladas em conjunto e coligada pelo método de equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria custo ou valor justo. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto.

Conforme mencionado na Nota Explicativa n°. 7.4, a Companhia possui saldo significativo de contas a receber de empresas termoelétricas, cuja realização depende de sucesso nas negociações em curso pela Administração. Em 31 de dezembro de 2011, considerando a avaliação da Administração sobre a recuperabilidade dos valores a receber, nenhuma provisão para perdas foi registrada nas demonstrações contábeis. Nossa opinião não está ressalvada em função desse assunto.

4

Outros assuntos

Demonstrações do valor adicionado

Examinamos, também, as demonstrações individual e consolidada do valor adicionado (DVA), referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2011 cuja apresentação é requerida pela legislação societária brasileira para companhias abertas, e como informação suplementar pelas IFRS que não requerem a apresentação da DVA. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.


KPMG Auditores Independentes CRC SP-014428/0-6 F-RJ

Jc::...;._ tkct.u&t ru ~ Vânia Andrade de Souza Contadora CRC RJ-057497/0-2

5

DHP Eletrônica ------------------------------------------------------------------------ Page 1 of 1

CONSELHO REGIONAL DE CONTABILIDADE • RJ

DECLARAÇÃO DE HABILITAÇÃO PROFISSIONAL - DHP ELETRÔNICA

O CONSELHO REGIONAL DE CONTABILIDADE· RJ DECLARA que o registro identificado no presente documento encontra-se em situação REGULAR neste Regional, apto ao exercício da atividade contábil nesta data, de acordo com as suas prerrogativas profissionais, conforme estabelecido no art. 25 e 26 do Decreto-Lei n° 9.295/46.

Declaramos para os devidos fins e para quem interessar possa, sob as penas da lei, especialmente, das previsões do art. 299 do Código Penal Brasileiro que as informações constituem a expressão da verdade. Informamos também que a presente não quita nem invalida quaisquer débitos ou infrações que, posteriormente, venham a ser apurados contra o titular deste registro, bem como não atesta a regularidade dos trabalhos técnicos elaborados pelo profissional da Contabilidade.

CONSELHO REGIONAL DE CONTABILIDADE R.J DECLARAÇÃO DE HABILITAÇÃO PROFISSIONAL- DHP RJ/2012/00004313 CRC:RJ-057497/0-2 CONTADOR VANIA ANDRADE DE SOUZA AV ALMIRANTE BARROSO, n°52, 4. ANDAR CENTRO CPF: 671.396.717-53 20031-000 - RIO DE JANEIRO - RJ

VALIDADE 24.04.2012

Identificação da pessoa jurídica ou física da qual o profissional é responsável:

Pessoa Jurídica ou Física

Nome: PETROBRAS DISTRIBUIDORA S.A.

CPF/CNPJ: 34.274.233/0001-02

Finalidade: RELATÓRIO DE AUDITORIA

Orgão Destino: OUTROS

Confirme a existência deste documento emitido pelo profissional, na pág. WWW.CRC.ORG.BR CPF: 671.396.717-53 Controle: 7449.4564.3524.4181

http:l /webserver.crcrj .org.br/scripts/SQL _ dhpv03 .dll/login 25/01/2012


Balanço patrimonial



Consoliclado Controlaoora Nota 2-0UI

AÜTO 2011 Re:a!!e:s.e:ntado l-OU 2010

Ci.rculaute Caixa e equivalentes de caixa 5 803 802 456 641 C<mtas a receber 6 5.257 4.4&5 5.029 4.280 Dívidendos a receber 1 26 15 Estoques 8 2.007 1.673 1.967 1.635 Impostos e contribuições a recuperar 20.1 815 783 734 733 Despesas antecipadas 34 46 30 42 Adiantamento a fomecedores 263 181 263 177 Outros ativos circulantes 56 58 44 52

9.236 8.018 8.549 7.575

Nio eirmlante ReallzáTelalongo prazo

Contas a receber 6 1.083 919 1.055 888 Títulos e valores mobiliarios 9 259 239 259 239 Depósitos judiciais lO 359 329 317 289 Despesas antecipadas 162 132 162 132 Impostos e contribuições a recuperar 20.1 78 7 76 6 Impostos e contribuiçiio social diferidos 20.3 524 463 483 415 Outros ativos reahzàveis a longo prazo 7 36 33

2.472 2.127 2.352 2.012

lnTestimentos 11 84 73 918 885 Imobili.za4o 12 4.714 4.006 3.820 3.402 IntaugiTel 13 531 374 520 361

5.329 4.453 5.2.58 4.648 17.037 14.608 16..159 14.225

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis

6


Balanço patrimonial



Consolidado Controladora lO UI

JlusiTO Nota um Rearresentàe l-OU lO lO

Cimllante Financiamentos 14 225 s 202 Arrendamentos mercantis financeiros 15 32 31 32 30 Fornecedores 3.181 2.400 3.091 2.272

Petróleo BrasUeiro S.A. Petrobras 7.2 2.253 U39 2.230 1.508 Outros 934 861 861 764

Operações de mútuo com a Controladon! 7.2 102 101 102 101 Impostos e contribuições a recolher 20.2 284 418 261 390 Dividendos propostos 22.4 301 334 301 334 Plano de pensão 21 32 43 32 42 Plano de saúde 21 39 37 32 30 Salários, férias e encargos 176 151 146 123 Provisão para processos judiciais 23 40 30 39 29 Adiantamento de clientes 209 173 195 160 Participação de empregados e administradores 11.5 100 106 100 103 Outras contas ~ despesas a pagar 216 179 176 172

4.943 4.0ll 4.709 3.786 Não Cimdante

Financiamentos 14 524 19 Arrendamentos mercantis fi:nanceíros 15 !41 151 141 151 Outras operações com Empresas: do Sistema 7.2 ., 14 .,

14 "' .. Imposto de renda e oontn'buição social diferidos 20.3 164 l2S !17 98 Plano de pensão 21 183 151 181 149 Plano de saúde 21 750 663 695 612 Provisão para proceS<sos judiciais 23 106 171 94 115 Outras contas e despesas a pagar 130 50 126 50

2.100 1.347 1.356 1.189

Patrimônio~ Capital social realizado 5.153 5 . .153 5.153 H 53 Reservas de capital 54 54 54 54 Reservas de Juaos 4.860 4.020 4.860 4.020 Ajuste de avaliacão patrimotlial 27 23 27 23

1U94 9.2Si 10.094 9.250 17.037 14.608 16..159 14.225


7


Demonstração do resultado


(Em milhi'!es de reais, exceto pelo lucro por lote de mil açõe.s)

Consolidado Controladora Nota 2010

2011 Re aeresen tado 2011 2·010 RKtita 74..353 66 .. 059 71.243 63.008

Custo oos produtos e seniços vendioos (68.2.30) (60281) (65.977) (58102)

Lucro bruto 6.123 5.777 5.266 4.906 RKeitas de cmntruçio da infrustrutura 38 33 38 33

Custos da construção da infraestrutura 13.3 (38) (33) {38) (33)

Lucro bruto após ccmstruçio da infraestrutura 6.123 5.777 5.266 4.90;6

R«eita.s (despesas) operadon.ais Vendas (3343) (2 868) (2.754) (2333) Gerais e administrativas (715) (642) (558) (50S) Tributárias (44) (31) (37) (22) Planos de pensão e nooe 11 (99) (84) (91) (77)

Outras receitas (des~ns) operacionais 19 (37) (106) (34) (110) (4.238) (3.731) (3.474) (3.050)

Resultado antes das receitas(desp.nas) financeiru liquidn, participações em investimentos e impostos 1.885 2.046 1.792 1.856

Financeiras !S Des~ns (108) (116) (104) (lll) Receitas 349 424 296 379 Variações cambiais e monetárias, liquidas {15) (34) (22) (25)

226 274 170 243 Partidpações em subsidi:í.rias e coligadas

Resultado de participações em investimentos 9 iO 102 139

Participa-ções dos empregados e administradores 2U (llS) (120) (!00) (103)

Lucro op~racional antes da contribuição s.ocial, do imposto de renda e da participação dos acionistas não u1ntroladores 2.002 2.210 1.964 U35

Contribuição social 20.5 (!99) (216) (!SS) (196) Impc:>sto de renda 20.5 (536) (587) (509) (533)

Lucro líquido atribuínl aos acionistas controlado.res 1.267 1.407 1.267 1.406

Lucro líquido., básico e diluído, por lote de mil ações do capital soeia.l - RS 29,58 32.80


8


Demonstração de resultados abrangentes


(Em milhões de reais, exceto pelo lucro por lote de mil ações)

Consolidado 2010

Luero líquido antes da participação de ado11istas não eontrola.d<~res

Outros resultados abrangentes: Ganhos a realizar sobre títulos disponíveis para venda

Imposto de renda e contribuição social diferidos Resultado abrangente atribuível ao acionista controlador

20ll

1.26!

7 (2)

1.272

ReaE:reseutado

1.407

14 (5)

L416


9

Controladora

2011 2010

L267 1.406

7 14 (2) (5)

1.212 lAIS


Demonstração das mutações do patrimônio líquido


(Em milhões dP reais)

Co!uoliàdo

~""-Capital- Díritlea<lo Ajtn!ctle Total de -· Resanstle Ret~ .o\àidoul LaerH

·~ patrilaôaio

iatepllzade catrital Lepl r .... tlttiri.a tlelacrus ~ acamlllados patrimoaial ~ Iml"tlejuein>tlelOIQ 5.153 54 ~16 141 1.390 208 13 8.376

G.nhos oão nolizadoo '""ÍI!Stt1lmetltOS

- díspooiveis pota \'toda lO 18 Lucro liquido do ...meio L407 L407 Destiooções:

Apropriações mt :res:erv-u 70 16 850 (946)

Di>idoodoo (208) (33.5) (543)

I>Nideadoadiciooa!propooto 116 (1M2 Im31 tletlezemlmltlelOlO 5.153 54 4ll6 168 3.%-111 ll6 :!3 9.250

Ganhos aio r~ em i:nstrumentos.

- disponí>oispota- 4 Lucro líquido de ...meio Uó7 1.267 Dostinaçôes:

Apropriações ............. 63 26 63S (727)

Di>"idendos (126) (301) (411)

DMdftulo adici<>n<l proposto 239 (239) 549 194 H7S 239

Em 3ltle dezembro"" lOll 5.153 54 UfO 27 1M94


lO


Demonstração das mutações do patrimônio líquido


(Em milhões de reais}

Controladcn. Reservas- d~ lucros

Capital SO<ial Diru!eJ>do Ajuste de- Total do-suMcrite~ Resenasde ReteBÇ:ào Adicional lutto.s. anti~ patrimôuU.

integnlindo capital Legal Estatutária de lucros p...,...., uumula.dos j>11trimmtíal líquido

I:m r de- jantoire. de 1610 5.153 5-I 416 142 !.391 208 13 8.377

Gar.hos. não realizados~ instrumentes finanoeu-os disponivei! para venda 1ú lO

L.ua-o liquido do exe.rcicio- 1.406 1.406 Destinaç.ões

_.!i.~propriaç:ões em ~'as lO 16 849 t945) Dividendos (2CB) {335) (543)

Dt<idondo od!CtOtlal pmpo.rc lló {126}

Em 31 de dezembro de 2010 S.l5-3 5-I 486 168 3.240 126 Z3 9.250

Ganhos não realizados em tn:!trumentos

finan~os disponiveis pMa '~ 4 4

Lucro 1iqu:ido 00 exercicio 1.267 1.267 Destm!Ç-óes

A.propnaç5es em rMffi"'M 63 26 638 (717}

Di"i.d..~do$ {!2.ii) (30!) (42'1)

Dividtndo adriooalprop<»to 239 (239) 549 194 3.818 ''9 ----

Im. 3-1 de de-zembro d-e 2611 5.153 5-I 4.860 17 10.094


ll


Demonstração dos fluxos de caixa - Método indireto Exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e 2010


Como lidado Coatroladora 20111

2011 ReaJ!r~seatldo 1011 lOIO Atiridlde opuuioual

Lucro liquido otribuivel aos acionistas controladom 1.267 1.407 1.267 1.406 Ajustes:

Resullado de partjcipações em investimentos rele\'llllte~ (10) (10) (!07) (151) .o\mortiz:açào de àgico I 5 12 ~e amortiza;ião 3ó4 339 302 283 Amortização de fimmciamentos condicionai! 199 147 199 147 Valor residual de bens baixados de natureza permanente 30 27 22 22 Variações cambiais, mooetàrias e encargos~

sobre f~tos e operações de tmituo e outras opeBÇ<iet 25 31 52 39 Imposto de renda e contribuição S<>ciol diferidos, liquidas (25) li (5!) (3)

Outros ajustes 93 (149) 112 68

A11111eato I Redução de atllw e paubw Aumento da contas a receber (1.567) (430) (U53) (438)

Aumento dos estoques (335) (327) (332) (323)

Aumento de outros ativos (117) (203) (93) (193)

Aumento de fomecedores 48 111 65 76 Redução (aumento) de adiant:lmeftto a fornecedores (83) 16 (87) 15 Redução de impostos, lalals e contribuiç5es (226) (94) (205) (92)

Aumento dos planos de pemão e de saúde 111 84 106 so Aumento de outros pas$1\'0S 111 m 84 22 Operações com empresas do mtema

Reduçio (aumento) de eonus a receber 352 (80) 352 (80)

Aumento de contas a pagar 686 313 701 290

Rttelll'soslíquidos cer..tos pelu ati>idad" opuariollais 9"..4 1.4lS 8J9 1.180

Atiridades de Ílll'ttstimeatos Investimentos em gás e enerp (42) (39) (42) (39)

ln\-eslimentos em distribuição (1.064) (S09) (724) (634) Outros in•-eslimentos (7) (49) (6) (47)

Oivideoclos recebidos 3 11 74 60

Rteu:rsos Jiquidos aplkados aas atiridades de illvHtimeatos (l.IHI) (886) (698) (660)

Atiridldes de filUJidamqtos FillatlciamWos e~ de mútuo, liquidas

Captaçõea 716 5 187 Amortizações de principal (19) (5)

.~dejuro• (5) (2)

Furulo de Investimento em Direitos Creditórios Nio - Padroni:zad'Os s Dividendos pagos a acionistas (480) (573) (480) (573)

OuttM ~de financiamentos (33) (32) (33) (31)

Rteu:rsos líquidos (aplicados) cendos nas atiridades de flamclameatos 187 (607) (316) (604)

Variaçio liquida de caiu e equi'l'lleatel de caixa ao nercicio {65) (185) (S4)

Caiu e equinleates de caiu ao llúdo do exercido 802 867 641 725

Caiu e equivalentes de caixa uo fim do exercido 80.3 SOl 456 641


12


Demonstração dos fluxos de caixa - Método indireto Exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e 2010


Controladora 2010

_.....;20=" =li;.___ Reapres.entado _..;:.20=1;..;;..1 __ ..;:.20.:;.;;;1;..;;..0_

Wormações adicionais aos flu:ms ft caixa:

Valores pagos e recebidos durante o exerddo Juros pagos, líquidos do montante cap:ital:i:zado Imposto de renda e contribuição social Imposto de renda retido na fonte de te:reeiiros

Transações de investimentos e financiamentos

que uào envolvem caiu

Aquisição de imobilizado a prazo

4 154

45

17 17

2 1.263

49 1.314

53


13

730 44

774

1.216 47

1.263


Demonstração do valor adicionado



C011$0lidado Controladora uno

um Rea.presentado 2811 2810 Receitas

Vendas de produtos e serviços e outras receitas 91.204 80.961 87547 77.365

Provisão para créditos de liquidaçio duvidosa- c:omtituiçio (101) (4) (108) (15)

Receitas relativas à c:omtruçio de ativos para uso 590 402 536 367 91.693 81.359 87.9'75 77.717

WlllllOS adquiridos de tereeiros Materiais consumidos 68 47 Custo das~~ para revenda 68..164 60.222 65.915 58.045 Energia, serviços de terceiros e outros 2.986 2.829 2.610 2.489

Créditos fiscais sobre insumos adquiridos de terceiros 4.009 3.747 3.761 3.455

75.2.87 66.!145 72.286 63.989

Valor adicionado bruto 16.406 14.514 15.689 13.728

Rete.nções Depreciação e amortizaç.io 364 339 302 283

Valor adicionado líquido produzido pela Companlda 16.042 14.175 15.387 13.445

\' alor adicionado recebido em tranlferêaria Result:ado de participações em

investimentos 10 10 107 151 Receitas financeiras - i.nclW variações

monetária e cambial 403 437 331 399 -~de mais valia (I) (5) (12)

Aluguéis e royaJties 186 175 186 172 598 6ll 619 710

Valor adicionado a distribuir 16.640 14.797 16.006 14.155


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Demonstração do valor adicionado



CollSIIlWado CODtroladon 2010

2011 ReiJI!!HDtado 2011 2010

Distribuição do valor adicionado

Pe-1 e administn.dores RtmDDe:raçio Direta Sürios 798 4,8% 709 4,fW. 615 3,8% 543 3,~1.

Participações doi empregaÕ06 e administradores 110! b:ros 118 0,7% 120 o,s,. 100 0,6% 103 0.7~ó

Beuefidos Vantagens 105 0,6% 93 Q.ó•;;, 67 0,4% 60 0,4~.

Plano de apo!'eDtaôoria e pensio 94 0,6% 76 0,5~~ 90 0,6% 74 0,5% Plano de saúde 163 1,0% 134 0,9% 139 o.w. 112 0,8%

FGTS 61 0,4% 52 0,4% 46 0.3'" 40 o.w. 1.339 8,1~ 1.184 8.0~ 1.057 6,6% 932 6,6~

Tributos Impostos, taxas e eontnbuições 13.620 Sl,!Wo 11.964 so.s~~ 13.345 83,4% 11.623 82,1~.

Imposto de renda e eontribuição social diferidos (25) (0,2%) ll 0,1% (:11) (0,3%) (3) (0,0%)

13.595 81,7~ 11375 80"" 13J94 83.1~ 11.620 82,1~

lustituições finaueeins e famecedo:res Juros, variaç3es cambiais e mooetlirias 179 1,1% 163 1,1% 162 1,0% 156 l,Wo Despem de a!upis 260 1,5% 69 0,5% 226 1,4% 41 0,3%

439 %,6~ 232 1,6~ 388 1,4 .. 197 1,4 .. .<\rionistas

Dividendos 301 1,8% 334 2,3% 301 1,9% 334 2,3% Lucros retidos 966 5,8~"0 1.072 7,2% 966 6,00/0 1.072 7,6%

1J67 7,6~ 1.406 9,5~ 1.267 7,9% 1.406 9,9~

V allll' adicionado distribuído 16.640 100,0~ 14.797 100.0~ 16.006 100,0 .. 14.155 1to~


15


Notas explicativas às demonstrações contábeis (Consolidadas e da Controladora)



1 Contexto operacional

A Petrobras Distribuidora S.A. (Companhia), que utiliza a abreviatura BR, é uma sociedade anônima de capital fechado domiciliada no Brasil constituída em 12 de novembro de 1971, subsidiária da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, que tem por objeto, observados os preceitos legais, a distribuição, o transporte, o comércio, o beneficiamento e a industrialização de derivados de petróleo e de outros combustíveis, a exploração de lojas de conveniência em postos de serviços, a produção, o transporte, a distribuição e a comercialização de todas as formas de energia, de produtos químicos e de asfaltos, a prestação de serviços correlatos e a importação e a exportação relacionadas com os produtos e atividades citados. A sede social da Companhia está localizada no Rio de Janeiro- RJ.

2 Base de apresentação das demonstrações contábeis

2.1 Declaração de conformidade (com relação às normas lFRS e às normas do CPC)

As demonstrações contábeis consolidadas estão sendo apresentadas de acordo com os padrões internacionais de demonstrações contábeis (IFRS) emitidos pelo International Accounting Standards Board - IASB e também de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BR GAAP).

As demonstrações contábeis da controladora estão sendo apresentadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09, complementadas pelos novos pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade- CFC e de normas da Comissão de Valores Mobiliários -CVM.

As demonstrações financeiras individuais da controladora foram elaboradas de acordo com o BR GAAP e, para o consolidado, essas práticas diferem das IFRS aplicáveis para demonstrações financeiras separadas em função da avaliação dos investimentos em controladas, coligadas e controladas em conjunto pelo método de equivalência patrimonial no BR GAAP, enquanto para fins de IFRS seria pelo custo ou valor justo.

As reconciliações do patrimônio líquido e resultado da controladora com o consolidado estão na nota explicativa 3.4.

16

Petrobras Distribuidora S .A.

Notas explicativas às demonstrações contábeis (Consolidadas e da Controladora) Exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e 2010


O Conselho de Administração da Companhia, em reunião realizada em 9 de fevereiro de 2012, autorizou a divulgação destas demonstrações contábeis.

2.2 Base de mensuração

As demonstrações contábeis individuais e consolidadas foram preparadas com base no custo histórico como base de valor, com exceção dos seguintes itens materiais reconhecidos nos balanços patrimoniais:

• os instrumentos financeiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado;

• os ativos financeiros disponíveis para venda, mensurados pelo valor justo;

• os arrendamentos mercantis financeiros, pelo valor justo; e

• o passivo atuarial de benefício definido é reconhecido como o total líquido dos ativos dos planos, acrescido do custo de serviço passado não reconhecido e perdas atuariais não reconhecidas, deduzido dos ganhos atuariais não reconhecidos e do valor presente da obrigação do benefício definido.

3 Base de Consolidação

Em 2011, a Companhia passou a reconhecer nas demonstrações contábeis consolidadas os investimentos em empresas controladas em conjunto pelo método de equivalência patrimonial, conforme alternativa prevista no parágrafo 3 8 do IAS 31, que foi incorporada em agosto de 20 11 na revisão do CPC 19, aprovado pela Deliberação CVM 666/11. Anteriormente, esses investimentos eram consolidados linha a linha nos ativos, passivos, receitas e despesas proporcionalmente a participação.

Essa alteração foi aplicada retroativamente a 1 o de janeiro de 201 O, produzindo ajustes no exercício de 31 de dezembro de 201 O, sem impactos no patrimônio líquido e lucro líquido, conforme a seguir:

17





3.1 Balanço patrimonial consolidado

0110l/ll10 2010

Efeito à Saldo iuidal Efeito da Divulplo c:ouoliàçio ajlUUdo -lidaçio 2009(*~ propordonal 91101/2010 Di'flllaado )ll'OJ)OJ'cimW AjlUUdo

Ativo Cirtutante 7.181 I Ativo R.ealizávfl a Longo Prazo 2.069 (l)

Investimentos 25 2 Imobilizado 3.506 (2) Intqiyfl 349

1J.130

Passivo Circulante 3.507 2 Passivo não circulante 1.247 (2)

Patriulônio liquido atribuiyflaos acionistas controladores 8.376

13.136

3.2 Demonstração do resultado consolidado

Receita Custo dos produtos e serviços vendidos Luuobruto Receitas (despesas) operacionais

7.182 2.068

27 3.504

349

13.136

3.509 1.245

8.376

13.136

Luuo utes do resultado finuceiro, puticl.pações e trilmtos Resultado financeiro liquido Resultado de ~sem investimentos Participação de ernpngados e administradores Luuo utes dos tributos sobre o luuo Contribuição social e impos.to de renda Luuo liquido atrilmivel aos acionistas eontroladores

18

8.044 (16) 8.0"'....8 2.119 s 2.127

16 51 73 4.066 (60) H06

374 374

14.61!1 (11) 14.608

4.018 (7) 4.011 1.351 (4) 1.347

9.250 9.250

14.619 (11) 14..608

1.010

Efeito da eonsoliclaçio

Divqado propordon.al Ajustado 66.067 (8) 66.0)9

(60.285) 3 (60.282)

5.782 (5) 5.777 (3.727) (4) (3.731) 2.055 (9) 2.046

274 274 3 7 10

(120) (120) 1.212 (l) 2.210 (805) 2 (803)

1.407 1.407





3.3 Demonstração dos fluxos de caixa

Caixa gerado pelas atividades operacionais Caixa utilizado em atividades de investimentos Caixa gerado pelas. atividades de financiamento

V ariaçio líquicla d• caixa do exerdcio

Caixa e equiva)ente de caixa no inicio do exercicio Caixa e equivalente de caixa ao fiaal do exercício

Divulpdo

1.444 (SS2) (610)

(48)

867 819

2010

Efeito da eouol:idaçio propm:ioaal

(16)

(4) 3

(17)

(17)

Ajustado 1.428 (886)

(607)

(65)

967 SOl

As demonstrações contábeis consolidadas foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis internacionais e brasileiras e são compostas pelas demonstrações contábeis da Petrobras Distribuidora S.A. e suas subsidiárias, apresentadas como se segue:

Subsidiárias e tolltroladu üquigás Dist:ribuidora S.A. Fundo de Investimento Imobiliário FCM: (FI!) Stratura Asfaltos S.A.- Stratura

Participação ao (:IJ!ital- % 1011 2810

Subsuito e Subsaito e mtegralizado Votute l:ateçalizaclo Votante

100,00 99,01

100,00

100,00 99,01

100,00

100,00 99,01

100,00

100,00 99,01

100,00

O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado corresponde à soma horizontal dos saldos das contas de ativo, passivo, receitas e despesas, segundo a sua natureza, complementada com as seguintes eliminações:

• das participações no capital e reservas mantidas entre elas;

• dos saldos de contas correntes e outras, integrantes do ativo e/ou passivo, mantidos entre as empresas;

• das parcelas de resultados do exerctcto, do ativo circulante e não circulante que correspondem a resultados não realizados economicamente entre as referidas empresas; e

• dos efeitos decorrentes das transações significativas realizadas entre as empresas.

19




(Em milhões de reaLs)

Nas demonstrações contábeis da controladora as infonnações contábeis de controladas, assim como das controladas em conjunto e das coligadas, são reconhecidas através do método de equivalência patrimonial.

3.4 Reconciliação do patrimônio liquido e lucro líquido do Consolidado com o da controladora

R$milhies Patrimôllio liquido Luaoliquido

Consolidado -IFRS Participllçio de aciol!i$tas tlio oonttotadores Atribuível aos aciol!i$tas da Petrolns Distribuidora S.A Ativo diferido ImpostO$ diferidos COlltroladera, ajutúo aos prouUDdameutos eoutábeis emitidos pele CPC

31/12/lOll 31nmo1o 10.094 9.250

10.094 9.250

1!1.094 9.250

31n2non J1nm.o1o 1.267 1.407

1.267 1.407 (2)

1

1.267 1.406

As demonstrações consolidadas apresentadas foram elaboradas de acordo com os pronunciamentos técnicos emitidos pelo CPC. A única diferença para os IFRS refere-se ao tratamento contábil do ativo diferido até 31 de dezembro de 2009 - o qual foi totalmente amortizado pela Companhia em 2010. Nas demonstrações consolidadas de 2009, a despesa de amortização do ativo diferido foi eliminada do resultado do exercício contra lucros acumulados.

4 Sumário das principais políticas contábeis

4.1 Moeda funcional

A moeda funcional da Companhia. assim como a de suas controladas, é o Real, de acordo com as normas descritas no CPC 02 (R2) - Efeitos nas Mudanças nas Taxas de Câmbio e Conversão de Demonstrações Contábeis.

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4.2 Operações em moeda estrangeira

Transações em moeda estrangeira são convertidas para a moeda funcional da Companhia pelas taxas de câmbio nas datas das transações. Ativos e passivos monetários denominados e apurados em moedas estrangeiras na data de apresentação são reconvertidas para a moeda funcional à taxa de câmbio apurada naquela data. O ganho ou perda cambial em itens monetários é a diferença entre o custo amortizado da moeda funcional no começo do exercício, ajustado por juros e pagamentos efetivos durante o exercício, e o custo amortizado em moeda estrangeira à taxa de câmbio no final do exercício de apresentação. Ativos e passivos não monetários denominados em moedas estrangeiras que são mensurados pelo valor justo são reconvertidos para a moeda funcional à taxa de câmbio na data em que o valor justo foi apurado.

4.3 Uso de estimativas e julgamentos

A elaboração das demonstrações contábeis, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil, requer que a Administração use estimativas e julgamentos e adote premissas com relação à apresentação de ativos, passivos, receitas, despesas e as divulgações de passivos contingentes na data de encerramento do exercício.

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

Revisões com relação a estimativas contábeis são reconhecidas no período em que as estimativas são revisadas e em quaisquer períodos futuros afetados.

4.4 Apuração do resultado

O resultado, apurado pelo regime de competência, inclui: os rendimentos, encargos e variações monetárias ou cambiais a índices ou taxas oficiais, incidentes sobre ativos e passivos circulantes e não circulantes, incluindo, quando aplicável, os efeitos de ajustes de ativos para o valor de mercado ou de realização, bem como a provisão para créditos de liquidação duvidosa constituída em limite considerado suficiente para cobrir possíveis perdas na realização das contas a receber.

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4.5 Receitas de vendas de produtos e serviços prestados

A receita de vendas é reconhecida quando existe evidência convincente de que os riscos e beneficios mais significativos inerentes à propriedade dos bens foram transferidos para o comprador, de que for provável que os beneficios econômicos financeiros fluirão para a entidade, de que os custos associados e a possível devolução de mercadorias podem ser estimados de maneira confiável, de que não haja envolvimento contínuo com os bens vendidos, e de que o valor da receita operacional possa ser mensurado de maneira confiável. Caso seja provável que descontos serão concedidos e o valor possa ser mensurado de maneira confiável, então o desconto é reconhecido como uma redução da receita operacional conforme as vendas são reconhecidas.

A receita de serviços prestados é reconhecida no resultado em função de sua realização, com base no estágio de conclusão do serviço na data de apresentação das informações contábeis.

4.6 Provisões

Uma provisão é reconhecida no balanço patrimonial quando a Companhia possui uma obrigação presente, legal ou não formalizada, como resultado de um evento passado, e é provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação. As provisões são registradas tendo como base as melhores estimativas do risco envolvido.

4.7 Caixa e equivalentes de caixa

Caixa e equivalentes de caixa estão representados por saldos de caixa e investimentos financeiros de alta liquidez, sujeitos a um risco insignificante de alteração no valor, que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em até três meses da data de aquisição.

4.8 Ajuste a valor presente (A VP)

A Companhia não identificou efeitos relevantes sobre estes itens nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e 201 O. Consequentemente, nenhum ajuste a valor presente foi registrado.

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4.9 Estoques

Os estoques estão demonstrados da seguinte forma:

As matérias-primas, derivados de petróleo e etano! estão demonstrados pelo menor valor entre o custo médio de compra e o valor realizável líquido;

Os materiais e suprimentos estão demonstrados ao custo médio de compra, que não excede o de reposição.

O valor realizável líquido é o preço estimado de venda no curso normal dos negócios, deduzido das despesas de vendas.

São incluídos os gastos incorridos na aquisição de estoques, custos de produção e transformação e outros custos incorridos em trazê-los às suas localizações e condições existentes. No caso dos estoques manufaturados e produtos em elaboração, o custo inclui uma parcela dos custos gerais de fabricação baseado na capacidade operacional normal.

4.10 Ativos mantidos para venda

Os ativos não circulantes sobre os quais existe a expectativa de terem seus valores recuperados primariamente através de transação de venda em vez do uso contínuo, são classificados como ativos mantidos para venda. Essa condição é cumprida apenas quando a venda for altamente provável e o gmpo de ativo ou de alienação estiver disponível para venda na sua condição atual. A partir de então, os ativos são geralmente medidos pelo menor valor entre o valor contábil e o valor justo líquido das despesas de venda. Quando classificados corno mantidos para venda, intangíveis e imobilizado não são amortizados ou depreciados.

4.11 Investimentos

Na controladora são avaliados pelo método da equivalência patrimonial os investimentos em controladas, controladas em conjunto e coligadas, nos quais a Administração tenha influência significativa, e em outras sociedades que façam parte de um mesmo gmpo ou estejam sob controle comum.

As demonstrações contábeis de controladas são incluídas nas demonstrações consolidadas a partir da data em que o controle se inicia até a data em que o controle deixa de existir.

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Os investimentos em coligadas e entidades controladas em conjunto são contabilizados por meio do método de equivalência patrimonial, tanto nas demonstrações contábeis individuais como nas demonstrações consolidadas. Quando a participação da Companhia nos prejuízos de uma coligada ou controlada em conjunto excede a sua participação acionária nessa entidade, o valor contábil daquela participação acionária, incluindo quaisquer investimentos de longo prazo que fazem parte do investimento, é reduzido a zero, e o reconhecimento de perdas adicionais é encerrado, exceto nos casos em que a Companhia tenha obrigações construtivas ou efetuou pagamentos em nome da investida, quando, então, é constituída uma provisão para a perda de investimentos.

4.12 Imobilizado

Os ativos estão demonstrados pelo custo de aquisição e são depreciados pelo método linear, com base em taxas determinadas em função da vida útil estimada dos bens.

O custo de aquisição inclui gastos que são diretamente atribuíveis à aquisição de um ativo. O custo de ativos construídos inclui o custo de materiais e de mão-de-obra direta, quaisquer outros custos para colocar o ativo no local e condição necessários para que esses sejam capazes de operar da forma pretendida e custos de empréstimos sobre ativos qualificáveis.

Quando partes de um item do imobilizado têm diferentes vidas úteis, elas são registradas como itens individuais (componentes principais) de imobilizado, quando relevantes.

Ganhos e perdas na alienação de um item do imobilizado são apurados pela comparação entre os recursos advindos da alienação com o valor contábil do imobilizado, e são reconhecidos líquidos dentro de outras receitas no resultado.

Os métodos de depreciação, as vidas úteis e os valores residuais são revistos desde que haja indícios de alteração nas taxas praticadas e eventuais ajustes são reconhecidos prospectivamente, como mudança de estimativas contábeis.

Os arrendamentos em cujos termos a Companhia assume os riscos e benefícios inerentes à propriedade são classificados como arredamentos financeiros. No reconhecimento inicial, o ativo arrendado é medido pelo menor valor entre o seu valor justo e o valor presente dos pagamentos mínimos do arrendamento mercantil. Após o reconhecimento inicial, o ativo é registrado de acordo com a política contábil aplicável ao ativo.

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Ativos arrendados são depreciados pelo período que for mais curto entre o prazo do arrendamento e as suas vidas úteis, a não ser que esteja razoavelmente certo de que a Companhia irá obter a propriedade ao final do prazo do arrendamento. Terrenos não são depreciados.

4.13 Intangíveis

A Companhia apresenta em seu ativo intangível os gastos com direitos de concessões, bônus de fidelização de clientes, ágio por expectativa de rentabilidade futura (goodwíll) e softwares, deduzidos da amortização acumulada, ajustados, quando aplicável, ao seu valor de recuperação.

A Companhia reconhece um ativo intangível resultante de um contrato de concessão de serviços quando tem wn direito de cobrar pelo uso da infra-estrutura da concessão. Após o reconhecimento inicial, o ativo intangível é mensurado pelo custo, deduzido da amortização acumulada e perdas por redução ao valor recuperável.

A vida útil de um ativo intangível de concessão de serviço é o período a partir do qual a Companhia tem a capacidade de cobrar o público pelo uso da infra-estrutura até o final do período da concessão.

Os bônus de fidelização de clientes são registrados no intangível da Companhia quando são assinados contratos de exclusividade com clientes em que o fornecimento de produtos está assegurado por período superior a um ano. A realização desses intangíveis ocorre pelo prazo do contrato.

O ágio por rentabilidade futura (goodwill) resultante da aquisição de controladas é incluído nos ativos intangíveis, conforme nota 13. O valor apurado na mensuração inicial é deduzido das perdas por redução ao valor recuperável, se aplicáveis.

Softwares e outros ativos intangíveis que são adquiridos pela Companhia e que têm vidas úteis finitas são mensurados pelo custo, deduzido da amortiza~ão acumulada e das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas.

Os gastos subsequentes são capitalizados somente quando aumentam os futuros benefícios econômicos incorporados no ativo específico ao qual se relacionam. Todos os outros gastos são reconhecidos no resultado quando incorridos.

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A amortização é reconhecida no resultado baseando-se no método linear com relação às vidas úteis estimadas de ativos intangíveis, que não ágio, a partir da data em que estes estão disponíveis para uso, já que esse método é o que mais perto reflete o padrão de consumo de beneficios econômicos futuros incorporados no ativo.

4.14 Redução ao valor recuperável- "lmpairment"

Imobilizado e intangível

A Companhia avalia os ativos do imobilizado e do intangível com vida útil definida quando há indicativos de não recuperação do seu valor contábil. O ágio por expectativa de rentabilidade futura (goodwill), que tem uma vida útil indefinida e foi apurado na aquisição da Liquigás, tem a recuperação do seu valor testada anualmente, independentemente de haver indicativos de perda de valor.

Na aplicação do teste de redução ao valor recuperável do ágio na aquisição da Liquigás, o valor contábil da unidade geradora de caixa é comparado com o seu valor recuperável. O valor recuperável é o maior valor entre o valor liquido de venda de um ativo e seu valor em uso.

Este valor de uso é estimado com base no valor presente de fluxos de caixa futuros, resultado das melhores estimativas da Companhia. Os fluxos de caixa, decorrentes do uso contínuo dos ativos relacionados, são ajustados pelos riscos específicos e utilizam a taxa de desconto pré-imposto. Esta taxa deriva da taxa pós-imposto estruturada no Custo Médio Ponderado de Capital (W ACC). As principais premissas dos fluxos de caixa são: preços baseados no último plano estratégico divulgado, curvas de produção associadas aos projetos existentes no portfólio da Companhia, custos operacionais de mercado e investimentos necessários para realização dos projetos. Essas avaliações são efetuadas ao menor nível de ativos para os quais existam fluxos de caixa identificáveis.

Ativo financeiro

Um ativo financeiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de apresentação para apurar se há alguma indicação de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável. Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos t1uxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confiável.

26




4.15 Arrendamentos mercantis financeiros

No reconhecimento inicial. a Companhia registra em seu ativo imobilizado, pelo menor valor entre o seu valor justo e o valor presente dos pagamentos mínimos do arrendamento, os direitos que tenham por objetos bens corpóreos destinados à manutenção das atividades da Companhia decorrentes de operações que transferiram os benefícios, riscos e controle destes bens, assim como sua obrigação correlata. Após o reconhecimento inicial, o ativo é registrado de acordo com a política contábil aplicável ao ativo.

Os pagamentos mínimos de arrendamento efetuados sob arrendamentos financeiros são alocados entre despesas financeiras e redução do passivo. As despesas financeiras são alocadas a cada período durante o prazo do arrendamento, visando produzir uma taxa periódica constante de juros sobre o saldo remanescente do passivo.

4.16 Arrendamentos mercantis operacionais

Pagamentos efetuados sob um contrato sem transferência de benefícios, riscos e controles de bens são reconhecidos como despesas no resultado, pelo prazo do contrato.

4.17 Instrumentos financeiros derivativos e operações de hedge

A Companhia mantém instrumentos derivativos de hedge financeiros para proteção patrimonial, com o objetivo de reduzir o risco de ocorrência de variações desfavoráveis decorrentes de oscilações na cotação de moedas estrangeiras. Tais instrumentos são marcados a mercado com os ganhos ou perdas reconhecidos como receita ou despesa financeira, e reconhecidos nas demonstrações contábeis da Companhia, tanto no ativo quanto no passivo, ao valor justo.

Não foram identificados contratos com características que indiquem a existência de derivativos embutidos.

4.18 Ativos financeiros não derivativos

Os ativos ou passivos financeiros são compensados e o valor líquido apresentado no balanço patrimonial quando, e somente quando, a Companhia tenha o direito legal de compensar os valores e tenha a intenção de liquidar em uma base líquida ou de realizar o ativo e liquidar o passivo simultaneamente.

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A Companhia desreconhece um ativo financeiro quando os direitos contratuais aos fluxos de caixa do ativo expiram, ou quando a Companhia transfere os direitos ao recebimento dos fluxos de caixa contratuais sobre wn ativo financeiro em uma transação no qual essencialmente todos os riscos e beneficios da titularidade do ativo financeiro são transferidos.

A Companhia tem os seguintes ativos financeiros não derivativos: investimentos mantidos até o vencimento, ativos financeiros disponíveis para venda e empréstimos e recebíveis.

Ativos financeiros mantidos até o vencimento

Os investimentos mantidos até o vencimento são aqueles para os quais a Companhia tem a intenção e a capacidade financeira de manter até o vencimento. São reconhecidos inicialmente pelo valor justo, acrescido de quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis. Após seu reconhecimento inicial, são mensurados pelo custo amortizado, utilizando o método da taxa de juros efetiva, deduzido de eventuais reduções em valores recuperáveis.

Empréstimos e recebíveis

Empréstimos e recebíveis são ativos financeiros com pagamentos fixos ou calculáveis que não são cotados no mercado ativo. Tais ativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, os empréstimos e recebíveis são medidos pelo custo amortizado através do método dos juros efetivos, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.

Os empréstimos e recebíveis abrangem caixa e equivalentes de caixa com vencimento original de três meses ou menos a partir da data de contratação, clientes e outros créditos, incluindo os recebíveis oriundos de acordos de concessão de serviços.

Ativos financeiros disponíveis para venda

Ativos financeiros disponíveis para venda são ativos financeiros não derivativos que são designados como disponíveis para venda ou não são classificados em nenhwna das categorias anteriores. Correspondem aos investimentos da Companhia em títulos e valores mobiliários.

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Os títulos disponíveis para venda são mensurados ao valor justo. Os juros e atualização monetária são registrados no resultado, quando incorridos, enquanto que as variações decorrentes da avaliação ao valor justo, exceto reduções em valores recuperáveis, são registradas em outros resultados abrangentes, no patrimônio líquido. Quando um investimento é baixado, o resultado acumulado em outros resultados abrangentes é transferido para o resultado do exercício.

Para a avaliação a valor de mercado dos títulos disponíveis para venda são utilizados preços e índices divulgados pela Associação Nacional das Instituições do Mercado Aberto (ANDIMA).

4.19 Passivos financeiros não derivativos

A Companhia e suas controladas têm os seguintes passivos financeiros não derivativos: financiamentos, debêntures, fornecedores e outras contas a pagar.

Os passivos financeiros são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido de quaisquer custos de transação atribuíveis. Após o reconhecimento inicial, são mensurados pelo custo amortizado.

4.20 Benefícios concedidos a empregados

Os compromissos atuariais com os planos de beneficios de pensão e aposentadoria e os de assistência médica são provisionados com base em cálculo atuarial elaborado anualmente por atuário independente, de acordo com o método da unidade de crédito projetada, líquido dos ativos garantidores do plano, quando aplicável, sendo os custos referentes ao aumento do valor presente da obrigação, resultante do serviço prestado pelo empregado, reconhecidos durante o período laborativo dos empregados.

O método da unidade de crédito projetada considera cada período de serviço como fato gerador de uma unidade adicional de benefício, que é acumulada para o cômputo da obrigação final. Adicionalmente, são utilizadas outras premissas atuariais, tais como estimativa da evolução dos custos com assistência médica, hipóteses biológicas e econômicas e, também, dados históricos de gastos incorridos e de contribuição dos empregados.

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Os ganhos e perdas atuartats, decorrentes de ajustes com base na expenencia e nas mudanças das premissas atuariais, são incluídos ou excluídos, respectivamente, na determinação do compromisso atuarial líquido e são amortizados ao longo do período médio de serviço remanescente dos empregados ativos de acordo com o método corredor.

As obrigações por contribuições aos planos de pensão de contribuição definida são reconhecidas como despesas de beneficios a empregados no resultado nos períodos durante os quais os serviços são prestados pelos empregados.

4.21 Receitas e despesas financeiras, monetárias e cambiais

As receitas financeiras e de variação monetária abrangem receitas de financiamentos a clientes, recebimentos em atraso, juros sobre aplicações financeiras e ganhos nos instrumentos de hedge.

As despesas financeiras e de vartaçao monetária abrangem despesas com juros e atualizações monetárias sobre empréstimos, juros e atualização monetária em operações com a Petrobras e perdas nos instrumentos de hedge.

Os ganhos e perdas cambiais são reportados em uma base líquida e abrangem os ganhos e perdas em vendas para clientes no exterior.

4.22 Imposto de renda e contribuição social

Esses impostos são calculados e registrados com base nas alíquotas efetivas vigentes na data de elaboração das demonstrações contábeis. Os impostos diferidos são reconhecidos no ativo ou passivo não circulante em função das diferenças temporárias e prejuízo fiscal e base negativa da contribuição social, quando aplicável.

O imposto de renda e a contribuição social do exercício, corrente e diferido, são calculados com base nas alíquotas de 15%, acrescidas do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$240 mil para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido, e consideram a compensação de prejuízos fiscais e base negativa de contribuição social, se aplicável, limitada a 30% do lucro real.

O imposto corrente e o imposto diferido são reconhecidos no resultado, a menos que estejam relacionados a itens diretamente reconhecidos no patrimônio líquido ou em outros resultados abrangentes.

30





Ativos de imposto de renda e contribuição social diferidos são revisados a cada encerramento do exercício e são reduzidos na medida em que sua realização não seja mais provável.

4.23 Outros ativos e passivos circulantes e não circulantes

Os outros ativos circulantes e não circulantes da Companhia estão representados por despesas antecipadas, adiantamentos a fornecedores e outros créditos.

Outros passivos circulantes e não circulantes são reconhecidos quando uma saída de recursos seja exigida em liquidação de uma obrigação presente e o valor pelo qual essa liquidação se dará possa ser determinado em bases confiáveis. Os outros passivos da Companhia estão representados por salários, encargos trabalhistas, receita diferida e outras contas a pagar.

4.24 Informação por segmento

Um segmento operacional é um componente do grupo que desenvolve atividades de negócio das quais pode obter receitas e incorrer em despesas.

Os segmentos operacionais da Companhia são representados pelas atividades de distribuição de combustível e derivados de petróleo e gás e energia.

O segmento de distribuição representa cerca de 99% da receita líquida do Consolidado e 98% dos ativos imobilizados. Os demais segmentos são considerados não divulgáveis, portanto, a Companhia não apresenta informações por segmento.

4.25 Demonstrações de valor adicionado

A Companhia elaborou demonstrações do valor adicionado (DV A) individuais e consolidadas nos termos do pronunciamento técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado, as quais são apresentadas como parte integrante das demonstrações contábeis conforme BRGAAP aplicável às companhias abertas, enquanto para IFRS representam informação financeira adicional.

31





4.26 Novas normas e interpretações ainda não adotadas

O processo de convergência das políticas contábeis no Brasil às normas internacionais prevê a adoção de diversas normas, emendas às normas e interpretações do IFRS, emitidas pelo IASB, que ainda não entraram em vigor para o exercício encerrado em 31 de dezembro de 2011, conforme a seguir:

Vigência a partir de Emissiio OescriçAo exercicios iniciados em

ou após:

"Demonstrações Contábeis Consolidadas" ( Con<olidated

IFRS lO Financia/ Statemenrs). Estabelece os princípios para a preparação

I" de janeiro de 2013 e apresentação de demonstrações contábeis consolidadas, quando uma entidade controla uma ou mais outras entidades.

'"Acordos Conjuntos" (Joint Arrangements). Estabelece os lFRS 11 princípios para reporte financeiro de entidades que sejam partes de 1" de janeiro de 2013

acordos conjuntos.

"Divulgações de Participações em Outras Entidades" (Disclosure

lFRS 12 ollmerests in Other E1llities). Consolida todos os requerimentos

I o de janeiro de 2013 de divulgações que uma entidade deve fazer quando participa em uma ou mais outras entidades.

"Mensuração a Valor Justo" (Fair V alue Measuremenl). Define IFRS 13 valor justo, explica como mensurá-lo e determina o que deve ser I' de janeiro de 2013

divulgado sobre essa forma de mensuração. !'------ ·--····-- - ·-- -----.. ----·-·--·-

"Apresentação de Itens dos Outros Resultados Abrangentes"

Emenda ao (Presentarion of ltems ofOther Comprehensive Jncome). Requer

lAS 1 que sejam agrupados em Outros Resultados Abrangentes os itens I' de janeiro de 2013 que poderão ser reclassificados para lucros ou prejuízos na demonstração de resultado do exercício.

"Beneficios a Empregados'' (Employee Benefits). A nova versão do IAS 19 elimina o ''método do corredor" para reconhecimento

Emenda ao de ganhos ou perdas atuarias, simplifica a apresentação de 1 o de janeiro de 20 13

IAS 19 variações em ativos e passivos de planos de beneficios definidos e. amplia os requerimentos de divulgação sobre planos de beneficios definidos.

"Divulgações -Compensando Ativos e Passivos Financeiros" Emenda ao (Disc/osures- Qffesetting Financia/ Asseis and Financiai

I' de janeiro de 20 13 IFRS7 Liabilities). Estabelece requerimentos de divulgação de acordos de

compensação de ativos e passivos tinanceiros.

''Data Obrigatória de Entrada em Vigor do lFRS 9 e Divulgações

Emendas de Transição'' (MandatOIJ' F:!Jective Date oj'JFRS 9 and Transi/ion

aos IFRS 9 Disc/osure.,). Postergam a data de entrada em vigor doiFRS 9

I' de janeiro de 2015 e7

para 2015. Eliminam também a obrigatoriedade de •·epublicação de intbrmaçõcs ,~omparativas e requerem divulgações adicionais sobre a transição para o IFRS 9.

32





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

5 Caixa e equivalentes de caixa

Caixa e banas Aplicações financeiras

Fundos de investimento: Fundo em direitos creditórios- FIDC-NP Fundos DI

Total das aplicações fi.naneeiras

Total de caiu e equivalentes de caiu

Consolidado Controladora 2011 1010 2011 2010

470 352 456 339

79 450 302

__ 2_54_ ---- --------_ __:::.3..:::.;33~ __ .....;45.;:..0~ ----__ ....:;.3..:..;02=..

803 80l 456 641 ====== ======

Os saldos das aplicações financeiras estão atualizados pelos rendimentos auferidos, pela variação do CDI, reconhecidos proporcionalmente até a data das demonstrações contábeis, não excedendo os seus respectivos valores de mercado.

O Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não Padronizados ("FIDC-NP") do Sistema Petrobras é destinado preponderantemente à aquisição de direitos creditórios "performados" e/ou "não performados" de operações realizadas pelas empresas do Sistema Petrobras e visa à otimização da gestão financeira do caixa da Petrobras e suas subsidiárias.

33

6





Contas a receber

Consoli.dade 2011 2010

Clientes Terceiros 2.528 2.332 Financiamentos a receber 1.448 1.409

Financiamentos ressa:rciveis 816 955 Financiamentos condic:ionais 632 454

Partes relacionadas 2.373 1.628 Cobranças judiciais 1.187 1.130

Total das contas a receber 7.53Cí 6.499 Menos: Provisão para aiditos de

liquidação duvidosa (1.196) (1.095) Contas a receber -liquidas 6.340 5.4414

Contas a receber (circulant~).liquidas 5.257 4.485 Contas a receber (não ci:rculante), liquidas 1.083 919

Mutação da proris.ào para créditos. Consolidado dt! liquidação duridosa 2011 2010

Saldo em 1° de janeiro (1.095) (1.092) Adições (182) (103) Baixas 81 100 Saldo em 31 de dezembro (circulante) (1.196} (1.095)

Provisão para crédito de liquidação duvidosa (ci:rculante) (1.196} (1.095)

Contnlltdora 2011 20UI

2.255 2.071 L448 1.409

816 955 632 454

23?3 1.629 1.187 1.130 7.263 6.139

(1.179) (1.071) 6.084 5.161

5.029 4.280 1.055 888

Controladora 2011 2010

(1.071) (1.056) (180) (100)

72 85 (1.179) (1.071)

(1.119) (1.071)

Os financiamentos ressarcíveis a receber (controladora), no montante de R$816 (R$955 em 201 0), referem-se a financiamentos em espécie e em produtos concedidos a clientes, com garantias reais, avais ou fianças, com o objetivo principal de implantação ou modernização de postos de serviços, bem como o parcelamento de débitos vencidos.

Os encargos financeiros - correspondentes, principalmente, à variação do IGPM ou Taxa Referencial, acrescidos de juros de l% ao mês - e os prazos de amortização são estabelecidos com base em análises econômico-financeiras de cada negociação e pactuados em contratos.

34





Os financiamentos condicionais (controladora), no montante de R$632 (R$454 em 2010), correspondem à parcela das operações de empréstimos em espécie e em produtos realizada sob condições estabelecidas nos instrumentos contratuais que, uma vez cumpridas pelos clientes, tornam-se inexigíveis, sendo absorvidas pela Companhia.

A Companhia reconhece em seu resultado as parcelas absorvíveis proporcionalmente aos prazos de vigência dos contratos, tendo sido registrado em despesas de vendas o montante de R$199 (R$147 em 2010) no Consolidado e na controladora.

Em 31 dezembro de 2011 as contas a receber de clientes vencidas totalizam R$1.819 (R$1.883 na controladora) das quais R$1.196 (R$1.179 na controladora) encontram-se provisionadas para perdas no valor recuperável.

Coas:olidado

Sem Conmtu.içie de Com Constituição De

Contas a Receber Prcnisão Para Prorisão Para Créditos Saldo ft çOUUS

Crédiitosde De Liq:uidação a receber Liqu.idação DuTidesa DuvidOsa

Partes relacionadas 2.373 1.373 A Vencer 3.344 3.344 Até 3 !\ieses 436 436 De3 A6Meses 98 98 De 6 a 12 Meses 58 12 70 Acima de 12 Meses 31 1.184 1.215

Total 6.340 1.196 7.536

Coatrohdora Sem Coasdtuiçie de Com Constitu.içie De

Contas a Receber Prcnisão Pan Proruão Para Créditos Saldo de c:oatas Créditos de De Liquidação a reeehe.r

Liquidação DuvidOsa DuvidOsa Partes relacionadas 2.373 2.373 A Vencer 3.007 3.007 Até3 Meses 41:5 415 De3 A6Meses 97 97 De 6 a 12 Meses 57 1l 68 Acima de 12 Meses 135 U68 1.303

Total 6.084 1.179 7.263

35


No tas explicativas às demonstrações contábeis (Consolidadas e da Controladora)




As operações comerciais com as partes relacionadas são efetuadas a preços e condições normais de mercado. As demais operações, principalmente empréstimos através de operações de mútuo, têm seu valor, rendimentos e/ou encargos estabelecidos com base nas mesmas condições existentes no mercado e/ou de acordo com a legislação específica sobre o assunto.

Os ativos e passivos em 31 de dezembro de 20 11 e 201 O, bem como as transações que influenciaram o resultado do exercício, decorrem de operações entre a Companhia, sua Controladora (Petrobras) e demais empresas ligadas, as quais foram realizadas em condições usuais de mercado para os respectivos tipos de operações demonstradas a seguir:

7.1 Ativo

Cm1solidado Ativo circulaute Ativo não dreulmte

Contas a receber, Outras

prind.palmente por operações

Outras operações Total do Ativo vendas

Empresas do setor elétrico 2.129 2.129 Petrobras 194 194 MSGAS l3 2 lS TERP.o\R 4 4 Braskem 7 7 CDGN 3 5 8 Outras 26 lCí 3lll2Jl0ll 2.373 3 7 2.383

31/llllOll 1.628 3 7 1.638

36





Controladora Ativo rirculmte Ativo não rirculmte

Contas a receber, Outras

principalmente por operações

Outras operações Total de Ativo vendas

Empresas do setor elétrico 2.129 2.129 Petrobtas 194 194 1\!lSG.o\S l3 2 15 TERPA.R 4 4 Braskem 1 7 CDGN 3 5 8 Ouuas 26 26 311121ltll 2.373 3 7 2.383

3111lllt10 1.629 3 7 1.639

7.2 Passivo

Consolidado Pusivo cireulmte Passivo não cireulante

Forn«eder·es. Contas a

principalmente por Di lide neles pagupor Contas a pagar por Total do

compras de propostos operações de operações de mútuo passivo

lierindes de petróleo

mútuo

Petrobm 21j3 301 102 2 2.658 REFAP 52 52 Outras 41 1 42 31/lllltll 1.346 301 101 3 1.752

31112.12010 1.649 334 un 15 1.099

37



Exercícios findos em 31. de dezembro de 2011 e 2010


Controladora Pusim cireu.lmte PusiTo não cireulante

--=---~~~~~~~---------

Petrobra.s REFAP Oul!as 31n21ltu

31n21ltto

F orneeedores,

principalmente por Diridendos «m1pras de derivados de prepostos

petróleo

2.230 301 51 43

2.324 311

1.614 334

7.3 Resultado

Reeeitu operariona:i.s líquiru,

principalmente por vendas

Empresas do setor etétrico 9S Petrobra.s 1.107 Braskem 74 MSGAS Guarani S~o\. 29 Transpetro 27 Terpar 26 Outras 76

3ln21ltn 1.437

Jtn21ltto 1.553

Contas a p~upor

operações de mútuo

Contas a ~ar por operações de mútuo

102 2

102 2

UH 14

Couolid.ado

Receitas (despesas) Variações

monetárias e finan«iras,

cambias., líquiclu

liquidas.

(lS) (24)

2

(16) (24)

(37) (24)

38

Total do passivo

2.§35 51 43

2.129

2.0§3

Total do Resultado

98 1.()65

74 l

29 27 Ui 76

1.397

1.492





Empresas do setor elétrico Petrobras Bmlrem MSGAS GuanmíS.A. Transpetro Terpar Outras

31fl2J2011

31fl2J201t

Remtu operac:ina.is liquidas,

principalmente por vendas

98 1.103

74

Controladora

Reuitas (ciespeus) financeiras,

liquidas

(18)

2

Variações monetárias e

cambias, liquidas

(24)

Total do Resultado

98 1.061

74 l

~ ~

27 27 26 26 N 4 ~

====...;1~.436;,;;.;;,.,. ===:==;,;(~16)~ ===....:(1~1)~ ==...;1;;;.4M~ =====1=.82=3= ========(;;:.;36)= (17) =~1;,;.;.77.;.;8~

7.4 Recebíveis do setor elétrico

A Companhia possui recebíveis de empresas do setor elétrico relacionados ao fornecimento de combustíveis a usinas de geração termoelétrica.

Parte dos custos do fornecimento de combustível para essas térmicas são suportados pelos recursos da Conta de Consumo de Combustível- CCC- Sistemas Isolados, cujo gerenciamento é da Eletrobras. A receita da CCC é proveniente do recolhimento de cotas pelas empresas distribuidoras, permissionárias e transmissoras de todo o país, na proporção e em valores determinados pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

A Companhia, autorizada pelo Conselho de Administração da Controladora, transferiu à Petrobras, por endosso, até o mês de março de 20 11, os títulos relativos ao fornecimento de produtos para diversas empresas de geração termoelétrica, ocasião em que a sistemática foi descontinuada. O montante dos títulos endossados em 31 de março de 2011 era de R$ 2.213.

Com o fim da sistemática de endosso dos títulos emitidos pela Companhia contra as termoelétricas, o total dos recebíveis em 31 de dezembro de 2011 atingiu, a valor histórico, o montante de R$ 2.129, dos quais R$ 1.646 estavam vencidos.

39




O inadimplemento das termoelétricas acarretou significativa e substancial redução nos recursos financeiros disponíveis da Companhia (aproximadamente R$ 1,1 bilhão) que, para suprir as necessidades operacionais, vem se utilizando do Fundo de Investimento em Direitos CreditóriosFIDC corporativo.

Com o objetivo de propiciar o recebimento dos valores em aberto, a Companhia vem empreendendo ações de cobrança destes créditos de forma sistemática, através de notificações extrajudiciais às empresas do setor elétrico que possuem débitos, além do envio de correspondências emitidas pelas Diretorias e pela Presidência reforçando os procedimentos de cobrança adotados.

Além das correspondências expedidas, a alta direção da Companhia e da Petrobras têm se reunido com representantes da Eletrobras, ANEEL e do Mininstério de Minas e Energia (MME), visando encontrar alternativas para solução do inadimplemento daquelas empresas.

Com base nas ações de cobrança em andamento, a Administração da Companhia não espera perda sobre os valores a receber e, portanto, nenhuma provisão para créditos de liquidação duvidosa foi registrada.

7.5 Transações com entidades governamentais e fundos de pensão

A Companhia é subsidiária integral da Petróleo Brasileiro S.A - Petrobras, empresa controlada pelo Governo Federal, e mantém diversas transações com entidades governamentais no curso normal de suas operações.

40





As transações significativas com entidades governamentais resultaram nos seguintes saldos:

Consolidado 2011 2010

A ti TO Panivo Resultado Ativo Passho

Coligadas 13 32 126 8 J Braskem 7 74 6 Outras Empresas Coligadas 6

,, ~.i;,- 52 2

Controladas em conjunto 97 8 74 131 15

Entidades gov·ernameo.tais e fundos de pensão 2.414 2S7 3.957 l.Jll 184 Títulos Governamentais 240 11 210 Banco do Brasil S.A. 294 6 318 Depósitos vinculados para processos judiciais (CEF e BB) 17 I !5 Setor Eletrico 1.853 3.943 756 BNDES 84 (4) 28 Outros 3 m 10 !56

2.524 291 4.157 1.461 202

Circulante 2JS5 226 1.207 182 N io circulante 269 71 254 20 Demonstração d.o Resultado US7

Consolidado 2011 lUO

AtiTO Pas.sivo Resultado A ti TO PassivD Atho Circulante 2.255 1.207 Caixa e equivalentes de caixa 294 318 Contas a Receber, liquidas !.961 889

Nio Circulante 269 254 Títulos e valores mobifuirios 240 220 Otpósitos judiciais 17 15 Outros ativos 12 19

Pani•o Circulante 2-26 182 Financiamentos 14 s Outros passivos circulantes 212 174

Pani•o Não CircuhDte 71 lO Financiamentos 70 19 Outros passÍVD>· não tit-culantes I

DemonstraçàD d·o Resultado 4.157 Receita Ope:mciooal Liquida 4.146 Receitas E Despesas Operacionais (6) Resultado Financeiro Liquido n

2.524 297 4.157 U61 202

4\

Resultado

lll 69 43

149

676 9

670 (3)

(1)

937

937

Resultado

937 934 (!)

lO 937






Ative Passivo Reroltado Ativo Passive Reroltado

Colipdu 13 3() 127 8 l 117 Braskem 7 74 6 69 Qu:attor Outras Empresas Cohgaóas 6 30 j3 2 1 48

Contrlilhdas em conjunto .97 8 81 132 14 158

Ent:i.cWtes governunentais e fumlos de pensão 2.387 173 3.954 1.157 157 680 Titulos Govemamentais 240 11 220 10 Banco do Brasil S.A. 294 181 Setor Elétrico 1.853 3.943 756 670 Outros m 1:57

2.497 lU 4.161 1.297 173 95:5

Cirtul.ante 2.255 211 1.062 173 Não dreulmte 242 235 Demonstração do resultado U62 '"


Ativo Passivo Resultado Ativo Passive Reroltado Ativo Circulante 2.255 1.062 Caixa e equivalentes de caixa 294 181 Contas a receber, liquidas 1.961 881

Não Cimllante 242 235 Títulos e valores mobiliários 140 220 Outros ativos 2 15

Passivo Cirtul.ante 211 173 Outros passivos circulantes 211 173

Demonstração do Reroltado 4.162 9SS Receita Operacional Bruta 4.148 942 Resultado Finanoeiro Líquido 14 13

2.497 2ll 4.162 1.297 173 9SS

42





7.6 Fundo de investimento em direitos creditórios não padronizados- FIDC-NP


ZOll 2010 z.ou 2010

Aplicações financeiras 79 450 302 Encargos financeiros a apropriar 5 j

Cessões de direitos perfomados 11.142} 11.142} Total classificado no &ti.To circulante (1.063) 450 (1.142) 302

Cessões de direitos não ped'0m1ados {S~ Total classificado no passi111 circulante (8)

Receita financeira FIDC-NP 66 81 56 67 De spes.a financeira FIDC-NP ~12} ~·22 Resultado financeiro 49 81 39 67

7.7 Remuneração de dirigentes e empregados (em Reais)

O Plano de Cargos e Salários e de Beneficios e Vantagens da Companhia e a legislação específica estabelecem os critérios para todas as remunerações atribuídas a seus dirigentes e empregados.

No exercício de 2011, a maior e a menor remunerações atribuídas a empregados ocupantes de cargos permanentes, em reais, relativas ao mês de dezembro, foram de R$27.495,19 e R$2.176,86 (R$21.549,29 e R$1.919,59 em 2010), respectivamente, enquanto a remuneração média no exercício de 2011 foi de R$8.223,07 (R$6.444,92 em 201 0). No consolidado, a maior e a menor remunerações atribuídas a empregados ocupantes de cargos permanentes no mesmo período foram de R$33.197,23 e R$1.083,91 (R$21.549,29 e R$1.919,59 em 2010), respectivamente, enquanto a remuneração média no exercício de 2011 foi de R$8.223,07 (R$6.444,92 em 2010).

Com relação a dirigentes da Companhia, a maior remuneração em 2011, em reais, ainda tomando-se por base o mês de dezembro, correspondeu a R$77.418,14 (R$66.227,65 em 2010) na controladora e a R$77.418,14 (R$66.227,65 em 2010) no Consolidado.

43

8





O total da remuneração de beneficios de curto prazo para o pessoal-chave da Companhia durante o exercício de 2011 foi de R$6.646.003,30 (R$5.634.609,61 em 2010) na controladora e de R$14.379.718,03 (R$13.055.609,61 em 2010) no Consolidado.

Estoques

Cons:olidado Controlad:ora ltll 2010 ltll 2t10

Produtos para venda Deri\'ados de petróleo 1.608 1.486 1.570 1.450 Etanol 339 149 339 149

1.947 1.635 1.909 1599 :Materiais e suprimentos para

manutenção 60 38 58 36 Total 2.017 1.673 1.967 1.635

Parte dos estoques da Companhia serve como garantia em ações judiciais nas quais a Companhia figura como ré. O total de estoques dados em garantia em 31 de dezembro de 20 11 é de R$325 (R$330 em 20 I 0).

Nenhuma provisão para perda por desvalorização nos estoques foi reconhecida em 2011 e 201 O.

Em 2011, derivados de petróleo, etanol e materiais e suprimentos para manutenção reconhecidos no resultado, totalizavam R$65.624 (R$57.879 em 201 0).



Disponíveis para venda 237 217 237 217

r...f.antidos até o vencimento __ ..,22=- ---:::::22:- ----==22:-- ----.::-=:22:-Total 259 239 29 239

44





Os títulos e valores mobiliários, classificados no ativo não circulante, compõem-se de:

Consolidado Controladora 2011 2010 20ll 2010

NTN-B 2.37 217 ""tl'!!o, ..:,,JJ 217

Cotas de fundo investilnento 19 19 19 19

Outros 3 3 3 3 Total 259 239 259 239

Notas do Tesouro Nacional- NTN-B

As Notas do Tesouro Nacional - Série B foram dadas em garantia à Petros, no dia 23 de outubro de 2008, após assinatura do Termo de Compromisso Financeiro entre Petrobras e subsidiárias patrocinadoras do Plano Petros e a própria Petros, para equacionamento de obrigações com o plano de pensão. O valor nominal das NTN-B é atualizado pela variação do Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA. Os cupons de juros são pagos semestralmente à taxa de 6% a.a. sobre o valor nominal atualizado desses títulos e os vencimentos vão de 2024 a 2035.

Cotas FIDC- FCM Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Mercantis e Serviços

A Companhia mantém recursos de R$19 investidos no Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Mercantis e Serviços - FCM, constituído sob a fonna de condomínio fechado, com recursos destinados à aquisição de direitos creditórios de operações de aquisições de bens e serviços realizadas junto aos fornecedores da Companhia.

A estrutura do fundo contempla como único sacado a Companhia e como cedentes os fornecedores qualit1cados. A Companhia tem a intenção e capacidade para manter esses títulos até o vencimento, previsto para 5 anos.

45





10 Depósitos judiciais

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

Consolid:uo Controladora 2111 2111 2011 2111

Cível 34 33 26 25 Trabalbista 30 27 22 18 Tributária 292 266 268 245 Ambiental 1 1 Outras 2 2 Totais(*) 359 329 317 28t

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

11 Investimentos

11.1 Aquisições e alterações de participações acionárias

BRF Bioretino de Lubrificantes S.A

Em 21 de março de 2011, a Companhia constituiu a BRF Biorefino de Lubrificantes S.A., com participação acionária de 49%, mediante o pagamento de R$2. A BRF é uma controlada em conjunto, em função da existência de acordo contratual que estabelece o controle compartilhado de várias atividades da investida.

46





11.2 Informações sobre as controladas, controladas em conjunto e coligadas

Milhares de Lucro Capital Ações R~eita Líquido/

Sulm:rito em Ordiná.rias/ Pa.trimônio Opera dona! (Prejuízo) do 31/llfl()ll Cotas AtiTo (*) Passiro (*) Líguid11 (*) Líguida (•) Exercício (*)

Controladas

Liquigãs 438 SJ45 1.068 3!'2 696 2.7}6 106 fundo de Investimento

Imobiliário FCM (**) 47 655 66() (5) (6)

Stratura 66 66.008 160 54 106 335 2

Controladas em eoujuuto

EBL 367 2 2 2 Sefagel 2 Ul5 4 2 2 Brasil Carbonos 18 18.089 49 3 46 21 9 CDGN 2940 75 58 p ... ~ 43 BRF Biorefmos 2 4.900 4 4

Colic;ada

Brasil Supply 57 5.860 107 7() 37 29 (13)

(*) As informações representam os totais de ativos, passivos e resultado das investidas, não estando proporcionalizados

de acordo com a participação da Companhia.

(**)Cotas.

As participações acionárias mantidas pela Companhia não possuem ações negociadas em bolsa.

11.3 Descrição das atividades das controladas

a) Liquigás Distribuidora S.A.

Opera na área de distribuição e comercialização de subprodutos das refinarias de petróleo, especialmente Gás Liquefeito de Petróleo- GLP.

47





h) Fundo de Investimento Imobiliário- FI!

Tem por objetivo adquirir e/ou constmir, por meio de uma promessa de compra e venda, imóveis, representados por terminais, bases e postos de abastecimento, e imobilizado da fábrica de lubrificantes de propriedade da Companhia. O Fundo de Investimento Imobiliário FCM - Fll é administrado pela Rio Bravo Investimentos S.A. Distribuidora de Títulos e Valores Mobiliários.

c) Stratura Asfaltos S.A.- Stratura (anteriormente denominada Ipiranga Asfaltos S.A- !ASA.)

Tem como atividade preponderante a fabricação e comercialização de emulsões e produtos derivados de asfalto em geral, produtos químicos, anticorrosivos, detergentes, óleos e graxas lubrificantes e produtos derivados de carvão mineral.

11.4 Investimentos em coligadas

As coligadas são aquelas entidades nas quais a Companhia, direta ou indiretamente, tenha influência significativa, mas não controle, sobre as políticas financeiras e operacionais.

Não obstante a Companhia possuir menos de 20% do capital votante da coligada Brasil Supply, a Companhia entende que possui uma influência significativa considerando sua representatividade no Conselho de Administração desta coligada.

11.5 Descrição das atividades das controladas em conjunto

a) EBL Companhia de Eficiência Energética S.A.

Tem por objetivo a prestação de serviços de soluções de eficiência energética e locações de equipamentos e instalações em unidades de propriedade ou alugadas pela Telemar Norte Leste S.A.

b) SEF AGEL S.A.

Tem por objetivo a implantação de unidades de geração para a produção e a comercialização de água gelada e/ou quente para a climatização de ediflcios comerciais construídos e operados pela Lorenge Construtora e Incorporadora Ltda.

48





c) Brasil Carbonos S.A.

Tem como atividade principal a construção e/ou operação de plantas de armazenagem e beneficiamento de coque verde de petróleo, podendo industrializar, misturar e beneficiar, de todas e quaisquer formas, produtos carbonosos e combustíveis sólidos, de origem nacional ou importada.

d) Companhia Distribuidora de Gás Natural- CDGN

Tem como atividade principal a prestação de serviços de transporte, compressão e comercialização de gás natural comprimido e liquefeito no Brasil.

e) BRF Biorefino de Lubrificantes S.A.

Tem por objetivo construção de planta de refino, operação e comercialização de óleo lubrif!cante usado ou contaminado no Rio de Janeiro.

11.6 Informações sobre controladas em conjunto referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 201 1

Ativo circulante Ativo realizável a longo prazo Imobilizado Passivo circulante Passivo nã,o circulante Patrimônio liquido Receita operacional liquida Lucro liquido d'o exercieio Percentual de participação - %

EBL

2 2

33%

Controlada.s em conjunto

Sefagel

3

2 2

49%

49

Brasil Carbonos

3 9

31 3

46 21 9

4~~~

CDGN

2 56 21 37 17 43 5

4~~

BRF Biorefinos

4





11.7 Mutação dos investimentos em controladas, controladas em conjunto e coligadas (controladora)

Controldon Coatroladu, ccmtroladas em eoajuto e eoligailu

Controldas Cillltroldas lliD eoajuto ~ Bnsil BRF Bnsil

Liqaigú Stntan rn s~fagel EBL Carboaos

CDGN Bionfi:aos ~

Noiaído douercicio 668 105

Aquisição e aporte ~ capital

Equi'üncia patrimonial 106 (6)

Dividendos (77)

Provisão para perda 6

No fim do exercido 697 106 - 1 - =--==

Controladas, controladas em conjunto e coligada Outros investimentos Mais valia de ativos

18

4

22

s

2

(3)

---8 2

2011 2010

841 2

75

802 3

80

===9...,18= 8:85

11.8 Informações sobre coligadas vinculadas à Liquigás

ZOll Patriminio

4

(I)

4

zen

m

6

107

(811)

6

841

2010 Partieipação

no capital sullserito

%

líquiclol Lucro líquido Passi'fO 1 do nerciclo

Ati'fO não

circulante

AtiTonão clreulante

Utingás Armazenadora S.A. Ptenogás Dís1nbuidora de Gás S.A.

Metalúrgica Plus S.A

31,00% 33.33% 33.33%

deseollerto

50

41 (1) (1)

10 22 3 1

19

2010

647

ISO

(lS)





11.9 Mais valia de ativos

Na aquisição da totalidade das ações da Liquigás Distribuidora S.A, em agosto de 2004, até então denominada Agip do Brasil S.A., e na aquisição de participação na Brasil Carbonos S.A., em dezembro de 201 O, foi apurada mais valia de ativos de R$393 e R$28, respectivamente, que são amortizadas em função da vida útil dos ativos.

Movimentação da mais valia de ativos:

Saldo d.a mais n.lia em 01/t1IZOHI • .!\mortizaçio de mais valia - Liquigás M.a:is valia na aquisição de participação

2011 Contreladora

64 (12)

na Bm:it Carbonos 28 Saldo d.a mais valia em 31112/lOUI 8t Amortização de mais valia - LiqWgás ( 4) Amortização de mais valia - Bm:it Ca:rbonos ___ ~(l:;(...) Saldo d.a mais nlia em 31/Umlll 75

Na controladora, o saldo da mais valia de ativos de R$75 (R$80 em 2010) está contabilizado em investimentos. No Consolidado, o saldo da mais valia da Liquigás está apresentado como ativo imobilizado, e o saldo da mais valia da Brasil Carbonos compõe o total dos investimentos em controladas em conjunto.

51





12 Imobilizado

12.1 Por área de negócio

1111 2010

Depreciação e

Custo amortização

Liquido Li~ do igio aCIUilu.ladu

Gás e energia 6 (1) j 1 Distribuição 7.690 (2.981) 4.709 4.005 Total 7~ (2..982) 4.714 4.006

Controladora leU 2010

Custo Depreciação

Líquido Liquido aCIUilu.lada

Gás e energia 6 (1) 5 1 Dislnbuiçio 6.084 (2.269) 3.815 3.401 Total UM (2..270) 3.820 3.402

52



Exercícios findos em 31. de dezembro de 2011 e 2010


12.2 Por tipo de ativos

Consolidado

TUTe~U~s.,

Eclific:ações e Equipamentos e Ativo em Benfeitorias Outros BeBI Coastrução

01 de janeinl de 2010 U01 1.549 354 Adições 28 295 4:59 Baixas (3) (14) (9)

Depreciapões (58) (23:5)

Transferências 192 221 (374)

31 de dezembro de 2110 1.760 1.816 430 Adições 21 257 SOl Baixas (7) (19) (4)

Depreciapões (65) (267)


31 de dezembrt1 de 2111 1.897 1.901 916

Custo 2.327 3.9% 430

Depreciação (:567) (2.180) Salclo em 31 de dezembro de 2110 1.760 1.816 430

Custo 2.527 4.253 916

Depreciação (630) (2.3:52)

Saldo em 31 de dezembro ele 2111 1.897 1.901 916

Tempo de l'ida útil estimaclo 4 a 47 :mos (*) S a JOanos

(*) exeeto Terrenos.

53

Total 3.514

782 (lf)

(293) 39

4.006 um

(30)

(332) (9)

4.714

6.753

(2.741) 4.(106

7.696

(2.982}

4.714


No tas explicativas às demonstrações contábeis (Consolidadas e da Controladora)



Cotroladora Terrenos,

Edifkações e E-quipamentos e Ativo em Beufeitorias Outros Bens Construção

01 de jmeiro de 2010 1.515 1.2e!l 294 Adições 28 247 334

Baixas (7) (9) (9)

Depreciações (55) (187)


31 de dezembro de 2010 1.651 1.JA 333 Adições 12 214 496 Baixas (6) (12) (4)

Depreciações (62) (215)

TratJJferências 178 45 (228)

31 de dezembro de 2011 1.773 1.400 647

Custo 2.097 2.973 383

~ (446) (1.605) Saldo em 31 de dezembro de ltHO US1 1.JA 333

Custo 2.278 3.165 647

~ (50S) (1.765) Saldo em 31 de dezembro de 2011 1.773 1.400 647

Tempo de vida útil estimado 10 a 47 anos(*) S a 30 mos

(*)eReto Terre~

Total 3.017

609 (25)

(242) 4J

3.402 722 (22)

(277)

(5)

3.820

5.453 (1.051) 3.4tl2

UM (2.270)

3.820

Em 31 de dezembro de 2011, o imobilizado, Consolidado e controladora, inclui os direitos de uso de bens decorrentes de contratos que transferem os benefícios, riscos e controles, no montante de R$178 e de R$1 70, respectivamente (R$175 e R$174 em 31 de dezembro de 2010).

Em 31 de dezembro de 2011, o montante de R$ 39 (R$ 42 em 2010) foi dado como garantia em processos fiscais, cíveis e trabalhistas.

54





12.3 Depreciação

A depreciação do exercício findo em 31 de dezembro de 2011 e 201 O está assim apresentada:

Consolidado (*) Controladora

2011 2010 1011 2010

Custo dos produtos vendidos Despesas operacionais

3 329 29I

331 193 ======

3 "' "' 274 240

277 242

(*) Inclui R$4 de amortização da mais valia de ativos da controlada Liquigás, conforme Nota ll. 9

13 Intangível

13.1 Por área de negócio

Custo

Con.solidado 2011

Amortização acumulada

Liquido

:2010

Líquido

Gás e energia 179 (22) 157 H6 Distribuiçã-o ____ 9_98_ ------'('-62_·4'-) ____ 3_74 ______ 2-:-53_ Total 1.177 (646) 531 374

Custo

Gàs e energia 179 Distribu1ç;io 906 -----Total 1.085

Controladora

2011 Am.ortizaçio acumulada

(22)

(543)

(565)

Líquido

55

157 363 51.0

2010

Líquido

ll6 245 361





13.2 Por tipo de ativos

CoJUO!idado

Dh-aitoa e Software Sofl:•nn Acio por expectatiTa

Coneeaaõu adquirido deuuTobido ole reutabiliolaole Total iutemamoute futura (loollwill)

01 ole Joeiro de %010 83 S2 26 158 349 A~ 34 23 9 66 Baixas (1) (1) Amor!~ (2) (14) (28) (44} Tramferinc:W 4 4 31 u-....brode%010 118 !H 7 158 374

~ 40 23 10 73

Baixas Amor!~ (lO) (15) (7) (Jl}

T=~ 125 (2) (7) 116 31 de dezembro de %011 173 97 3 158 531

Cuoto 137 236 36 580 989 Amor!~ (19) (145) (29) (422) (615) Saldo em 31 de dezembro de %010 118 91 7 158 374

Cuoto 302 256 39 580 1.177 Amor!~ (29) (159) (36) (422) (646) Saldo em 31 de dezembro do %011 173 97 3 10 531

Tempo de Tida útil ulimado - auoa 10 a34 5 alO iudefiaida

Coutroladora

Di:reitoa e Softwan Software AJio por upectatiTa

c .... uuõu adquirido deaeumTido de reatablliAiade Total

iute:ntameute futuJ'a (soodwill)

01 de Joeiro de %010 82 66 26 lSS 331 ~ 34 20 9 6J Baixas (I) (l) Amor!~ (2) (7) (28) (31) Tr~ 4 4 31 de d...,....bro de 2010 117 79 7 158 361

Adições 39 20 10 69 Baixas Amor!~ (10) (8) (7) (15)

T rantferinc:W 125 (3) (i) 115 31 de dezembro de %0ll 271 8S 3 lA SlO

Cuoto 135 150 36 580 901 Dept~o (18) (71) (29) (422) (540)

Saldo em 31 de dezembro de %010 117 79 7 158 361

Cuoto 299 167 39 580 1.085 Dept~ (28) (79) (36) (422) (565)

Saldo em 31 de dezembro de %011 171 8S 3 lA 5%0

Tempo de Tida útil utimado- auoa 10 a33 5 5 iudefiaida

56





13.3 Concessão para exploração e comercialização de gás natural no Estado do Espírito Santo

A Companhia é concessionária para exploração exclusiva do serviço público de distribuição de gás canalizado no Estado do Espírito Santo, mediante contrato de concessão assinado junto ao governo desse Estado, pelo prazo de 50 anos, com vencimento em 2043. O contrato é prorrogável por igual período, mediante manifestação expressa das partes.

A concessão prevê a prestação dos serviços de distribuição para os usuários dos segmentos industrial, residencial coletivo e individual, comercial, veicular, climatização, cogeração, matériaprima e térmicas. O Governo monitora o cumprimento do contrato de concessão por meio da atuação de órgão regulador.

Como concessionária, a Companhia está incumbida de efetuar os investimentos necessários à prestação do serviço concedido e manter atualizado o inventário dos bens adquiridos e instalações construídas para esse fim.

Finda a concessão, o contrato estabelece indenização à Companhia das parcelas dos investimentos vinculados a bens reversíveis, conforme levantamentos, avaliações e liquidações a serem realizados com o objetivo de determinar o valor da referida indenização. Dessa forma, não é possível a mensuração de ativo financeiro.

Os serviços devem ser prestados a todos os usuários que os requeiram, mediante o pagamento das tarifas vigentes, conforme as disposições regulatórias vigentes, e observados os critérios econômicos, técnicos e operacionais de instalação e ampliação da rede de distribuição - que atende aos municípios de Vitória, Serra, Vila Velha, Cariacica, Anchieta, Viana, Aracruz. Cachoeira de Itapemirim e Unhares.

A remuneração da Companhia corresponde ao valor das tarifas cobradas pelo volume de gás distribuído, as quais estão sujeitas aos reajustes e revisões especificados no contrato de concessão.

O montante dos ativos vinculados à concessão de gás e registrados como intangível em 31 de dezembro de 2011 é de R$157 (R$117 em 201 0). O aumento no saldo se deveu a novos investimentos efetuados para a prestação de serviços, atrelados à geração futura de tarifa.

57





O OCPC 05 requer o reconhecimento de receita e custo de construção no resultado, pelos valores incorridos para a construção da infraestrutura. A Companhia não apura margem a ser reconhecida sobre as construções, tendo reconhecido receita e custo de construção de R$38 no exercício de 2011.

13.4 Análise de impairment

Na aquisição da totalidade das ações da Liquigás Distribuidora S.A foi apurado um ágio por expectativa de rentabilidade futura de R$198, reconhecido em função da extensão e proporção dos resultados projetados no laudo elaborado pelos peritos independentes. Esse ágio passou a não ser amortizado a partir do exercício de 2009, em função das novas práticas contábeis introduzidas no Brasil

Para esse ágio é feito teste anual de recuperabilidade com base em estimativas de fluxo de caixa futuros da Liquigás para o período de 1 O anos e premissas relacionadas ao plano estratégico da Companhia, considerando taxa de desconto de 5,3%.

A recuperabilidade dos ativos com base no critério do valor presente dos fluxos de caixa futuros depende das estimativas descritas na nota 5.13, que são influenciadas pelas condições de mercado vigentes no momento em que essa recuperabilidade é testada.

Os testes efetuados não indicaram a necessidade de reconhecimento de impairment, assim, nenhuma provisão foi constituída no exercício de 2011.

58





14 Financiamentos

Banco Nacional de Desoenvolvimento Econômico e Social- BNDES

Adiantamentos s.olue Gootratos de Càmhlo (ACC) Banco da .llunazõnia (• *)

RB Capital Securitizad.ora S.A. Total

Juros sobre fmanciamentos Parcela não circulante dos fmaneiamentos

no passivo cir~ulante Financiamento$ de. curto prazD Total

(*) Financiamentos contratados em moeda nacional

Cinulante 2011 2010

14 9

202

16

13 196 225

Nio Circulante 2011 20111

70

454 8 524

8

19

19

(**)A controladora detém financiamento junto ao Banco da Amazônia, obtido em fevereiro de 2011; a quitação desse

financiamento de capital de giro ocorrerá em parcela única, no dia lO de fevereiro de 2012. O principal de R$187 foi

atualizado por taxa de 7,5% a.a. + TR.

14.1 Vencimentos do principal e ,juros dos financiamentos no passivo não circulante

Período ConK!lidado 201.3 20 20i4 104 2015 43 20t6 em diante 357 Total 524

59





14.2 Fluxo nominal de principal e juros dos financiamentos

Período Consolidado Circulante Não Ci.renla.nte

Prbu:ipal .Juros Total Principal Juros Total

2012 208 ~,

"'-'" 235 20!3 112

.., ..

2014 li 66 2015 34 "),

~~

2016 em diante 351 110 Total 208 27 235 514 210

14.3 Taxas de juros dos financiamentos no passivo não circulante

14.4 Captações

No país Ate6% Deó•loa 8% DeS%a 10% De 104{, at.é 12% Total


30 488

6 524

H 8

19

119 BJ 61

461 724

Total

235 119 83 61

461 959

No exercício de 201 O, a Li qui gás captou o montante de R$5 referente a tinanciamento junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, indexado pela TJLP + 2,71% a.a, com vencimento em 2014. Esta captação teve como objetivo a construção de um Centro Operativo para recebimento, armazenamento, envase, distribuição e comercialização de gás liquefeito de Petróleo (GLP) em Duque de Caxias, para a expansão do mercado do Rio de Janeiro. Em 15 de janeiro de 2009, a Liquigás emitiu para garantia do financiamento 3 séries privadas de debêntures simples, nominativas e não conversíveis em ações e com garantia flutuante.

60




(Em milhões de reaL\)

Em 2011, essa investida captou recursos no total de R$63 junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, indexado pela TJLP + 8% a.a, com vencimento em 2017, para ampliação e modernização de centros operativos, construção da estação Purogas e uma central de abastecimento Flexgas, utilizando nove subcréditos distribuídos da seguinte forma:

Data Valor

29/0&'2011 45 27110/2011 5 11111/2011 14

64

Vencimento

15107:2017 15/07/2017 15107.:'2017

Desuição Finan.ciamento obtido junto ao BNDES i.ndeDdo peJa TJLP + l.SS~-~ a.a. Financiamento obtido junto ao BNDES indexado peJa TJLP + 1. 8 8% a.a. Financiamento obtido junto ao BNDES indexado peJa TJLP + 1. 88% a.a.

No exercício de 2011, o FII captou o montante de R$444 referente a financiamento jtmto à RB Capital Securitizadora S.A., indexado pela lPCA + 2,1% a.a, com vencimento em 2023.

14.5 Garantias

Em garantia às debêntures e aos financiamentos e empréstimos, a Companhia possui contas correntes bancárias centralizadoras, (com movimentação exclusiva pelos Bancos Recebedores), vinculadas as receitas provenientes da venda de gás GLP para revendedoras, nas quais devem transitar mensalmente, no mínimo, os valores equivalentes aos saldos devedores de todas as operações.

15 Arrendamentos mercantis

15.1 Arrendamentos mercantis financeiros

A Companhia possui compromissos financeiros com a Rio Bravo Investimentos DTVM Ltda. em função de direitos decorrentes de operações com arrendamentos de imóveis e equipamentos, e construção de bases e terminais, atualizados pelo IGPM e IPCA.

Os créditos imobiliários originados no Instrumento Particular de Promessa de Compra e Venda, celebrado entre a Companhia e a Rio Bravo, na qualidade de administradora do Fundo de Investimento Imobiliário FCM, serviram de lastro para a emissão de Certificados de Recebíveis Imobiliários (CRis).

61





Os CRls são registrados para negoc1açao no mercado secundário no BOYESPA FIX, administrado pela BM&FBovespa S.A.- Bolsa de Valores, Mercadorias e Futuros e na CETIP.

2012 2013-2016 2017 em d:íante Pagamentos futuros de compcomissos estimados

Juros

Valocpcesente dos pagamentos mínimos Menos pvcela cúculante das obrigações Parcela de longo prazo das obrigações

2111 ColUOliclado

32 137 53

222

Controladora 32

137 53

lll

(49) (49) ----173 173

___ (,_32_,_) ___ (,_32-'-)

141 141

15.2 Arrendamentos mercantis operacionais

A Companhia possui arrendamentos operacionais referentes a terrenos das áreas comerciais. O prazo médio dos contratos é de 15 anos.

Em 2011, a Companhia reconheceu um montante de R$168 (R$139 em 2010) como despesa do exercício referente a tais compromissos contratuais.

Parcela significativa dos pagamentos mínimos futuros relacionados aos arrendamentos mercantis operacionais é composta por valores variáveis, decorrentes das condições comerciais pactuadas entre a Companhia e seus fornecedores. Os pagamentos mínimos são atualizados mensalmente com base nessas condições de mercado pactuadas.

62





16 Fornecedores

Empresas oo sistema A Vencer Vencidos

Até.3 meses De 3 a 6meses l\his de 6 meses

Em 31 de dezembro de 2011 Em 31 de dezembro de 201 O

Con.s.olid.ad.o Controladora

2J46 2.324 666 616

170 149 1 ~ .. .. 3

3.187 3.091 1.400 l·~27l

As obrigações com fornecedores serão liquidadas em até 1 ano pelo mesmo montante no qual se encontram registradas no balanço.

17 Despesas por natureza

Deprecia-ção e amortização ~...spesas com Pessoal l\htéria-primaJprodutos adquiridos Despesas com beneficios pós emprego Outros

Custo oo produto vendido Despesas com vendas Despesas gerais e administrativas

Cou.solidado Cou.troladora 2011 20l0 Wll 2010

(360) (337) (298) (279) (981) (931) (725) (682)

(68.197) (60.253) (65.947) (58.076) (90) (85) (90) (68)

(2.660) __ {=2...;_.18:..:6.:..) ------'("'-'2 . .;:_-,1;:.;.·9"'-) __ (~,1;..:...8-:..:~8.:...)

(72 .. 288) ====(6=3.=792=· . =) ===(6=9=.28=9=) (60.943) (68.230) (60.282) (65.977) (58.102) (3.343) (2.868) ('2.754) (2.333)

___ (,_7 ;:.:.15"-) ___ (=64..::2.:...) -----'("-'5):..:-8"-) __ ...;_(=50.;_;8.:_) (72..288) (63.792) (69 .. 289) (60 . .943)

63





18 Receitas e despesas financeiras

Consolidado Controladora 2111 2110 2011 21HI

Despesa com financiamentos (14) (2) (13)

Receíl:a com apli<:ações fi:nanceíras 13 R.ece.ita liquida com FIDC 66 81 56 67 Resultado financeiro sobre endividamento liquidO ·65 79 43 67

"Hedge" sobre operações comerciais e financeiras (10) 12 (10) 12 Títulos e valores mobiliários 11 9 11 9 Juros por atraso de clientes 229 254 216 244 Outras despesas e receitas finanoeíras, liquidas (54) (46) (68) (52) Outras variações cambiais e monetária-s, liquidas (15) (34) (22) (37)

Resultado firtanece:iro líqllido 22.6 274 171 243

19 Outras receitas (despesas) operacionais

Consolidado Controladora 20ll 21UI 21ll 2110

Acordos oo1etivos de traba1ho (45) (40) (45) (40) Perda! e provisões com processos judiciais (79) (202) (76) (195) Multas contratuais e regulatórias l2 8 12 8 Aluguéis e royalties 186 175 186 172 Resultado com a1:ienaçio de ativo permanente 44 38 32 26 .~tos operacionais (17) (72) (77) (72)

A~ Coojunta 66 59 66 59 Relações institucionais e projetos culturais (121) {100) (110) (90)

Recuperação de créditos tributàrios 41 84 41 84 Provisão de estoque em litigío (62) (62) Provisão para perda de aéditos tributários (33) (18) (33) (18) Restituição de imposto de renda indevidamente co1ndo 31 31 Incentivo compra de ações da Petrobras (5) (4) Divida Petros (22) (22) Outros (ll) 1 (18)

(37) (106) (34) (1141)

64





20 Impostos e contribuições

20.1 Impostos a recuperar

Connlidado Controladora 2011 2011 2011 2010

Ative cireulmte

ICMS 733 616 681 576 PASEP/COFINS 27 124 17 121 Imposto de renda 15 7 2 4 Contribuição wciat 3 2 2 1 Outros impostos 37 34 32 31

815 183 734 733

Ativo não cireula:ate

ICMS 45 6 45 6 Imposto de renda 31 31 Outros impostos a recuperar 2

78 7 76 6

893 m SUl 739

20.2 Impostos e contribuições a recolher

Controladora 2011 2010 2111 2010

Passivo Circulante ICMS 178 186 174 180 PASEP/COFINS 18 133 18 133 Imposto de renda e contribuição social relidos na fonte 39 21 37 19 Imposto de renda e eonlribuição social correntes 16 48 15 42

Outias faltas 33 30 17 16 284 418 261 3M

65





20.3 Impostos e contribuição social diferidos

.1\.tivo não rircnlute Com.oliclüo

Imposto de renda diferido Contribuição social diferida

PusiTo nio rircnlute Imposto de renda diferido

2011 386 138

-----=~ 524

121 Contribu:ição social diferida 43 __ ..;;.:.__

164

UI UI 343 122 465

94 34

123

66

Controlaclora 2811

356 127 483

86 31

117

2010 306 109 415

72 26





20.4 Imposto de renda e contribuição social diferidos

Os fundamentos e as expectativas para realização estão apresentados a seguir:

a) Imposto de renda e contribuição social diferidos ativos

Natureza

Absorção de financiamentos condicionais

Amortização de ágio

Provisão para crid:itos de liquidação duvidosa

Provisão para processos judiciais

Obrigação PETROS -Futuros Inativos

Provisão para participaçio nos luao s

Arrendamentos mel'cantis finan<;eilros

Receita de al:ienação de Cem6cados de Recebiveís Imobiliários

Provisão para plano de saúde - I.iquigás

Outros

lO H Consolidaclo Controladora Furulamento para realizaçà

126

103

29

S.3

33

34

65

16

21

126 Ténmno dos contratos de financiamento

103 Realização pela absorção do patrimônio da investida, em virtude de incorporação, fusão ou cisão

26 Recebimento ou efetivação da pel'da

76 Julgamento das causas cuja expectativa de pel'da da Companhia é considerada provável

32 Pagamentos mensais da p<areela de previdência privada da patrocinadOR

àPETROS

34 Pagamento efetivo

65 Pagamento dos compromissos contratuais

16 Pela realização da receita

- Realização através dos pagamentos mensais da assistência médica para aposentados ou revel'são de provisão com base na mudança de premissas atuariais.

14 5 524 483

=====

67





b) Imposto de renda e contribuição social diferidos passivos

Natureza

Ganho ou pa-das não realizados -instrumentos financeiros dispomveis para venda

Am!ndamentos mm:mtis financeiros

Depreciação - :revisã·o vidas úteis

Outros

ZOll

14

62

85

3

164

68

14 Quando da liquidação dos t:itulos

62 Rea.tização por depreciação, alienação ou incorporação

41 Pela depreciação dos imobilizadosajustes da depreciação societária em :relação à dedução fiscal admitida

ll7





c) Movimentação de diferenças temporárias

Reamh«Uto 1lll

Patrimônio Reamh«hto LúpWio

Origem do Registro do Imposto de Reuda e noResultdo (Resultados Contribuição Sorial diferidos 01.181.0010 doheTcirio Ahraqentes)

/mplnlos Difmt~MAti-Imobilizado 1 (1)

Intangiveis 103 Participação de empregados e adminlstradores 31 5 Beneficio pós-emprego (Plaoo de Pensão) 33 7 -Contas a Receber i Pagar e Empréstimos e

102 9 Financiamentos Arrendamentos meromtís íinanceíros 85 (1)

Provisão para processos judiciais 62 13 Outros 2D {4)

Total impostos diferidos ativos 437 28

lliiJHIIIDs Difmtlos Plmi-Imobilizado 13 39 Arrendamentos nwcantis financeiros 61 Outros 9 5 Total impostos diferidos pasmos 83 39 5

354 (11) (5)

69

Comolihà Recouh«hto 1lll

Patrilllôuio Reeouh«hto Líquido no Resultado (Resultados

Outros 2010 doherdc:io Ahraqentes) Outros 2011

1113 - 183 - 36 (2) - 34 - 40 14 - 54

111 44 ISS

84 (4) - 80 15 8 83 16 (1) 15

465 60 (1) 524

52 36 (1) 87 61 - 1 62

1 15 (1) 2 (1) 15 1 128 35 2 (1) 164

(1) 337 25 (l) - 360





Reanheeido no Patrimônio

Reanheeido Lítplido Origem de Registro de Imposto de Renda e DO Resultade (Resultatlos

c-trilmiçio Seci.a.l diferidos 01/llllllO de Exercício A.bran:eates)

llfflHIIIoS Difmdm .-tti-Intangíveis 103 - -Estoques Participação de Empregados e Administradores 30 j -Beneficio Pós Emprego (P1aoo de Pensão) 13 7 -Contas a Receber í Pagar e Empréstimos e

93 13 -Financiamentos Arrendamentos tne:I.'Ca:lltis fmanceiros S5 (1)

Provisão para processos judiciais 58 7 -Outros j (3) -Total impostos diferidos amos 387 28 -llfflHIIIoS DifmdmPmiWJS Imobilizado - 23 -Arrendamentos tne:I.'Ca:lltis fmanceiros 00 2 -Outros 8 - 5 Tcrtal impostos diferidos passivos 68 25 5

319 3 (5)

70

c-treladora ReanJteeido DO

Patrimônio Reanhecido Líquido DO Resultade (Resultados

2010 de Exercício A.bran:eDtes) 2011

1D3 - - IDJ

35 (1) - 34

20 13 33

106 46 - 152

84 (5) - 79 65 11 - 76 l 4 - 6

415 68 - 483

23 18 - 41 62 - - 62 13 (1) " 14 .._

98 17 2 117

317 51 (1) 366


No tas explicativas às demonstrações contábeis (Consolidadas e da Controladora) Exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e 2010

(Em milhões de reais, exceto quando e3pec(ficamente mencionado)

d) Estimativa de realização do imposto de renda e da contribuição social diferidos

Consolidado C011troladen Imposto de Imposto de Imposto de Imposto de

rendaeCSLL relida e CSLL rendaeCSLL rendaeCSLL diferidos dif-eridos diferidos dif-eridos

Período ativos fUUVOS ativos J!usiVOS 2012 ISS 19 179 19 2013 jj s 46 5 2014 51 51 46 5 2015 49 5 46 5 2016 18 5 14 5 2017 16 5 14 5 2018 16 56 14 56 2019 16 15 14 15 2020 em d:iant.e 115 3 110 2 31 de dezembro de 2.011 Sl4 164 483 ll7 31 4le dezembro 4le 2011 465 128 415 98

71



(Em milhões de reais, exceto quando espec{ficamente mencionado)

20.5 Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro

A reconciliação dos tributos sobre o lucro apurados confonne alíquotas nominais e o valor dos impostos registrados nos exercícios de 2011 e de 2010 estão apresentados a seguir:

a) Consolidado

Luao operacional mta da contribuição sod:al, do imposto de reJUia e da participação dos acionistas não controladora Imposto de renda e contrit:nJi,çâo social às aüquotas oomínais (34%)

Ajuta para apuração alí4tuota efetiva: • Adições/exclusões permanentes, liquidas • Resultado de equt\''alência pat:rimonial no pais • Incentivos fisc:ais • Outros itens

Despesa com formação fi preris:ão para im.porto de renda e contribuição Hdal IR e CSLL correntes IR e CSLL diferidos

Alíquota efetiva de imposto de renda e contribuição social

72

Consolidúo 2011 2010

2.002 l.lHI.I (681) (751)

(79) (67)

3 3 14 1j

8 (3)

(735) (8(13)

(760) (792)

25 (ll)

(735) (8(13)

36,7% 36,3%



(Em milhões de reais, exceto quando espec(ficamente mencionado)

Controladora Coutreladon

Lucro operacional anta da coutribuiçio social, do imposto de renda e da participação dos acionistas não coutro1adores

Imposto de renda e contribuição social às alíquotas tlOtiiinai.s (34%)

Aju,stes para apuração alíquota efMiva: • Adições/exclusões permanentes, liquidas • Resultado de equivalência patrimotúal. no pais • Incentivos fiscais • Outros itens

Despesa c:om formação d~ prorlsão para imposto de renda e coutribuiçio social

IR e CSLL correntes IR e CSll diferiOOs:

• .uiquota efetiva de imposto de renda e contribuição social

21 Beneficios concedidos a empregados

2011 2010

1..964 2.135 (668) (726)

(78) (66)

36 51 13 13

(1)

(697) (729)

(748) (732)

51 3 (697) (729)

35.5~· 34,1~{,

Os saldos relativos a benefícios concedidos a empregados estão representados a seguir:

Consolidade Controladora 2011 2010 2011 2011!1

Pass.ivo Planos de pensão 215 194 213 191 Planos de saúde 789 700 ?17 642

1.004 894 940 833

Cimllute 71 80 64 72 Não cirwlmte 933 814 876 761

73




21.1 .Planos de pensão no país- Benefício definido e contribuição variável

a) Plano Petros - Fundação Petrobras de Seguridade Social

A Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros, constituída pela Petrobras, instituiu o Plano Petros em julho de 1970, do tipo benefício definido, que assegura aos participantes uma complementação do benefício concedido pela Previdência Social.

A Companhia é uma das patrocinadoras do Plano Petros que está fechado aos empregados admitidos a partir de setembro de 2002.

A avaliação do plano de custeio da Petros é procedida por atuários independentes, em regime de capitalização, para a maioria dos benefícios. As patrocinadoras efetuam contribuições regulares em valores iguais aos valores das contribuições dos participantes (empregados) e assistidos (aposentados e pensionistas), ou seja, de forma paritária.

Na apuração de eventual déficit no plano de benefício definido este deverá ser equacionado por participantes, assistidos e patrocinadores, conforme Emenda Constitucional n° 20/1998 e Lei Complementar 11° 109/2001, observada a proporção quanto às contribuições normais vertidas no exercício em que for apurado aquele resultado.

Em 23 de outubro de 2008, a Petrobras e as subsidiárias patrocinadoras do Plano Petros e a Petros assinaram Termos de Compromisso Financeiro - TCF em conseqüência à homologação de transação judicial, relativa ao plano de pensão, como o previsto no Acordo de Obrigações Recíprocas - AOR firmado pelas patrocinadoras e entidades sindicais. Os compromissos dos TCF têm prazo de vencimento em 20 anos com pagamento de juros semestrais de 6% a.a. sobre o saldo a pagar atualizado. Em 31 de dezembro 2011, os saldos dos TCF totalizavam R$242, dos quais R$14 de juros vencem em 2012.

A obrigação assumida pela Companhia, por intermédio dos TCF, representa uma contrapartida às adesões feitas pelos participantes/assistidos do Plano Petros à repactuação para alteração do regulamento do plano, em relação aos benefícios, e ao encerramento de litígios existentes.

Em 31 de dezembro de 2011, a Petrobras e subsidiárias possuíam No tas do Tesouro Nacional- de longo prazo, no montante de R$237, que serão mantidas na carteira da Companhia como garantia dos TCF.

As contribuições esperadas da patrocinadora para 2012 é de R$43.

74




b) Plano Petros 2 - Fundação Petrobras de Seguridade Social

O Plano Petros 2 foi implementado em julho de 2007 pela Companhia e empresas do Sistema Petrobras na modalidade de contribuição variável. A Companhia assumiu o serviço passado das contribuições correspondentes ao período em que os participantes estiveram sem plano, a partir de agosto de 2002, ou da admissão posterior, até o dia 29 de agosto de 2007. O plano está aberto para inscrições após essa data, mas não há mais o pagamento do serviço passado.

A parcela deste plano com característica de benefício definido refere-se à cobertura de risco com invalidez e morte, garantia de um benefício mínimo e renda vitalícia, e os compromissos atuariais relacionados estão registrados de acordo com o método da unidade de crédito projetada. A parcela do plano com característica de contribuição definida destina-se à formação de reserva para aposentadoria programada e foi reconhecida no resultado do exercício conforme as contribuições são efetuadas. Em 31 de dezembro de 2011, a contribuição da Companhia para a parcela de contribuição definida deste plano foi de R$26.

As contribuições esperadas das patrocinadoras para 2012 são de R$16.

21.2 Ativos dos planos de pensão

A carteira de investimentos dos Planos Petros e Petros 2, em 31 de dezembro de 2011, era constituída por 47,5% de renda fixa, 39,9% de renda variável e 12,6% de outros investimentos (operações com participantes, imóveis e projetos de infraestrutura). A rentabilidade esperada dos investimentos, baseada nas expectativas de mercado, é de 8%a.a para ativos de renda variável e 6% a.a. para ativos de renda fixa e para outros investimentos, resultando numa taxa de juros média de 6,49% a. a ..

21.3 Plano de Saúde

a) Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS)

A Companhia e a Petrobras, Petroquisa e Refap, mantêm um plano de assistência médica (AMS), com beneficios definidos, que cobre todos os empregados das empresas no Brasil (ativos e inativos) e dependentes. O plano é administrado pela própria Companhia e os empregados contribuem com uma parcela mensal pré-definida para cobertura de grande risco e com uma parcela dos gastos incorridos referentes às demais coberturas, ambas estabelecidas conforme tabelas de participação baseadas em determinados parâmetros, incluindo níveis salariais, além do benefício farmácia que prevê condições especiais na aquisição, em farmácias cadastradas distribuídas em todo o território nacional, de certos medicamentos.

75




O plano de assistência médica não está coberto por ativos garantidores. O pagamento dos benefícios é efetuado pela Companhia com base nos custos incorridos pelos participantes.

b) Liquigás Distribuidora S.A.

O compromisso da Liquigás Distribuidora S.A. relacionado à assistência médica dos empregados ativos e aposentado é calculado anualmente por atuário independente. O método adotado para calcular a despesa e os itens de aspecto atuarial é o do Crédito Unitário Projetado. Este método define o custo do benefício que será alocado durante a carreira ativa do empregado, no período entre a data de admissão na Empresa e a primeira data de plena exigibilidade ao benefício, que é estabelecido nas Convenções Coletivas de Trabalho resultantes das negociações sindicais com os empregados da categoria GLP.

Em 31 de dezembro de 2011 a Liquigás reconhece uma Provisão para Beneficio de Assistência Médica aos Empregados no montante de R$63 (R$58 em 31 de dezembro de 2010).

21.4 Obrigações e despesas líquidas atuariais, calculados por atuários independentes, e valor justo dos ativos dos planos

As informações de todos os planos de benefícios definidos foram agregadas, uma vez que contém premissas similares. Todos os planos de pensão têm acumulado obrigações de benefícios em excesso aos ativos dos planos.

76



(Em milhões de reais, exceto quando e~pec(ficamente mencionado)

a) Movimentação das obrigações atuariais, do valor justo dos ativos e dos valores reconhecidos no balanço patrimonial

Morimeut~ do Talor presente das obrigações atuariais

Obripçào atuarial no inicio do exercicio Custo dos juros Custo do serviço correate Contribuições dos empregados Beneficios pagos (Ganho)! Perda atuarial sobre a obripção

Obripçie atnarial ao fim do exerclcio

MOTi.menti'Çio do nlor justo dos ativos do plano AtiYo do plano no início do exercicio Rendimento espm.do dos ativos do plano Contribuições recebidas pelo fundo Beneficios pagos AtiTOS do plano no fim do exercido

2011

Plano de Peasão

Beaefido Cwtribuiçio Plano de Defiuido Variánl Saúde

2.649 37 860 298 4 97

26 21 17 2

(83) (35)

334 7 51 3.216 76 994

2.119 8 467

58 4 {83)

1.621 13

77

Catroladora

Total Total

3.546 3.483 399 3!12

48 46 19 19

(118) (llS)

3!12 389 4.286 4.214

2.187 2.187 468 468

62 62 (83) (83)

2.634 2.634



(Em milhões de reais, exceto quando espeqficamente mencionado)

1111 Consolidado

Plano ele Pendo

Beneficio Contribuição Plano ele Definiclo l'ariável Saúde

Valores reeonhecldos no balanço patrimoDial Valor presente das obrigações com fundo 3.216 76 994 ( - ) Valor justo dos ativos do plano (2.621) (13)

Valor presente das obrigações em excesso ao valor justo dos ativos do plano 595 63 994

Beneficios pagos Ganhos (Perdas) atuariais tlio recO!Ibecidas (419) (16) (2.02)

Custo do serviço pass.ado tlio reconbecido (4) (4) (3)

Passivo ahwiall.iquido em 31 ele dezembro 171 43 789

Morimentaçio do passivo atu.a.rialliquido Saldo em r ele janeiro 178 16 700 (+)Custos incorridos no período 35 29 12!i (-) Pagamento de eontribu.içõas. (27) (2) (36)

(-)Pagamentos do termo de compromisso financeiro (14) Saldo em 31 de dezembro de 2011 171 43 789

78

Controlaclora

Total Total

4.286 4.214 {2.634) {2.634)

usz l.sst

(637) (631) (11) (9)

1.004 ,...

894 333 189 181 (6S) (61)

(14) (14) 1.804 940




lO UI CODSOlid.ado

Plano de Pensão

Beneficio Contribuição Pluo de

Movimentação do valor presente das obrigações atnariUs

Obrigação atuarial no inicio do exercício Custo dos jlltl»

Custo do serviço corrente Contribuições dos empregados Beneficios pagos (Ganho )i Perda atuarial sobre a obrigação

atuarial

Definido Variável Saúde

2.299 2:55

11 21

(71)

21 2 7

720 80 14

(29)

75

Contnlladon

Total Total

3.040 l.ftS 337 331 32 31 ll 21

(101) (97)

216 212 Ob:ripçào atuarial no fim do exen:icio 860 3.546 3.483

--__;;_;13--4 ______ 7 --__;;;..

===2.64====' ====3-7 ======= ====== ==-====='=""""=

Movimentação do valor justo dos ativos do plano

Ativo do plano no inicio do exercicio Rendimento esperado dos ativos do plano Conlribuições recebidas pelo fundo Beneficios pagos Ativos do plano no fim do exen:icio

1.925 265

61)

(71) 1.179

79

7

1

8

1.932 1.931 266 266 60 60

(71) (71) 2.187 2.186



(Em milhões de reais, exceto quando especificamente mencionado)

Valores re<:oahecidos no balanço patrimonial Valor presente das obrigações com fundo ( - ) Valor justo dos ativos do plano Valor presente das obrigações em excesso ao

valor justo dos ativos do plano Benet'icios pagos Ganhos (Perdas) atuariais não reconhecidas Custo do mviço passado não reconhecido PtmTo ttuaritlliquido em 31 de dezembro

Morimentllçio de pusiTo ttuarial Jifpido Saldo em r de janeiro ( +) Custos incorridos no perioóo (-) Pagamento de contribuições (-) Pagamentos do termo de compromisw financeiro S.W. em 31 de dezembro de 2611

lt16

Benefício Cntrilndção Plano de Defíuido V aribel Stúde

2.649 31 86()

(2.119) ----"'(8"'-) ---

470 29 86()

(288) (9) (158) (2)

700 -----:'::(4=-) ----":(4-=-) ---===--

178 16

170 47

(27)

=======

7 9

632 97

(29)

700 ___ (~12=-) ---~ ---:::=-

178 16 =======

80

COlltroladera

Total Totll.l

3.546 3.483 1).187) (1.187)

1.39 1.296

(455) (453) (16) (10) 894 833

869 754 153 146 (56) (54)

(11) (13) 894 833




b) Componentes das despesas líquidas

ZOll Consolidado

Plano de Penrio

Benefício Contribuição Plano de Saúde Total

Definido VariiYel

Custo do serviço corrente 1 26 21 48 Custo dos juros 298 4 97 399 Rendimento estimado dos ativos do plano (2.67) (1) (l68) Amortização de (ganhos)! perdas atuariais

não recotlbecidas 7 7 Contribuições de participlntes Custo do serviço passado não reoonbecido 1 Outros 2 2 Custo J.útuido no exercício JS 29 125 189

Relativa a empregados ativos:. Absorvida no custeio das atividades

operacicnlais 1 1 3 s Diretamente no resultado 1 28 51 86

Relativa aos inativos 27 71 98 Custo líquUo no exercício 35 29 125 189

2110 Consolidado

Plano de Pensão

Benefício CoutnDui.çio Plano de Saúde Total

Defi.uillo Varii.e1

Custo do serviço corrente 11 7 14 32 Custo dos juros 255 2 80 337 Rendimento estimado dos ativos do plano (219) (l19) Outros 3 3 Casto J.útuido no exercício 47 9 97 153

Relativa a empregados ativos; Absorvida oo custeio das atividades

operacionais 2 2 4 Diretamente oo resultado 21 9 3:5 65

Relativa aos inativos 24 60 84 Custo líquido no exercício 47 9 97 153

81

Controladora

Total

46 39%

(l68)

6

1 4

181

4 86 91

181

Controladora

Total

31 331

(220)

4 144

4 65 77

146




c) Ajustes de experiência dos planos

As variações entre os valores estimados e os efetivamente incorridos foram os seguintes:

Consolià4o ControWiora 2011 2010 2011 2010

Ganhos/ (peroas) dos planos de pensão Obrigação atuarial Ativosdep~osdepensão

Ganhos/ (perdas) dos p~os de saúde Obrigação atuarial

(204)

200

69

69 47

5

d) Variação nos custos com assistência médica

(204)

200

68

68 47

A variação de 1% nas premissas de custos médicos teria os seguintes impactos:

Obrigação atuarial Custo do serviço e juros

ConsoWIIAio Controlado:ra l%de l%de 1%de l%de

acréscimo 156 20

redução acréscimo (127) 150 (16) 20

82

redução (122)

(16)




e) Premissas atuariais adotadas no cálculo

lOU lOlG

Taxa de desconto

Taxa de cmcimento salarial

Int'laçio: 5,6"/ó a4,34% a.a (1) +Juros: .5,58% a.a (2) In&ção: 5,3% a 4,3!-h.a (l) + J~~roo: 5,91% u (2)

Int'laçio: 5,6% a 4,34% a.a(l) + 2,0~1• a 3,188~1• a.a In&ção: 5,3% 1 4,3% u(l).,. 2,220% u

Taxa de retomo esperada dos ativos de planos de pensão Taxa de rotati"~ ôos planos de saúde

Taxa de rotati>~ ôos planos de pensão

Taxa de variação de CU5tos mêdioos e . Tábua de morta1ídaôe

Tábua de Íll\'llidez

Tábua de mortalidade de itwãliôos

Intlaçio: 5,6% a.a +Juros: 6,49"'.4 a.a

0,652% a.a (3)

Nula

8,96% a 4,34o/.a.a (4) AT 2000, especifica por sexo

T ASA 19271 Zimmemann ajustada (5) AT 49, especifica por sello

(ll Inflação linearmente decrescente nos próximos 5 anos quando se toma oonstante

0,560"11 a.a (3)

Nula

7 .s~;;. a 4,3%u (4)

A T 2000, especílica pcx HXO

TASA 19271 ZimmemaM ajusta& (5)

A T 49, especílica pcx HXO

(:)A Companhia utiliza uma metodologia para aputliÇào de uma taxa real equiv'&lente a partir da CU!"\"! futura de ret0111o ôos titulos de mais longo prazo ôo governo, oonsiôeranôo-se no cákulo desta taxa o perfil de maturidade das obrigações de pensão e saúde

(!) R.otati"~ mêdia que varia de aoorôo com a idade e tempo de serviço <4l Custos medioos e hospitalares taxa decrescente atingindo nos próximos 30 anos a expectativa de inflação proíetada de longo prazo (!l Tábua de invalidez: Zímmetmann ajustada para o Plano Petros 2

21.5 Participação dos empregados e administradores

A participação dos empregados nos lucros ou resultados, conforme disposto na legislação em vigor, pode ocorrer baseada em programas espontâneos mantidos pelas empresas ou em acordos com os empregados ou com as entidades sindicais.

Dessa forma, de acordo com o artigo 42 do Estatuto Social, o Ofício MP/DEST 11°. 28/2011, a Lei 10.101/2000 e demais normativos vigentes, em 31 de dezembro de 2011 a Companhia provisionou o valor de R$1 00 (R$1 03 em 201 O) para a distribuição aos seus empregados, respeitados os limites estabelecidos pela Resolução n° 10/95, do Conselho de Coordenação e Controle das Empresas Estatais - CCE.

A participação dos administradores nos lucros ou resultados, incluída no montante acima apresentado, será objeto de deliberação pela Assembléia Geral Ordinária, na forma disposta pelo artigo 32 do Estatuto Social da Companhia e pelas normas federais específicas.

83




22 Patrimônio líquido

22.1 Capital social realizado

O capital social em 31 de dezembro de 2011 e de 201 O, totalmente subscrito e integralizado, está composto por 42.853.453.082 ações ordinárias, escriturais, sem valor nominal e inconversíveis.

22.2 Reserva de capital

Reserva constituída em exercícios anteriores a 2008 com aplicações em incentivos fiscais no Fundo de Investimento do Amazonas (FINAM) e no Fundo de Investimento do Nordeste (FINOR), originadas de destinações de parte do imposto de renda pago pela Companhia.

22.3 Reservas de lucros

a) Reserva legal

É constituída mediante a apropriação de 5% do lucro líquido do exercício não excedendo a 20% do capital social, em conformidade com o artigo 193 da Lei das Sociedades por Ações.

b) Reserva estatutária

Constituída mediante a apropriação do lucro líquido de cada exercício de um montante equivalente a, no mínimo, 0,5% do capital social integralizado no fim do exercício e destinase ao custeio dos programas de pesquisa e desenvolvimento tecnológico. O saldo desta reserva não pode exceder a 5% do capital social integralizado, de acordo com o artigo 46 do Estatuto Social da Companhia.

c) Reserva de retenção de lucros

É destinada às aplicações previstas em orçamento de capital, principalmente nas atividades de distribuição de derivados de petróleo, etanol, infraestrutura de apoio, aportes de capital e financiamentos a clientes, em consonância com o artigo 196 da Lei n° 6.404176.

O orçamento de capital do exercício de 2012, aprovado pelo Conselho de Administração, será encaminhado à aprovação da Assembléia Geral Ordinária e prevê aplicações de recursos no montante de R$1.452.

Na proposta de destinação do resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2011 está sendo prevista uma retenção de lucros de R$638.

84




22.4 Dividendos

Aos acionistas é garantido um dividendo obrigatório de 25% do lucro líquido ajustado do exercício, de acordo com o Art. 7° do Estatuto Social da Companhia e nos termos do artigo 202 da Lei n°. 6.404/76. A proposta dos dividendos relativos ao exercício de 2011 será encaminhada pela Administração da Companhia à aprovação dos acionistas na Assembléia Geral Ordinária.

Segue-se o cálculo dos dividendos propostos:

ZOH Luao l:íquído do exetcicio 1.267 Apropriação

Reserva legal (63) Lucro bá!rico para detemúnação dos dividendos 1204 Df!.'idendos a pagar- Registrados no passivo ciccul:ante

Equivalentes a 25% (25% em 2010) do lucro básico 301 Dividendos adicionais pcopostos -Registrados no patrim~nío l:íquido

Equn•alentes a apcox:imadamente 19,9'1~ do lucro básico (9.5% em 2010) 239

Total S4l

Os dividendos serão atualizados monetariamente, a partir de 31 de dezembro de 2011, até a data do pagamento, de acordo com a variação da taxa SELIC.

22.5 Ajustes de avaliação patrimonial

Refere-se às alterações líquidas acumuladas no valor justo de ativos financeiros disponíveis para venda até que esses investimentos sejam desreconhecidos ou sofram perda por redução no valor recuperável.

85




23 Processos judiciais e contingências

23.1 Processos judiciais provisionados

A Companhia e suas controladas, no curso normal de suas operações, estão envolvidas em processos legais, de natureza cível. tributária, trabalhista e ambiental. A Companhia e suas controladas constituem provisões para processos legais a valores considerados pelos seus assessores jurídicos e sua Administração como sendo suficientes para cobrir perdas prováveis. Essas provisões são apresentadas de acordo com a natureza das correspondentes causas:

Consolüldo Controladora 2011 2010 zon 2010

Causas trabalhistas 59 82 53 70 Causas fiscaís 15 46 12 7

Causas cive!s 66 70 M 66 Causas ambientais 4 1 4 1 Outras 2 2 Total 146 101 133 144

Circulante 40 30 39 29 Não circulante 106 171 94 115

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2-011 CoDSCilidado Cn.trolldora

Saldo em 11 de joeiro de 2~11 184 137 Adição 23 16 Reversão 1 1 Utilização (25) (24)

T ransferencias 3 Atualizaçio de juros 15 14 Saldo em 31 de dezembro de 1011 201 144 Adição 7 3 Reversão (34) (18)

Utilização (20) (14)

Transferências (11)

Amaliz:açio de juros 3 18 Saldo em 31 de dezembro de 2011 146 133

23.2 Processos judiciais não provisionados (perdas possíveis)

Consoliclade Natureza l-OH l-010 Fiscais 1.212 1.122 Civeís 756 750 Outras 108 138

2.076 2.010

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Apresentamos a seguir os principais processos não provisionados:

a) Processos de natureza tributária

Descrição ~ :"'\ atm eza Fiscal Isnmari1a

Autor. Estado de São Paulo. Processos judiciais em que a BR discute de quem é a legitimidade passi"a pata honmr o pagamento de ICl\.fS que não foi retido por substituição tributária em virtude de ~s obtidas pelos adquirentes., mas hoje são devidos em 'Virtude de insucesso final desses adquirentes nas demandas por eles movidas em face da União.

Autor: Estado do Rio de Janeiro. Ação de ~ fiscal proposta pelo Estado do Rio de Janeiro, em face da c~ sob alegação de não pagamento por parte desta de créditos relativos. a ICMS. A C<lmpanhia ofereceu combusthrel como ~tia. Dmota da C«npanhia em 2a instância. Aguarda-se julgamento de recursos i:ntetpostos pela Companhia aos Tribunais Superiores. Hi pm:edente favorável à Companhia no Supremo Tribunal Federal- STF.

Autor. União. Processos judiciais em que a BR discute de quem é a legitimidade pass.iva pata bonmr o pagamento de PIS e COFJNS que não foram retidos por substituição tributária em virtude de hmi:nares obtidas pelos adquirentes, mas hoje são de\idos em virtude de ~ final desses adquirentes nas demandas por eles movidas em face da União.

Autores: Municlpios de Cubatão, Rio de Janeiro, Teresina e Vitória. Proces.sos judiciais em que a BR discute a real ooorrência de fato gerador do IVVC (antigo tributo municipal) nas open!i9ÕreS que realiza diretamente aos clientes consumidores. finais atacadistas.

Autor. Estado de Goiás .• 1\ção de ~ fis:c:al promovida pelo Estado de Goiás, em face da Companhia, pata cobrança de supostos crêditos tributários constituidos por meio de 16 autos de i:núaçào relativos a ICl\!5. A Companhia ofereceu como garantia fiança bancâria. A Companhia interpôs embargos à ~. que estão em fase probatória. A Companhia requereu a reali.zal:âo de exame pericial .o\i:nda não bá sentença.

Autor. Estado de Goiás .• 1\ção de execução fis:c:al promovida pelo Estado de Goiás, em face da Companhia, para cobrança de supostos créditos tributários oonslituidos por meio de 9 autos de infração. A Companhia ofereceu como garantia fiança baneària. A Companhia interpôs embargos à ~. que estão em fase probatória. A prova pericial foi deferida. A Companhia já formulou quesitos e apresentou seu assistente tecmco. Ainda não há sentença.

Autor: Fazenda Pública do Estado de Pernambuco. Ação de execução fiscal perante a justiça do Estado de Pernambuco (IpojUQ), sob alegação de recolhúnento de IC145 a menor. A Companhia ofereceu como garantia fiança bancâria. Houve realização de pericia nos embargos à ~ inte:postos pela Companhia. Ainda não bá sentença.

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164

95

68

65

62

55



(Em milhões de reais, exceto quando espec(flcamente mencionado)

Descrido - ::'\atureza Fiscal - Continua -ão Istimatha

Autor: Fazenda do Estado do Rio de Janeiro .• A.çio de execução fiscal proposta pela F az:enda do Estado do Rio de Janeiro por suposta apropriaç:ão i:ndev:ída de crédito escriturai. Mesmo com laudo pericial favorável à Coo.panbia, o Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro - TJRJ, em 1 • e 2a instâncias, entendeu que o crédito da Companhia era indevido por razão distinta da autuação em julgamento extra petita. No momento, aguarda-se o julgamento do recurso de agravo regimental interposto pelo Estado do Rio de Janeiro contra a decisão do 1\(ínist:ro-Relator, que deu provimento ao recurso especial da Companhia para anular o acórdão do TJRJ proferido nos embargos de declaração da Companhia. Ação esl:â em fase inicial, tendo a Companhia apenas apresentado contestação. Em 21/U/2011 o autor devolveu os autos com réplica. Ainda não abriu prazo para falarmos.

Autor: Municipio de Vitória .• A.çio de execução fi.teal promtmda pelo Municipio de Vitória em face da Com:pan1Ua, para cobrança de suposto credito a titulo de IVVC (imposto sobre venda a varejo de combustíveis líquidos e gasosos). Aguardase julgamento da apelação interposta pela Companhia.

Autores: Estados da Bahia, Goiás, Minas Gerais, Parat'ba, Pernambuco, Toeantins e o Distrito Federal. Processos judiciai:s em que a BR discute se a composição da base de cá1cu1o do ICMS-ST em operações interestaduais com derivados de petróleo deve ou não incluir o próprio ICMS.

Autor: Fazenda do Estado de São Paulo. Ação de execução fiscal proposta pela Fazenda do Estado de São Paulo - FESP em face da Com:pan1Ua, sob alegação de não pagamento do ICMS-ST nas vendas de mercadorias a Distribuídora Onofre Barbosa. A Companhia alega que apenas cumpriu decisão judicial liminar que determinava o não recolhimento do ICMS-ST nas vendas à Distnbuidora Onofre Barbosa. A Companhia ofereceu carta de fiança bancária corno garantia. Os embargos à execução fiscal foram julgados parcialmente procedentes. Aguarda-se o julpnento de recursos de apelação interpostos tanto pela Companhia quanto pela FESP.

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55

55

51

jQ

423 1.112



(Em milhões de reais, exceto quando especificamente mencionado)

b) Processos de natureza cível

Descrição - :\" atureza C h el Istimath ,,

Autor: Francisco Messias Cameli. Ação civel perante a justiça do Estado do Amazonas para cobrança de aluguel, em razão de sobrestadia de embarcações na Base de Dist:nbuiçio Sectmdària do Cmzei.ro do Sul (BASUL). A sentença proferida foi desfavorável à Companhia .• o\mbas as partes opuseram embargos de declatação. As partes foram intimadas para que se manifestem sobre estes recursos.

Autor: Forte C~o, Importação, Exportação e Administração Ação civel perante a justiça do Estado de Sio Pauto, com pedido de rescisão de contratos e indenização por perdas e danos, sob alegação de a Companhia ter descumprido obri:gação qu~ teria assumido para o surgimento do Grupo Forte. Aguarda-se julgamento do recurso especial interposto pela Companhia.

Autor: C A Soares da Costa. Ação civel perante a justiça de Rondônia, pretendendo indenização por perdas e danos, sob a alegação de descumprimento de contrato de transporte pela Companhia. Em novo julgamento, o Tribumlt de Justiça de Rondônia manteve a decisio anterior, favorà'i.rel à Companhia. O autor apresentou recurso especial. que aguarda remessa ao Superior Tribumlt de JustiçaSTJ.

Autor: Derivados de Petróleo Santa lzabel Uda. Ação civel perante a justiça da Bahia, pretendendo a declatação de nulidade de titulos eie pedido de indenização por supostos danos morais e materiais. A sentença foi desfavorável à Companhia. Foi interposta apelação. Aguarda-se a remessa dos autos ao Tribunal de Justiça da Bahia para julgamento do recurso.

24 Instrumentos financeiros e gerenciamento de riscos

88

76

53

443 756

A administração dos instrumentos financeiros detidos pela Companhia é efetuada por meio de estratégias operacionais e controles internos, visando à liquidez, rentabilidade e segurança. A política de controle consiste no acompanhamento permanente das taxas contratadas versus as vigentes no mercado. A Companhia não efetua aplicações de caráter especulativo em derivativos ou quaisquer outros ativos de risco elevado.

Pela natureza de seu negócio, a Companhia está exposta, principalmente, ao risco de crédito, sendo que parte desta exposição possui atualização pela aplicação de taxas de juros sobre os financiamentos de clientes. Em menor grau, a Companhia está sujeita aos riscos de liquidez, de mercado e de variação na taxa de câmbio.

90



(Em milhões de reais, exceto quando e5pec(ficamente mencionado)

Apresentamos as descrições dos instrwnentos financeiros incluídos no balanço patrimonial:

Consolidado Ccmtroladora Notas 2011 2010 2011 2010

Ativos mensurados pelo valor justo Ativos financeiros disponíveis para venda 237 217 237 217 Contratos a temo de dólar (NDF) 4 4 Caixa e bancos 470 352 456 339

707 573 693 560

Ativos mensurados pelo custo amortizado Investimentos mantidos até o vencimento 22 22 22 22 Empréstimos e recebíveis 6.340 5.404 6.084 5.168 Apiicações financeiras 333 450 302

6.695 5.876 6.116 5.492

Passivo mensurado pelo v.alorjusto Contratos a termo de dólar(NDF) 3 3

3 3

Passivos mensurados pelo custo amortizado Financiamentos 749 27 202 Aaendamentos mercantis financeiros 173 182 173 181 Fomecedores 3.187 2 .. 400 3.091 2.272 Outras operações com a Controladora 102 101 102 101 Outras operações com Empresas do Sistema 2 14 2 14

4.213 2.724 3.571 2.568

24.1 Objetivos e estratégias de gerenciamento de riscos

O gerenciamento do risco de crédito da Companhia tem como principal fórum de discussão o Comitê de Crédito, que define os principais parâmetros e diretrizes para a política de concessão de crédito. As análises de solicitações de crédito, de acordo com os patamares de valores, possuem trâmites específicos e exigências crescentes conforme o nível de exposição, sendo que alguns casos alçam à decisão de Diretoria Executiva.

Quanto à exposição ao câmbio, a política de gestão desse tipo de risco é definida pela Diretoria Executiva, com gerenciamento conjunto das áreas financeira e comercial, responsáveis pelo fàturamento internacional.

91




24.2 Risco de mercado

24.2.1 Risco cambial

Em função das vendas a clientes estrangeiros, o risco cambial é um dos riscos aos quais a Companhia está exposta.

24.2.1.1 Gerenciamento de risco cambial

A Companhia contrata operações de hedge cambial para cobertura das margens comerc1a1s inerentes às vendas de combustíveis de aviação para clientes estrangeiros. O objetivo da operação é garantir que as margens comerciais pactuadas junto aos clientes sejam mantidas durante o prazo de vigência dos preços negociados, bem como durante o prazo comercial de pagamento.

A Companhia se posiciona vendida em taxas futuras de câmbio através de NDFs (Contrato a termo de moeda sem entrega física) no mercado de balcão brasileiro. Para vendas ao segmento de aviação, o prazo de exposição é de até 3 meses, em média, e o hedge é contratado concomitantemente à definição do custo do querosene de aviação exportado, fixando e garantindo, desta forma, a margem da comercialização. Em 2011 foram contratadas operações no total de US$ 61 O.

O volume de hedge contratado para o faturamento ao exterior entre janeiro e dezembro de 2011 representou 61,1 %de todo o volume exportado pela Companhia no mesmo período.

As liquidações de todas as operações vencidas no período geraram um resultado negativo para a Companhia de R$ 2,68.

Cabe destacar que a Companhia não utilizou nenhum outro instrumento derivativo nas operações de hedge cambial além do NDF, confonne definido no artigo 2°. da Deliberação CVM no. 550.

Nenhuma das operações em questão exigiu o depósito de margens de garantia.

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A Stratura não contratou operações de hedge cambial no período.

Instrumentos financeiros derivativos de moeda estrangeira

Cousolidado Valor de referiacia

(aocioiW)

USD (Milhõu)

Valor jlLrio

(RS Milhõea) Realizado Contratos a termo de dõlar(NDF) 2111 2010 2111 2011 Vlt'aci.meDto 2011

Posiç.io V enclida ------~-------- ----~Q~) ______ _ 2012 3 61 4 2011

A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para o valor justo dos derivativos de moeda estrangeira. O cenário provável é o valor justo em 31 de dezembro de 2011, e os cenários possíveis e remotos consideram a deterioração na variável de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a esta mesma data.

Deriyativos ele Moeda EstnJJ:eira Risco Contratos a termo de dólar (NDF) Valorização do Dólar frente

ao Real

24.2.2 Risco de crédito

Cenário Prol'ivel Ceaârlo Possível

Im 31Jlllllll ( à ele 25%}

(3) (44)

Cenário Remeto

(L\. IleSO%)

A exposição ao risco de crédito na Companhia surge a partir do fornecimento de produtos a prazo, decorrente de suas operações comerciais usuais. Tal risco consiste na possibilidade de não recebimento de vendas efetuadas.

24.2.2.1 Gerenciamento de risco de crédito

A Política de Crédito e Cobrança da Companhia define esferas de aprovação de crédito para cada cliente considerando o valor solicitado e estabelece prazos de vigência de limite de credito de forma a permitir reavaliação periódica da situação de cada cliente com relação ao risco de credito que este cliente pode representar.

Na análise de crédito são avaliados o comportamento de pagamento do cliente e as restrições de mercado. A Companhia utiliza-se de tabela de limite de competência, aprovada pela Administração, para concessão de crédito.

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(Em milhões de reais, exceto quando e.spec(flcamente mencionado)

A carteira de crédito da Companhia somava R$8,2 bilhões em 31 de dezembro de 2011. Como critérios de crédito previstos na política de crédito encontram-se garantias reais (hipoteca), garantias pessoais (fiança), análise de balanço e conceito comercial.

24.2.3 Risco de taxa de juros

O risco de taxa de juros sobre o passivo da Companhia está associado, principalmente, às taxas de IGPM e IPCA, que são os indexadores dos Certificados de Recebíveis Imobiliários. Os ativos se caracterizam, em maior parte, pelos financiamentos a clientes, que geralmente estão atrelados ao IGPM. Em termos líquidos, considerando que os ativos suplantam de forma considerável os passivos, o risco maior da Companhia está associado a um cenário decrescente para a taxa de JGPM.

24.2.3.1 Gerenciamento de risco de taxa de juros

A Companhia atualmente não utiliza instrumentos financeiros derivativos para gerenciar sua exposição às flutuações das taxas de juros.

24.3 Risco de liquidez

A Companhia utiliza seus recursos principalmente com despesas de capital, pagamentos de dividendos. Geralmente, as condições são atendidas com recursos gerados internamente, havendo, em menor grau, eventuais operações financeiras para financiamento de projetos.

24.3.1 Gerenciamento de risco de liquidez

A previsão de fluxo de caixa é realizada de forma centralizada pela área financeira da Companhia. Trabalha-se com um fluxo anual, o qual é monitorado através de revisões de projeção mensais, discutidas em fóruns e comitês Executivos representativos.

O objetivo é ter uma geração de caixa suficiente para atender às necessidades operacionais, custeio e investimentos da Companhia, atentando sempre para a manutenção de um saldo de caixa mínimo capaz de fazer frente às oscilações do fluxo diário.

Todo o excesso de caixa é aplicado em quotas do FIDC-NP, fundo exclusivo e corporativo do Sistema Petrobras, com incidência de juros. Acontecimentos excepcionais que venham a onerar a geração de caixa e a liquidez da Companhia são atendidos com recursos do fundo.

94



(Em milhões de reais, exceto quando espeqflcamente mencionado)

Em paralelo, mantém-se sempre espaço para estruturações financeiras que possam melhorar a estrutura e o custo do capital, além de reforçar o caixa em situações específicas.

24.4 Valor justo dos ativos e passivos financeiros

Os valores justos são determinados com base em cotações de preços de mercado, quando disponíveis, ou, na falta destes, no valor presente de fluxos de caixa esperados. Os valores justos de caixa e equivalentes a caixa, de contas a receber de clientes, da dívida de curto prazo e de contas a pagar a fornecedores são equivalentes aos seus valores contábeis. Os valores justos de outros ativos e passivos de longo prazo não diferem significativamente de seus valores contábeis.

Os diferentes níveis de instrumentos tinanceiros registrados pelo valor justo foram definidos como a seguir:

• Nível I -Preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos e passivos e idênticos

• Nível 2 - Inputs, exceto preços cotados, incluídas no Nível 1 que são observáveis para o ativo ou passivo, diretamente (preços) ou indiretamente (derivado de preços)

• Nível 3 - Premissas, para o ativo ou passivo, que não são baseadas em dados observáveis de mercado (inputs não observáveis).

A hierarquia dos valores justos dos ativos e passivos financeiros da Companhia registrados a valor justo em base recorrente, em 31 de dezembro de 20 11, está demonstrada a seguir:

AtiTOS rttutos e valores mobiliátios Derivat:Wos de moeda estrmgeifa Total dos atiTOS

Preços cotados em mereado ativo

(Nível I)

Consolidado Valor justo medido tom base em

Técnica de vtloração suportada por pl'eçot

obsenbeis (Nivell)

T bica de vdMaçio sem o UH de pl'eçGS

observáveis (Nível3) Total

237 237

--------~~-------------~0~)----------------~P~> ========D=·=7 =============Q=)==============~~~

95



(Em milhões de reais, exceto quando espec(flcamente mencionado)

24.5 Gestão de capital

A política da Administração é manter uma sólida base de capital visando a confiança do investidor, credor, mercado e o desenvolvimento futuro do negócio. A Administração monitora os retornos sobre capital empregado e o nível de dividendos para acionistas

25 Seguros

A Companhia e suas controladas adotam uma política de seguros que leva em consideração, principalmente, a concentração de riscos, a relevância e o valor de reposição dos ativos.

As instalações, equipamentos e produtos da controladora dispõem de cobertura contra incêndio, cuja importância segurada em 31 de dezembro de 2011 totalizava R$3.468 (R$3.085 em 2010). Há cobertura total para as transferências de produtos realizadas entre os estabelecimentos da Companhia, vendas e de produtos adquiridos de fontes produtoras, cujo transporte é de responsabilidade da Companhia. No Consolidado a importância segurada totalizava, em 31 de dezembro de 2011, R$4.943 (R$3.980 em 2010).

As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis, consequentemente não foram examinadas pelos nossos auditores independentes.

Ativo Tipo de cobertura

Instalações, equipamentos e Inc.êndio e riscos produtos em estoque

Responsabilidade civil geral Operações, produtos, poluição ambiental etc.

Outros ativos Total

96

20ll Importância segurada

Con.solidado Controladora

3.944 3.468

938 469

61 30 4.943 3.967



GUIDO MANTEGA Presidente

MIRIAM BELCHIOR FRANCISCO ROBERTO DE ALBUQUERQUE Conselheira Conselheiro

JOSUÉ CHRISTIANO GOMES DA SILVA MÁRCIO PEREIRA ZIMMERMAN LUCIANO GAL VÃO COUTINHO Conselheiro

JORGE GERDAU JOHANNPETER Conselheiro

JOSÉZONIS Diretor de Operações e Logística

LUIZ CLAUDIO CASEIRA SANCHES Diretor da Rede de Postos e Serviços

Conselheiro Conselheiro

SÉRGIO FRANKLIN QUINTELLA JOSÉ SERGIO GABRIELLI DE AZEVEDO Conselheiro Conselheiro

DIRETORIA EXECUTIVA

JOSÉ LIMA DE ANDRADE NETO Presidente

ANDURTE DE BARROS DUARTE FILHO Diretor de Mercado Consumidor

NESTOR CuNAT CERVERÓ Diretor Financeiro

ÁREA DE CONTABILIDADE E CONTROLE

LUIS CLAUDIO SACRAMENTO BISPO Contador- CRC- RJ- 077.292/0-2

97

Petrobras Transporte S.A. - Transpetro

(Empresa do Sistema Petrobras)

Demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2011 e 2010



Demonstrações contábeis


Conteúdo

Parecer dos auditores independentes 3 - s

Balanços patrimoniais 6

Demonstrações de resultados 7

Demonstrações das mutações do patrimônio líquido s

Demonstrações dos fluxos de caixa - Método indireto 9

Demonstrações do valor adicionado 10

Notas explicativas às demonstrações contábeis 11- 6o

2

KPMG Auditores Independentes Av. Almirante Barroso, 52- 4° 20031-000- Rio de Janeiro, RJ- Brasil Caixa Postal 2888 20001-970 - Rio de Janeiro, RJ - Brasil

Central Te! Fax Internet

55 (21) 3515-9400 55 (21) 3515-9000 www.kpmg.com.br


Ao Conselho de Administração e ao Acionista da Petrobras Transporte S.A. - Transpetro Rio de Janeiro - RJ

Examinamos as demonstrações contábeis individuais e consolidadas da Petrobras Transporte S.A. - Transpetro ("Companhia"), identificadas como Controladora e Consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2011 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido, do resultado abrangente e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas.


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


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

3 KPMG Auditores Independentes, uma sociedade simples brasileira e firma~membro da rede KPMG de firmas·membro independentes e afiliadas à KPMG lnternational Cooperativa ("KPMG lnternational"), uma entidade sufça.

KPMG Auditores Independentes, a Braztlian entity anda member fiml of the KPMG network of independent mamber finns affiliated with KPMG lntemational Cooperativa ("KPMG /ntemationaf'?, a Swiss entíty.

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis (continuação)

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

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


Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais acima referidas apresentam adequadamehte, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petrobras Transporte S.A.- Transpetro em 31 de dezembro de 2011, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Opinião sobre as demonstrações contábeis consolidadas

Em nossa opinião as demonstrações contábeis consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira consolidada da Petrobras Transpo1ie S.A. - Transpetro em 31 de dezembro de 2011, o desempenho consolidado. de suas operações e os seus fluxos de caixa consolidados para o exercício findo naquela data, de acordo com as normas internacionais de relatório financeiro (IFRS) emitidas pelo Interna;tional Accounting Standards Board- IASB e as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Ênfases

Conforme descrito na nota explicativa no 3, as demonstrações contábeis individuais foram elaboradas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil. No caso da Petrobras Transporte S.A. - Transpetro essas práticas diferem do IFRS, aplicável às demonstrações contábeis separadas, somente no que se refere à avaliação do investimento em controlada pelo método de equivalência patrimonial, enquanto que para fins de IFRS seria custo ou valor justo.

Conforme divulgado nas notas explicativas n°s 1 e 8, as operações da Petrobras Transporte S.A. -Transpetro são basicamente efetuadas com empresas do Sistema Petrobras e, portanto, estas demonstrações contábeis devem ser lidas nesse contexto.

4

Relatório dos auditores independentes sobre as demonstrações contábeis (continuação)


Examinamos, também, as demonstrações, individual e consolidada, do valor adicionado ("DV A"), referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2011, cuja apresentação é requerida pela legislação societária brasileira para companhias abertas, e como informação suplementar pelas IFRS que não requerem a apresentação da DV A. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.

Rio de Janeiro, 31 de janeiro de 2012


Marcelo Luiz Ferreira Contador CRC RJ-087095/0-7

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DHP Eletrônica ------------------------------------------------------------------------ Page 1 of 1

CONSELHO REGIONAL DE CONTABILIDADE- RJ

DECLARAÇÃO DE HABILITAÇÃO PROFISSIONAL - DHP ELETRÔNICA

O CONSELHO REGIONAL DE CONTABILIDADE- RJ DECLARA que o registro identificado no presente documento encontra-se em situação REGULAR neste Regional, apto ao exercício da atividade contábil nesta data, de acordo com as suas prerrogativas profissionais, conforme estabelecido no art. 25 e 26 do Decreto-Lei n° 9.295/46.

Declaramos para os devidos fins e para quem interessar possa, sob as penas da lei, especialmente, das previsões do art. 299 do Código Penal Brasileiro que as informações constituem a expressão da verdade. Informamos também que a presente não quita nem invalida quaisquer débitos ou infrações que, posteriormente, venham a ser apurados contra o titular deste registro, bem como não atesta a regularidade dos trabalhos técnicos elaborados pelo profissional da Contabilidade.

CONSELHO REGIONAL DE CONTABILIDADE RJ DECLARAÇÃO DE HABILITAÇÃO PROFISSIONAL- DHP RJ/2012/00005286 CRC:RJ-087095/0-7 CONTADOR MARCELO LUIZ FERREIRA AV ALMIRANTE BARROSO 52/4° ANDAR, CENTRO CPF: 013.623.017-28 20031-000 - RIO DE JANEIRO - RJ

VALIDADE 30.04.2012

Identificação da pessoa jurídica ou física da qual o profissional é responsável:

Pessoa Jurídica ou Física

Nome: PETROBRAS TRANSPORTE S.A.

CPF/CNPJ: 02.709.449/0001-59

Finalidade: RELATÓRIO DE AUDITORIA

órgão Destino: OUTROS

Confirme a existência deste documento emitido pelo profissional, na pág. WWWCRC.ORG.BR CPF: 013.623.017-28 Controle: 7783.9249.6913.3941

http:/ /webserver.crcrj .org. br/scripts/SQL _ dhpv03 .dll/login 1/31/2012

Petrobras Transporte S.A.- Transpetro

Empresa do Sistema Petrobras

Balanços patrimoniais

ExerCícios findos em 31 de dezembro de 26ll e 2010

(Em milhares de reais)

Controladora Consolidado Controladora Consolidado

Nota 31/12/2011 31/12/2010 31/12/2011 31/12/2010 Nota 31/1212011 31/12/2010 31/12/2011 31/12/2010

Ativo Passivo

Circulante Circulante Caixa e equivalentes de caixa 5 413.522 398.234 552.574 524.322 F omecedores 380.016 324.826 389.808 331.185 Títulos e valores mobiliários 6 8.194 4.526 8.194 4.526 Contas a pagar a controladora e ligadas 8 212.070 266.021 223.557 282.897 Contas a receber: Impostos e contribuições sociais a recolher !00.154 96.341 !00.154 96.341

Clientes 7 9.099 8.690 9.099 8.690 Provisão para imposto de renda e contribuição 6.189 8.606 6.189 8.606 Prov. pl cred. de liq. Duvidosa (3.124) (2.943) (3.124) (2.943) Dividendos 16 147.084 127.721 147.084 127.721 Controladora, controlada e ligadas 7e8 727.256 577.048 716.769 571.387 Salários e encargos sociais a recolher 36.559 11.222 36.559 11.222

Adiantamento a fornecedores 9.496 3.612 15.100 3.613 Provisão de férias 7.817 6.496 7.817 6.496 Sinistros avisados 18.372 7.291 20.472 16.750 Provisão para participação de empregados 19 89.730 98.000 89.730 98.000 Estoques 9.899 5.333 9.899 5.333 Demais contas e despesas a pagar 10.618 980 10.618 980 Impostos a recuperar 9 71.864 92.889 71.864 92.889 Receitas a Apropriar 760 760

Despesas antecipadas 6.067 7.369 26.791 20.428

Demais ativos circulantes 71.385 48.650 71.405 48.650 990.997 940.213 1.012.276 963.448 Não circulante

1.342.030 1.150.699 1.499.043 1.293.645 Financiamentos 22 799.234 543.179 799.234 543.179 Não circulante F omecedores 39.989 39.989

Realizável a longo prazo Impostos e contrib. sociais diferidos 49.343 22.476 49.343 22.476

Títulos e valores mobiliários 6 38.684 36.977 38.684 36.977 Provisão para contingências 13 16.823 16.806 16.823 16.806 lmpnsto de renda e contribuição social diferidos lO 45.397 40.525 45.397 40.525 Receitas a Apropriar 2.382 2.382

Outros ativos realizáveis a longo prazo 3.471 3.471

Adiantamento para investimento 77.909 143.857 77.909 143.857 867.782 622.450 867.781 622.450 Investimentos ]] 137.303 95.559

Imobilizado 12 e 22 3.438.301 2.726.562 3.439.870 2.702.410 Patrimônio líquido

Intangível 20.188 24.116 20.188 24.116 Capital realizado 16 2.464.466 2.072.466 2.464.466 2.072.466 Reserva de capital 16 5.792 5.792 5.792 5.792 Reservas de lucros 16 787.103 615.100 787.103 615.100

3.757.782 3.071.067 3.622.048 2.951.356 Ajustes de avaliação patrimonial 16 (16.328) (34.255) (16.328) (34.255)

3.241.033 2.659.103 3.241.033 2.659.103

5.099.812 4.221.766 5.121.091 4.245.001 5.099.8P 4.221.766 5.121.091 4.245.001

As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.

6



Demonstrações de resultados

Exercicios findos em 31 de dezembro de 2011 e 2010

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

Controladora Consolidado

Nota 2011 2010 2011 2010

Receita operacional bruta

Prestação de serviços 5.758.357 4.992.560 6.037.837 5.233.914 Encargos sobrt! serviços (833. 707) (737.488) (833.707) (737.488)

Receita operacional liquida 4.924.650 4.255.072 5.204.130 4.496.426 Custo dos serviços prestados (3.231.651) (2.876.809) (3.492.957) (3.084.274)

Lucro bruto 1.692.999 1.378.263 1.711.173 1.412.152

Despesas (receitas) operacionais Vendas (26.277) (24.141) (26.277) (24.141)

Gerais c administrativas: Honorários da Diretoria e do

Conselho de Administrnção (6.795) (7.237) (6.795) (7.237)

De administração (601.903) (504.890) (601.957) (504.889)

Tributárias (27.390) (25.546) (27.390) (25.546)

Outras despesas ;operacionais 20 (37.851) 41.563 (38.607) 45.961

(700.216) (520.251) (701.026) (515.852)

Participação em controlada 17.859 38.651

Lucro antes do resultado financeiro 1.010.642 896.663 1.010.147 896.300

Receitas financeiras 64.179 50.576 64.990 50.954

Despesas financeiras (8.088) (7.283) (8.104) (7.298)

Variações monetárias cambiais, líquidas (.11.034) (28.595) (31.334) (28.595)

25.057 14.698 25.552 15.061

Lucro antes da contribuição social e do imposto de renda 1.035.699 911.361 1.035.699 911.361

Imposto de renda lO (231.628) (192.906) (231.628) (192.906)

Contribuição social lO (84.850) (72.169) (84.850) (72.169)

Lucro antes das participações dos empregados 719.221 646.286 719.221 646.286

Participações dós empregados 19 (89. 730) (98.000) (89.730) (98.000)

Lucro líquido do exercício 629.491 548.286 629.491 548.286

Lucro por ação 17 0,28 0,31

Quantidade de ações ao final do exercício 16 2.464.466.128 2.072.466.128




Demonstrações das mutações do patrimônio líquido e dos resultados abrangentes

_Exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e 2010


Reserva de ca(!ital Reservas de lucros

Capital Incentivos Lucros a Incentivos Dividendo Retenção Lucros Ajustes de

Nota social fillt'ais Legal realizar fiscais adicional dehtcros acumulados avaliaç.ão Total proposto pllltrimonial

Saldos em 31 de de.zembro de 2008 1.470.205 5.792 ~ ~ ---- ----~ ----~ 1.960.655

Resultado abrangente Lucro liquido do exercicio 399.806 399.806

Ajuste acumulado de conversão (Lei 11.638/07) (27.2-t.O) (27.240)

Total do resuUado abran~ente ---- --- --- ---- ---- --- 399.806 (17.240) 372.566

Des:tinaçõc.;:

Reserva legal 19.990 (19.990)

Reser..-a de incentivos tlscai~ 1.784 (1.784)

Res-erva de retenção de lucros 35.128 (35.128)

Dividendos (94.508) (94.508)

Dividendos adicional proposto 248.396 (248.396)

Dividendos complementares (AUO 2:0i03i2009l (90.16.2) (90.16.2)

Aumento de capital (AC.rO 20!0V~009) 246.675 (246.675)

Saldos em 31 de dezembro de 2009 ~ 5.792 ~ ~ ~ ~ ~ ----~ ~ Resultado abrangente

Lucro liquido do exercício 548.286 548.2:86

Ajuste acumulado de conversão (Lei 11.638/07) (10.777) {10.777)

Total do resultado abn~ngente ---- --- ---- ---- --- 548.286 ~ 537.509

Des1inação do lu1.m

Reserva legal 27.414 (:27.414)

Reserva de incentivos fiscais q_qs7 {9.987)

Reserva de retenção de lucros 118.885 (118.8S5)

Dividendos 264.279 (264.279)

Dividendos adicional proposto 16 (248.396) (1~7.721) (376.117)

Dividendos complementares conf.AGO 19/03/10 (6.426) (6.426)

Aumento de capital em 1 7 de dez.embro de 20 I O 16 355.586 355.586

Saldos em 31 de dezembro de 2010 ~ 5.792 ~ ~ ~ ~ ~ ----~ ~ Resultado abrangente

Lucro liquido do exercíci<) 629.49\ 629.491

Ajuste acumulado de con\ersào (Lei 11.631V07) 17.927 17.927

Total do resultado abrangente ---- --- --- ---- ---- --- 629.491 17.927 647.418

Dividendos adicional proposto (218.153) (46.124) (264.277)

Destinação do lu1.TO

Reserva legal 31.475 (3L475)

Reserva de incentivos fiscais Q.68I {9.681)

Re!i<!rva de retenção de lucros 219.415 (229.415)

Dividendos adicional proposto 211.836 (211.836)

Dividendos (147.084) (I-H.084)

Dividendos complementares pagos 16 (46.127) (46.1.27)

Aumento de capital Conf.AGE de 29/07/2011 39:!.000 J92000

Saklos em 31 de dezembro de 2011 ~ 5.792 ~ ~ ~ ~ ~ --~- ~ ~




Demonstrações dos fluxos de caixa - Método indireto

Exerclcios findos em 31 de dezembro de 2011 e 2010


Atividade operacioital

Lucro líquido do exercício

Ajustes:

Participação em empresa controlada

Depreciação e amortização

Valor residual de bens baixados do permanente

Variações financCiros sobre empréstimos e financiamentos de CP e LP

Variação cambial sobre operações com empresas do sistema

Imposto de renda e contrib. soe. dif. líq. levados ao resultado

Provisão para devedores duvidosos (constituição/reversão)

Pro v i são para contingências

Provisão para Participação nos Lucros (PLR)

Outros ajustes

Variações nos ativos e passivos: Redução (aumento) de contas a receber de CP e LP

Aumento de estoques

Aumento de adia~tamento a fornecedores- CP

Aumento de Oulros ativos circulante

Redução de Outros ativos não circulante

Aumento de depósilos judiciais

Redução (aumento) de despesas antecipadas

Aumento de fornecedores

Aumento de impostos, taxas c contribuições de CP e LP

Aumento de salários. férias e encargos

Aumento de PLR

Aumento de receita diferida Aumento de outros passivos circulante

Redução de outros passivos não circulante

Redução (aumento) de operações de CP e LP com emp. do Sistema- C. a receber

Redução de operações de CP e LP com Emp. Do Sistema- C. a pagar

Recursos líquidos provenientes da atividade operacional

Atividade de financiamento

Empréstimos e Financiamentos com terceiros

Pagto/recto de Oibrig. com contratos com transf de bencf. riscos c controles de bens

Dividendos pagos

Recursos líquidos utHizados na atividade de financiamento

Atividade de inveStimento Aquísiç.ão de bens imobilizado

Títulos e valores mobiliários

Recursos líquidos utilizados na atividade de investimento

Utilização de caixa e equivalentes no exercício

Caixa e equivalt:mts de caixa no início do exercício

Efeito de variação ~ambial sobre caixa~ equivalentes de caixa

Caixa e equivalentes de caixa no final do exercício

Variação de caixa e equivalentes de caixa

As notas explicativas são parte integrante dtlS demonstrações contábeis.

9

Controladora

31/12/2011

629.491

( 17.859)

195.214

7.197

5.834

(679)

21.995

181

17

89.730

(409)

(4.565)

(5.884)

(19.424)

7 (10.941)

1.303 36.829

24.725

23.033

(98.000)

3.143

35.654

( 150.209)

(53.270)

713.113

203.660

(27.462)

(70.822)

105.376

(797.818)

(5.383)

(803.201)

I 5.288

398.234

413.522

15.288

31/12/2010

548.286

(38.651)

I 75.030

19.930

(5.049)

21.128

1.506

2.191

(489)

(43.065)

49.253

38.558

27.101

(5.21 1)

279.244

(51.31 7)

1.018.445

230.228

(19.893)

210.335

(1.082.944)

I 28.285

(954.659)

274.121

124.113

398.234

274.121

Consolidado

31/12/2011

629.491

209.053

7.197

5.834

(679)

21.995

I 81

17

89.730

2.052

(409)

(4.565)

(11.487)

(12.065)

7

(10.941)

(6.363)

40.263

24.725

23.033

(98.000)

3.143

35.654

(145.381)

(58.660)

743.825

203.660

(27.462)

(70.822)

105.375

(831.439)

(5.384)

(836.823)

12.377

524.322

15.875

552.574

12.377

31/12/2010

548.286

183.579

19.930

(5.049)

21.128

1.506

2.191

(489)

(48.155)

49.877

38.558

24.394

(5.211)

279.146

(44.643)

1.065.048

230.228

(19.893)

210.335

(1.091.399)

128.285

(963. I 14)

312.269

218.452

(6.399)

524.322

312.269




Exercícios lindos em 31 de dezembro de 2011 e 2010

(Em milhares de N~ais)


31/12/2011 31/12/2010 31/12/2011 31112/2010

Receitas 6.700.908 6.217.923 7.006.981 6.460.381 Vendas de serviçps 5.758.357 4.992.560 6.037.837 5.233.914 Outras receitas operacionais 39.642 157.998 39.642 157.998 Receitas relacionadas a construção de ativos para uso 903.090 1.065.859 929.683 1.066.963 (-)Provisão devedores duvidosos (181) 1.506 (181) 1.506

Insumos adquirido$ de terceiros (2.872.866) (2.860.745) (2.999.331) (2.937.044) CustoS dos serviços prestados ( 1.496.688) (1.291.726) (1.582.182) (1.358.631) Materiais consurmídos (303.016) (228.682) (322.758) (241.758) Energia, serviços de terceiros e outros (892.231) (1.221.103) (913.460) (1.217.421) Créditos fiscais sob materiais consumidos (6.453) ( 14.010) (6.453) (14.010) Créditos fiscais süb energ. scrv. tere. outros (174.478) (105.224) (174.478) (105.224)

Valor adicionado bruto 3.828.042 3.357.178 4.007.650 3.523.337

Retenções Depreciação e amortização (195.214) (175.030) (209.053) (183.579)

Valor adicionado liquido produzido pela Companhia 3.632.828 3.182.148 3.798.597 3.339.758

Valor adicionado recebido em transferência

Resultado de equivalência patrimonial 17.859 38.651

Receitas financeiras - receita financ.eira

e receila de vari!'lções monetárias e c.ambiais 83.705 60.558 79.593 60.921

101.564 99.209 79.593 60.921

Valor adicionado total a distribuir 3.734.392 3.281 .. \57 3.878.190 3.400.679

Distribuição do valor adicionado Pessoal

Pessoal e encargos 653.ü72 548.226 653.072 548.226

Participações de empregados 89.730 98.000 89.730 98.000

Honorários da diretoria~: conselho de administração 6.795 7.237 6.795 7.237

Mão de obra adicional 482.365 424.550 482.365 424.550

Vantagens (alimentação transportes c outros) 145.674 !23.326 146.006 123.556

FGTS 36.882 31.515 36.882 31.515

1.414.518 1.232.854 1.414.850 1.233.084

Entidades governamentais

Impostos contribuiçõç:s federais 649.860 588.983 649.860 588.982

Impostos contribuições estaduais 259.217 243.751 259.217 243.751

Impostos contribuições municipais 65.466 55.013 65.466 55.013

Imposto renda e contribuição social diferido 22.102 21.128 22.102 21.128

996.645 908.875 996.645 908.874

Instituições financeiras Despesas finanCeiras e aluguéis 693.738 591.342 837.204 710.435

Acionistas Lucros retidos 482.407 420.565 482.407 420.565

Dividendos 147.084 127.721 147.084 127.721

Resultado do período 629.491 548.286 629.491 548.286

Valor adicionado total distribuído 3.734.392 3.281.357 3.878.190 3.400.679


lO



Notas explicativas às demonstrações contábeis



1 Contexto operacional

A Petrobras Transporte S.A. - Transpetro foi constituída em 12 de junho de 1998, como controlada integral da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, e tem por objeto social as operações de transporte e armazenagem de granéis, petróleo e seus derivados e de gás em geral, por meio de dutos, terminais ou embarcações, próprias ou de terceiros, e quaisquer outros modais de transporte, incluindo rodoviário, ferroviário e multimodal; o transporte de sinais, de dados, voz e imagem associados às suas atividades fins; a construção e operação de novos dutos, terminais e embarcações, mediante associação com outras empresas, majoritária ou minoritariamente; a participação em outras sociedades controladas ou coligadas, bem como o exercício de outras atividades afins e correlatas. Atualmente, 99% das operações comerciais da Companhia são realizadas com as Empresas do Sistema Petrobras.

2 Apresentação das demonstrações contábeis

a. Declaração de conformidade (com relação às normas IFRS e às normas do CPC)

As presentes demonstrações financeiras incluem:

• As demonstrações financeiras consolidadas preparadas conforme as Normas Internacionais de Relatório Financeiro (IFRS) emitidas pelo lnternational Accounting Standards Board (IASB) e também de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil (BR GAAP), que seguem os pronunciamentos emitidos pelo Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPCs); e

• As demonstrações financeiras da controladora preparadas de acordo com o BR GAAP.

As demonstrações financeiras individuais da controladora foram elaboradas de acordo com o BR GAAP e, para o caso da Companhia, essas práticas diferem das IFRS aplicáveis para demonstrações financeiras separadas em função da avaliação dos investimentos em controladas pelo método de equivalência patrimonial no BR GAAP, enquanto para fins de IFRS seria pelo custo ou valor justo.

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No tas explicativas às demonstrações contábeis


Contudo, não há diferença entre o patrimônio líquido e o resultado consolidado e o patrimônio líquido da controladora em suas demonstrações financeiras individuais. Assim sendo, as demonstrações financeiras consolidadas e as demonstrações t1nanceiras individuais estão sendo apresentadas lado-a-lado em um único conjunto de demonstrações financeiras.

A emissão das demonstrações financeiras individuais e consolidadas foi autorizada pelo Conselho de Administração em 31 de janeiro de 2012.

b. Base de mensuração

As demonstrações financeiras individuais e consolidadas foram preparadas com base no custo histórico, com exceção dos instrumentos financeiros mensurados pelo valor justo por meio do resultado que foram mensurados pelo valor justo.

c. Uso de estimativas e julgamentos

A preparação das demonstrações financeiras individuais e consolidadas exige que a Administração faça julgamentos, estimativas e premissas que afetam a aplicação de políticas contábeis e os valores reportados de ativos, passivos, receitas e despesas.

Estimativas e premissas são revistas de maneira contínua. As estimativas contábeis são reconhecidas no exercício em que são revisadas e em quaisquer períodos futuros que possam ser afetados.

Os resultados reais podem divergir dessas estimativas.

As informações sobre premissas e estimativas que poderão resultar em ajustes no próximo exercício financeiro estão incluídas na Nota Explicativa n° 1 O - Impostos diferidos; na Nota Explicativas n° 12 - Imobilizado (depreciação); na Nota Explicativa no 13 - Provisão para contingências; na Nota Explicativa n° 14 - Plano de pensão; e na Nota Explicativa n° 23 -Instrumentos financeiros.

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d. Moeda funcional

As demonstrações financeiras individuais e consolidadas são apresentadas em Real, moeda funcional da Companhia.

3 Resumo das principais práticas contábeis

As políticas contábeis descritas abaixo foram aplicadas de maneira consistente em todos os períodos apresentados nessas demonstrações financeiras individuais e consolidadas.

a. Apuração do resultado

As receitas são reconhecidas com base nos períodos em que as embarcações estão à disposição da Petrobras e nos volumes de petróleo, derivados e de gás em geral transportados, e as despesas e custos são reconhecidos quando incorridos. O resultado inclui os rendimentos, encargos e variações monetárias e cambiais, a índices ou taxas oficiais, incidentes sobre os ativos e passivos circulantes e não circulantes e, quando aplicável, os efeitos de ajustes de ativos para o valor de mercado ou de realização.

h. Instrumentos financeiros

Instrumentos financeiros não-derivativos incluem bancos, aplicações financeiras, contas a receber e outros recebíveis, empréstimos e financiamentos, contas a pagar, arrendamentos a pagar e outras dívidas.

Instrumentos financeiros não-derivativos são reconhecidos inicialmente pelo valor justo acrescido, para instrumentos que não sejam reconhecidos pelo valor justo através de resultado, quaisquer custos de transação diretamente atribuíveis. Posteriormente ao reconhecimento inicial, os instrumentos financeiros não-derivativos são mensurados ao valor justo através do resultado.

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Um instrumento é classificado pelo valor justo através do resultado se for mantido para negociação, ou seja, classificado como tal quando do reconhecimento inicial. Os instrumentos financeiros são classificados pelo valor justo através do resultado se a Companhia gerencia esses investimentos e toma as decisões de compra e venda com base em seu valor justo de acordo com a estratégia de investimento e gerenciamento de risco documentado pela Companhia. Após reconhecimento inicial, custos de transação atribuíveis são reconhecidos nos resultados quando incorridos. Instrumentos financeiros ao valor justo através do resultado são medidos pelo valor justo, e suas flutuações são reconhecidas no resultado.

c. Moeda estrangeira

Os ativos e passivos monetários denominados em moedas estrangeiras foram convertidos para reais pela taxa de câmbio da data de fechamento do balanço e as diferenças decorrentes de conversão de moeda foram reconhecidas no resultado do exercício. Para a controlada localizada no exterior, os ativos e passivos foram convertidos para reais pela taxa de câmbio no fechamento do balanço, o resultado foi convertido pelas taxas médias mensais e o patrimônio líquido, pela taxa histórica.

d. Ativos circulante e não circulante

• Contas a receber de clientes

As contas a receber de clientes são registradas pelo valor faturado, incluindo os respectivos impostos diretos de responsabilidade tributária da Companhia. Estes valores são apresentados líquidos da respectiva provisão para devedores duvidosos, que é constituída para os valores de terceiros, vencidos há mais de 180 dias, para os quais não haja expectativa clara de recebimento.

• Estoques

Os estoques são apresentados ao custo médio de aquisição, que não excedem os valores de mercado e/ou de reposição.

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• Despesas antecipadas

As despesas antecipadas são apresentadas ao custo, e apropriadas ao resultado na medida em que são incorridas.

• Demais ativos circulantes

São apresentados pelo valor líquido de realização, com os respectivos rendimentos e variações monetárias e cambiais, quando aplicável.

• Investimento em controlada

A participação em controlada é avaliada pelo método da equivalência patrimonial, baseada no patrimônio líquido expresso em dólares norte-americanos, convertidos para reais com base nas taxas de câmbio vigentes em 31 de dezembro de 2011. Os ganhos ou perdas cambiais, que nas demonstrações consolidadas não foram eliminados, são apresentados no patrimônio líquido como ajustes de avaliação patrimonial.

• Imobilizado

O imobilizado é demonstrado ao custo de aquisição e é depreciado pelo método linear, às taxas mencionadas na Nota Explicativa n° 12, que levam em consideração a vida útil econômica dos bens, a partir da data em que os ativos encontram-se disponíveis para serem utilizados no uso pretendido. Os ativos incluem os encargos financeiros, incorridos durante o período de construção, despesas imputáveis a aquisição e perdas por não recuperação do ativo.

Os valores residuais e a vida útil dos ativos são revisados e ajustados, se necessário, ao final de cada exercício social.

Os gastos relevantes com manutenção dos ativos (ex. navios), incluindo peças para reposição, serviços de montagens, entre outros, são registrados no ativo imobilizado e depreciados durante o período de beneficios de campanha até a próxima manutenção relevante.

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O valor contábil de um ativo é imediatamente baixado para seu valor recuperável, no resultado, se o valor contábil do ativo for maior do que seu valor recuperável estimado.

As Benfeitorias em Bens de Terceiros são reabilitações realizadas em bens de propriedade da Petrobras, mantidos pela Transpetro para uso na operação. Tais benfeitorias aumentam o uso do bem para campanha adicional e foram contabilizados da seguinte forma:

a. Benfeitorias cujas obras foram concluídas tiveram seus gastos contabilizados em "Benfeitoria em Bens de Terceiros";

b. Benfeitorias cujas obras ainda não foram concluídas tiveram seus gastos contabilizados em "Obras em Andamento".

• Arrendamento mercantil

A Companhia classifica seus contratos como leasing financeiro ou operacional com base na substância do contrato, independentemente de sua forma. Determinados contratos de arrendamento mercantil transferem substancialmente à Companhia os riscos e benefícios inerentes à propriedade de um ativo.

a. Arrendamento financeiro

Esses contratos são caracterizados como contratos de arrendamento financeiro e os ativos são reconhecidos pelo valor justo ou pelo valor presente dos pagamentos mínimos previstos em contrato. A substância econômica dos bens é reconhecida no imobilizado, com contrapartida da correspondente obrigação registrada no passivo, é depreciada pelas taxas de depreciação aplicáveis a cada grupo de ativo conforme a Nota Explicativa no 12. Os encargos financeiros relativos aos contratos de arrendamento financeiro são apropriados ao resultado ao longo do prazo do contrato, com base no método do custo amortizado e da taxa de juros efetiva.

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b. Arrendamento operacional

Pagamentos efetuados sob um contrato de arrendamento operacional são reconhecidos, linearmente, como despesas no demonstrativo de resultados pelo prazo de vigência do contrato de arrendamento.

• Intangível

Está avaliado ao custo de aquisição, deduzido da amortização acumulada e da perda para redução ao valor recuperável, quando aplicável. A amortização é calculada pelo método linear, com base em taxas determinadas em função do prazo esperado para geração de benefícios à Companhia.

A Companhia apresenta, em seu ativo intangível, os gastos com licença, direito de uso e desenvolvimento de softwares.

• Redução ao valor recuperável

i. Ativos financeiros (incluindo recebíveis)

Um ativo financeiro não mensurado pelo valor justo por meio do resultado é avaliado a cada data de apresentação para apurar se há evidência objetiva de que tenha ocorrido perda no seu valor recuperável. Um ativo tem perda no seu valor recuperável se uma evidência objetiva indica que um evento de perda ocorreu após o reconhecimento inicial do ativo, e que aquele evento de perda teve um efeito negativo nos fluxos de caixa futuros projetados que podem ser estimados de uma maneira confiável.

A evidência objetiva de que os ativos financeiros perderam valor pode incluir o nãopagamento ou atraso no pagamento por parte do devedor, a reestruturação do valor devido a Companhia sobre condições de que a Companhia não consideraria em outras transações, indicações de que o devedor ou emissor entrará em processo de falência, ou o desaparecimento de um mercado ativo para um título.

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ii. Ativos não financeiros

Os valores contábeis dos ativos não financeiros da Companhia, que não os estoques e imposto de renda e contribuição social diferidos, são revistos a cada data de apresentação para apurar se há indicação de perda no valor recuperável. Caso ocorra tal indicação, então o valor recuperável do ativo é determinado.

O valor recuperável de um ativo ou unidade geradora de caixa é o maior entre o valor em uso e o valor justo menos despesas de venda. Ao avaliar o valor em uso, os fluxos de caixa futuros estimados são descontados aos seus valores presentes através da taxa de desconto antes de impostos que reflita as condições vigentes de mercado quanto ao período de recuperabilidade do capital e os riscos específicos do ativo. Para a finalidade de testar o valor recuperável, os ativos que não podem ser testados individualmente são agrupados juntos no menor grupo de ativos que gera entrada de caixa de uso contínuo que são em grande parte independentes dos fluxos de caixa de outros ativos ou grupos de ativos (a "unidade geradora de caixa ou UGC").

Uma perda por redução ao valor recuperável é reconhecida caso o valor contábil de um ativo ou sua UGC exceda seu valor recuperável estimado. Perdas de valor são reconhecidas no resultado. Perdas no valor recuperável relacionadas às UGCs são alocadas inicialmente para reduzir o valor contábil de qualquer ágio alocado às UGCs, e então, se ainda houve perda remanescente, para reduzir o valor contábil dos outros ativos dentro da UGC ou grupo de UGCs em uma base pro rata.

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e. Passivos circulante e não circulante

Os passivos circulante e não circulante são demonstrados por valores conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos e variações monetárias e cambiais incorridos até a data do balanço.

• Provisões

Uma provisão é reconhecida no balanço quando a Companhia possui uma obrigação legal constituída como resultado de um evento passado, e é provável que um recurso econômico seja requerido para saldar a obrigação. As provisões são registradas tendo como base as melhores estimativas do risco envolvido.

• Plano de pensão e de beneficios pós-emprego a funcionários

Até dezembro de 2011, os custos do patrocínio do plano de pensão da Transpetro, na modalidade de Contribuição Definida, foram equivalentes à contribuição ordinária mensal dos participantes não gerando déficits (superávits) para o plano. A partir de dezembro de 2011 a Transpetro aderiu ao Plano Petros 2 (Nota Explicativa 14).

f. Imposto de renda e contribuição social, corrente e diferido

O imposto de renda e a contribuição social do exercício corrente e diferido foram calculados com base na alíquota de 15%, acrescida do adicional de 10% sobre o lucro tributável excedente de R$ 240.000,00 para imposto de renda e 9% sobre o lucro tributável para contribuição social sobre o lucro líquido.

Os impostos ativos diferidos decorrentes de diferenças temporárias foram constituídos em conformidade com o CPC 32- Tributos sobre o Lucro.

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A partir do exercício de 201 O, as empresas obrigadas a apuração do Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro pela sistemática do Lucro Real, passaram adotar o Regime Tributário de Transição - RTT. Com a adoção do RTT, são eliminados os efeitos contábeis das Leis no 11.638 de 28 de dezembro de 2007 e 11.941 de 27 de maio de 2009, nas apurações fiscais.

4 Demonstrações contábeis consolidadas

As demonstrações contábeis consolidadas incluem as demonstrações da Transpetro e de sua controlada integral Fronape Intemational Company - FIC, localizada nas Ilhas Cayman e de sua controlada indireta integral Fronape Intemational Company BV - FIC BV, localizada em Roterdam na Holanda. As políticas contábeis foram aplicadas de forma uniforme nas empresas controladora e controlada.

O investimento na FIC e FIC BV está sendo mensurado de acordo com o método de equivalência patrimonial nas demonstrações financeiras individuais da controladora.

Descrição dos principais procedimentos de consolidação

O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado corresponde à soma horizontal dos saldos das contas do ativo, do passivo, das receitas e despesas, segundo sua natureza, complementada por:

a. Eliminação dos saldos das contas de ativos e passivos entre as empresas consolidadas;

b. Eliminação das participações no capital, reservas e lucros acumulados das empresas controladas; e

c. Eliminação dos saldos de receitas e despesas decorrentes de negócios entre as empresas.

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5





Caixa e equivalentes de caixa


2011 2010 2011 2010

Caixa e bancos 8.837 14.253 9.200 14.537 Aplicações financeiras 404.685 383.981 543. 374 509.785

413.522 398.234 552.574 524.322

O excedente de caixa da Controladora encontra-se aplicado no Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-Padronizados ("FIDC-NP") do Sistema Petrobras. Este fundo de investimento, administrado pelo Itaú Unibanco, é destinado preponderantemente à aquisição de direitos creditórios performados e/ou não "performados" de operações realizadas pelas empresas do Sistema Petrobras, e visa à otimização da gestão financeira do caixa da Petrobras e suas subsidiárias. Em 2011 a rentabilidade anual deste fundo foi de 11,59% (9,74% em 2010) equivalente a 100% do Certificado de Depósito Interbancário - CDI.

As aplicações financeiras efetuadas no exterior, em dólar norte-americano, através da FIC -Fronape International Company, são administradas pelo Bank of America e Banco do Brasil New York, e rentabilizaram, em média, 0,61% em 2011 (0,39% em 2010).

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Em 31 de dezembro de 2011, os valores registrados em Títulos e Valores Mobiliários, representavam, em sua maioria, valores dados em garantia e bloqueios judiciais, tais como:

Curto prazo Depósitos para incentivos fiscais - Reinvestimento (*)

Longo prazo Bloqueios judiciais - FIDC Outros

Controladora e consolidado

2011 2010

8.194 4.526

38.644 36.930 40 47

38.684 36.977

(*) Depósitos em garantia efetuados junto ao Banco do Nordeste e Banco da Amazônia, relativos a incentivos fiscais de reinvestimento por projetos em andamento junto a Superintendência de Desenvolvimento do Nordeste - "SUDENE" e Superintendência de Desenvolvimento da Amazônia- "SUDAM".

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7





Contas a receber


2011 2010 2011 2010 Clientes

Terceiros 9.099 8.690 9.099 8.690 Provisão para créditos de liquidação duvidosa (3.124) (2.943) (3.124) (2.943)

5.975 5.747 5.975 5.747

Partes relacionadas 727.256 577.048 716.769 571.387

733.231 582.795 722.744 577.134

Movimentação da provisão para créditos de liquidação duvidosa

Controladora e consolidado 2011 2010

Saldo em 1 o de janeiro (2.943) (1.437) Adições(*) (186) (2.943) Baixas(**) 5 1.437

Saldo em 31 de dezembro (3.124) (2.943l

(*) Em 2011 a Companhia contabilizou provisão para perdas de recebíveis em aberto há mais de 180 dias com a as empresas Construtora Empreendimentos, Rezende Moraes e Rodrigues e M.C. Longo Ferreira.

(**) Em 2011 houve baixa da provisão no montante de R$ 5, em virtude do recebimento da dívida do cliente Conserma Serviço e Manutenção e Transporte Ltda.

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O CPC 05 estabelece que as demonstrações contábeis da entidade contenham as divulgações necessárias para evidenciar a possibilidade de que sua posição financeira e seu resultado possam ter sido afetados pela existência de transações e saldos com partes relacionadas.

Os ativos e passivos em 31 de dezembro de 2011 e 201 O, bem como as transações que influenciaram o resultado do exercício, decorrem de operações entre a Companhia, sua Controladora (Petrobras) e demais empresas ligadas, as quais foram realizadas em condições usuais de mercado para os respectivos tipos de operações, conforme instrumentos contratuais celebrados entre as partes.

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Petróleo Fronape Petrobras Brasileiro S.A. Internacional Distribuidora Termomacaé Demais

- Petrobras Company PNBV S.A.-BR Gasene REFAP TAG TBG energia empresas 2011 2010

Controladora Receitas operacionais por prestação de serviços 5.388.217 15.394 58.370 65.683 180.836 71 5.708.571 4.934.492 Custo dos serviços prestados - Afretamento/arrendamento (512.641) (512.641) (478.421) Custo dos serviços prestados - Lubrificantes e outros (21.104) (21.104) (16.709) Contas a receber, principalmente por prestação de serviços 623.765 10.088 1.643 40.162 2.061 48.257 280 727.356 577.048 Custo de pessoal cedido (481.498) (481.498) (425.314) Contas a pagar (197.488) (8.837) (5.525) (220) (212.070) (266.019)

Consolidado Receitas operacionais por prestação de serviços 5.388.217 279.480 15.394 58.370 65.683 180.836 71 5.988.051 5.175.846 Custo dos serviços prestados - Afretamento/arrendamento (512.641) (512.641) (478.421) Custo dos serviços prestados- Lubrificantes e outros (21.104) (21.104) (16.709) Contas a receber, principalmente por prestação de serviços 623.765 600 1.643 40.162 2.061 48.257 281 716.769 571.387 Custo de pessoal cedido (481.498) (481.498) (425.314) Contas a pagar (197.488) (11.486) (8.837) (5.525) (221) (223.557) (282.897)

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Impostos a recuperar


2011 2010

ICMS 634 634 Imposto de renda e contribuição social 16.663 16.090 COFINS 11.824 15.008 PIS 2.589 3.272 INSS 34.166 52.441 ISS 5.883 5.391 Outros 105 53

71.864 92.889

Os valores de Imposto de Renda, Contribuição Social sobre o Lucro, Pis e Cofins, são originários, principalmente, das retenções determinadas pela Lei n° 10.833 de 29 de dezembro de 2003, que afetam todas as receitas oriundas da Petróleo Brasileiro S/ A- Petrobras.

O valor de INSS refere-se à retenção sobre os serviços prestados com cessão de mão de obra, conforme disposto, atualmente, pela IN RFB n° 971 de 13 de novembro de 2009.

Nos exercícios de 2011 e 2010, a Companhia compensou parte dos impostos a recuperar com Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro a recolher, nos montantes de R$ 114.848 e R$ 53.332, respectivamente (R$ 104.316 e R$ 50.822 em 201 0), apresentando seu Balanço Patrimonial líquido dos efeitos supracitados.

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1 O Imposto de renda e contribuição social

O Imposto de Renda e a Contribuição Social diferidos sobre o Lucro são registrados para refletir os efeitos fiscais futuros, atribuíveis às diferenças temporárias entre a base fiscal de ativos e passivos e seu respectivo valor contábil.

Os valores registrados em 2011 nos montantes de (R$ 3.282) e (R$ 664), para Imposto de Renda e Contribuição Social diferidos sobre o Lucro, respectivamente, R$ 12.891 e R$ 5.158 em 2010, foram constituídos com base nas diferenças temporárias e são decorrentes de provisões para: contingências (trabalhistas, cíveis e tributárias), devedores duvidosos, despesas de pessoal (reajuste e abono salarial do quadro de marítimos), participação de empregados nos lucros - PLR e diferença entre a depreciação contábil com base no CPC 27 e a fiscal com base na IN SRF 162/98.

O imposto de renda e a contribuição social diferidos têm a seguinte origem:

Ativo não circulante

Provisão para contingências

Provisão para devedores duvidosos

Provisão para despesas de pessoal

Provisão para PLR

Provisão para perda com incentivos fiscais (*)

Passivo não circulante

Controladora

2011 2010

16.822 16.806

3.124 2.943

22.321

89.730 98.000

5.749 5.745

Consolidado

2011 2010

16.822 16.806

3.124 2.943

22.321

89.730 98.000

5.749 5.745

Diferença depreciação- revisão de vida útil de navios (130.267) (66.106) (1 30.267) (66.106)

Diferença depreciação - revisão de vida útil de braços

de carregamento de Terminais (14.858) (14.858)

(*) Dedutível somente para fins de CSLL - 9%

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A Administração considera que os ativos e passivos diferidos decorrentes de diferenças temporárias, serão realizados na proporção da solução final das contingências e eventos.

A reconciliação dos encargos tributários de Imposto de Renda e Contribuição Social sobre o Lucro, apurados conforme as alíquotas nominais e os valores reconhecidos nos resultados dos exercícios de 2011 e 201 O estão apresentados a seguir:

Lucro antes dos impostos e após a participação de empregados e administradores

Imposto de renda e contribuição social às alíquotas nominais (34%)

Adições/exclusões permanentes, líquidas Incentivos fiscais Outros

Despesa com formação de provisões para imposto de renda e contribuição social

IR e CSLL correntes IR e CSLL diferidos

Alíquota efetiva de imposto de renda e contribuição social

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2011 2010

945.970 813.3611

(321.629) (276.543)

(2.134) 487 6.337 4.757

948 6.224

(316.478) (265.075)

(294.483) (243.947) {21.9952 {21.1282

33,45% 32,59%





11 Investimento em controlada - Fronape International Company - FIC

A Transpetro é detentora de 100% do capital social integralizado da Fronape Intemational Company- FIC. Essa companhia, sediada nas Ilhas Cayman, tem como objetivo a exploração de transporte por meio de embarcações.

Em setembro de 2011 foi constituída, na Holanda, a empresa Fronape Intemational Company -FIC BV, controlada integral da empresa FIC Cayman. Na ocasião foi efetuado o aporte do capital mínimo no valor de 18.000 Euros. A partir de 2012 é intenção da Companhia extinguir FIC Cayman e transferir as operações por ela realizadas para a FIC BV.

Movimentação dos saldos

No início do exercício

Equivalência patrimonial Amortização do ganho apurado na venda dos navios Variação cambial acumulada em investimento no exterior(*)

No fim do exercício

2011

95.559

17.859 5.958

17.927

137.303

2010

64.032

38.651 3.653

(10.777)

95.559

(*) Refere-se ao ganho patrimonial apurado sobre a variação cambial no processo de conversão.

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l2 Imobilizado

Por úpo de ativos


20ll 2010 20ll 2010

Vida útil estimada Depreciação Depreciação em anos Custo acumulada Líquido Líquido Custo acumulada Líquido Liquido

Edificações e benfeitorias 25 31.354 (11.013) 20.341 19.086 31.354 (11.013) 20.341 19.086 Equipamentos e outros bens 5- 10 758.642 (297.632) 461.010 380.882 819.110 (326.577) 492.533 392.643 Benfeitorias em bens de terceiros 6-10 213.634 (52.017) 161.617 52.583 213.634 (52.017) 161.617 52.583 Navios 25 1.141.314 (614.579) 526.735 255.654 1.141.314 (614.579) 526.735 255.654 Terrenos 12.177 12.177 12.177 12.177 12.177 12.177 Projetos de expansão Promef 1.139.0% 1.139.096 887.348 1.139.096 1.139.096 887.348 Reformas de tanques em andamento - 696.385 - 696.385 572.220 696.385 - 696.385 572.220 Substituição de braços de carregamento - - - 135.059 - - 135.059 Outras obras em andamento 115.332 - 115.332 92.883 115.332 115.332 92.883 Arrendamento de navios-CPC 06 25 583.200 ~277.594) 305.606 318.669 517.476 ~241.823) 275.653 282.757

4.691.134 (1.252.835) 3.438.299 2.726.561 4.685.878 (1.246.009) 3.439.869 2.702.410

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Movimentação do custo

Controladora

31/12/2010 Movimenta~ão 31112/2011

Custo Adições Baixas Transferências Custo

Edificações e benfeitorias 28.761 2.592 31.353 Equipamentos e outros bens 584.992 57.414 ( 42.41 O) 158.647 758.643 Benfeitorias em bens de terceiros 91.909 (13.335) 135.061 213.635 Navios 866.107 (16.501) 291.707 1.141.313 Terrenos 12.177 12.177 Projetos de expansão Promef 887.348 451.709 (199.961) 1.139.096 Reforma de tanques em andamento 572.220 282.812 (158.647) 696.385 Substituição de braços de carregamento em andamento 135.059 2 (135.061)

Outras obras em andamento 92.883 116.787 (94.338) 115.332 Arrendamento de navios - CPC 06 583.200 583.200

3.854.656 908.724 (72.246) 4.691.134

Controladora

31112/2009 Movimenta~ão 31112/2010


Edificações e benfeitorias 28.761 28.761 Equipamentos e outros bens 331.260 101.924 (I 00.505) 252.314 584.993 Benfeitorias em bens de terceiros 104.091 163 ( 12.345) 91.909 Navios 866.107 866.107 Terrenos 12.177 12.177 Projetos de expansão Promef 441.237 446.111 887.348 Reforma de tanques em andamento 364.815 447.374 (239.969) 572.220 Substituição de braços de carregamento

em andamento 123.006 12.053 135.059 Outras obras em andamento 27.777 65.106 92.883 Arrendamento de navios - CPC 06 583.200 583.200

2.882.431 1.072.731 (100.505) 3.854.657

31





Consolidado

31112/2010 Movimenta~ão 31112/2011


Edificações e benfeitorias 28.761 2.592 31.353 Equipamentos e outros bens 616.804 94.176 (50.516) 158.647 819.111 Benfeitorias em bens de terceiros 91.909 (13.335) 135.061 213.635 Navios 866.107 (16.501) 291.707 1.141.313 Terrenos 12.177 12.177 Projetos de expansão Promef 887.348 451.709 (199.961) 1.139.096 Reforma de tanques em andamento 572.220 282.812 (158.647) 696.385 Substituição de braços de carregamento

em andamento 135.059 2 (135.061) Outras obras em andamento 92.883 116.787 (94.338) 115.332 Arrendamento de navios - CPC 06 517.476 517.476

3.820.744 945.486 (80.352) 4.685.878

Consolidado

31112/2009 Movimenta~ão 31112/2010


Edificações e benfeitorias 28.761 28.761 Equipamentos e outros bens 356.358 108.638 (100.506) 252.314 616.804 Benfeitorias em bens de terceiros I 04.091 163 (12.345) 91.909 Navios 866.107 866.107 Terrenos 12.177 12.177 Projetos de expansão Promef 441.237 446.111 887.348 Reforma de tanques em andamento 364.815 447.374 (239.969) 572.220 Substituição de braços de

carregamento em andamento 123.006 12.053 135.059 Outras obras em andamento 27.777 65.106 92.883 Arrendamento de navios - CPC 06 517.476 517.476

2.841.805 1.079.445 poo.5061 3.820.744

32





Depreciação

Controladora

31/12/2010 Movimenta~ão 31/12/2011

Custo Adições Baixas Custo

Edificações e benfeitorias (9.675) (1.338) (11.013) Equipamentos e outros bens (204.11 O) (146.815) 53.293 (297.632) Benfeitorias em bens de terceiros (39.326) (12.691) (52.017) Navios (61 0.453) (15.882) 11.756 (614.579) Arrendamento de navios - CPC 06 {264.531} (13.063~ (277.594}

{1.128.095) 089.789) 65.049 p.252.835)

Controladora

31/12/2009 Movimenta~ão 31/12/2010

Custo Adições Baixas Transferência Custo

Edificações e benfeitorias (8.498) (1.177) (9.675) Equipamentos e outros bens (169.810) ( 115.570) 81.354 (85) (204.111) Benfeitorias em bens de terceiros (29.521) (9.890) 85 (39.326) Navios (598.795) (I 1.658) (610.453) Arrendamento de navios - CPC 06 {232.125! {32.405! {264.530!

(1.038.749) ~170.700) 81.354 ~1.128.095~

33





Consolidado

31/12/2010 Movimenta~ão 31/12/2011

Custo Adições Baixas Custo

Edificações e benfeitorias (9.675) (1.338) (11.013) Equipamentos e outros bens (224.161) (163.815) 61.399 (326.577) Benfeitorias em bens de terceiros (39.326) (12.691) (52.017) Navios (610.453) (15.882) 11.756 (614.579) Arrendamento de navios - CPC 06 (234.720) (7.103) (241.823)

(1.118.335) (200.829) 73.155 ( 1.246.009)

Consolidado

31112/2009 Movimentação 31/12/2010

Custo Adições Baixas Transferência Custo

Edificações e benfeitorias (8.498) (1.177) (9.675) Equipamentos e outros bens (182.526) (122.904) 81.354 (85) (224.161) Benfeitorias em bens de terceiros (29.521) (9.890) 85 (39.326) Navios (598.795) (11.658) (610.453) Arrendamento de navios - CPC 06 ~205.965l ~28.753l ~234.718l

~1.025.305l p74.384l 81.354 ~1.118.333l

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Benfeitorias em bens de terceiros

A partir do exercício de 2007 os gastos com as reabilitações de bens arrendados da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras passaram a ser de responsabilidade da Transpetro. Dessa forma, as reabilitações dos tanques, definidas e atestadas pela Gerência Geral de Engenharia, tiveram seus gastos capitalizados e contabilizados da seguinte forma:

1. Os gastos com reabilitação de tanques, cujas conclusões ocorreram durante o exercício de 2011, foram contabilizados em "Benfeitorias em bens de terceiros", no montante de R$ 158.647 (R$ 230.652 em 2010);

2. Os gastos com reabilitação de tanques, cujas obras ainda não foram concluídas, foram contabilizados em "Reforma de tanques em andamento" no montante de R$ 282.812 (R$ 207.406 em 20 I O); e

3. O Plano de Inspeção Anual, elaborado pela Gerência Geral de Engenharia, atrelado ao P AN -Plano Anual de Negócio - estima gastos no montante de R$ 379.194 a serem capitalizados durante o exercício de 2012.

Arrendamento mercantil

Os contratos de arrendamento dos navios Ataulfo Alves e Cartola, operados pela Transpetro desde 2002, estão sendo classificados, em atendimento à Lei n° 11.638/07 complementada pelo CPC 06, como contratos de arrendamento mercantil financeiro, reconhecidos como ativo imobilizado, depreciados com base na vida útil econômica, e as parcelas a vencer do contrato de arrendamento no passivo circulante e não circulante com base em seu valor presente, distribuído segundo sua natureza em principal, amortizável ao longo da vigência dos contratos, e juros a serem apropriados à medida que forem sendo incorridos, conforme Nota Explicativa n° 15.

35





Redução ao valor recuperável - lmpairment

A frota de navios da Transpetro é composta por 44 navios (frota atual), que posteriormente serão somados aos 41 navios (PROMEF 1, 2 e Hidrovia). A Administração da Companhia avalia a cada fim de período se existem evidências de perda de recuperabilidade de seus ativos. Na elaboração do fluxo de caixa da unidade geradora de caixa da companhia, foram consideradas, basicamente, as seguintes premissas:

• Período projetivo: definido de acordo com a vida útil do navio que é de 25 anos, considerando o período em operação dos navios da Frota Atual, que tem vida útil menor, e a expectativa de inicio de operação dos demais.

• Moeda: Dólares (US$) em termos reais, ou seja, sem considerar os efeitos de inflação.

• Data-base: 31 de dezembro de 2011.

• Taxa de desconto: a taxa de desconto dos navios pertencentes ao PROMEF Hidrovia e PROMEF 1 e 2 foram ponderadas com a participação de 90% de dívida captada junto ao BNDES à taxa de 2,5% + TJLP (ver tópico anterior). Desta forma, o fluxo de caixa foi descontado a taxa de 4,49%, ponderada a uma estrutura que considera 10% de recursos próprios e 90% de recursos de terceiros (BNDES). Para os navios da Frota Atual foi considerado uma estrutura de financiamento de 100% de capital próprio e uma taxa de desconto de 8,26% calculado pela metodologia de CAPM ("Capital Asset Pricing Model").

• Receita bruta: a receita foi projetada com base na taxa de frete diária, definida por contratos que são renovados anualmente com a Petrobras. Essa taxa varia de um navio para outro com base na capacidade de armazenamento e transporte. A Administração considerou no cálculo das receitas duas paradas (docagem) de 30 dias a cada cinco anos.

• Deduções: PIS e COFINS à taxa de 9,25%.

36





• Custos e despesas: incluem custo de materiais (14% do custo total), pessoal (63% do custo total), serviços (10% do custo total) e encargos (12% do custo total). Os custos permanecem inalterados nesses percentuais durante todo o período projetivo.

• Depreciação: os navios que irão entrar em operação (PROMEF Hidrovia e PROMEF 1 e 2) são depreciados à taxa de 4% ao ano (vida útil de 25 anos).

Os navios da frota atual foram depreciados considerando o saldo de imobilizado, a depreciação acumulada e a respectiva taxa de depreciação.

A depreciação dos investimentos em manutenção (docagem) foi estimada pelo período de 2,5 anos, conforme descrito no tópico de investimentos a seguir.

• Investimentos: os investimentos referem-se à manutenção dos navios (docagem) que ocorrem 2 vezes a cada 5 anos, além dos investimentos para a construção dos navios PROMEF Hidrovias e PROMEF 1 e 2.

A análise dos fluxos de caixa trazidos a valor presente, comparados com o valor contábil indicou que em relação aos ativos testados permanece a capacidade de geração de entradas de caixa provenientes de seu uso contínuo. Logo, nenhuma provisão para perda se fez necessária no exercício findo em 31 de dezembro de 2011.

13 Provisão para contingências

A Transpetro é parte em ações judiciais e processos administrativos perante vários tribunais e órgãos governamentais, decorrentes do curso normal das operações, envolvendo questões tributárias, trabalhistas, aspectos cíveis e outros assuntos.

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A Administração, com base em informações de seus assessores jurídicos e com base na experiência anterior referente às quantias reivindicadas, constituiu provisão em montante considerado suficiente para cobrir as perdas estimadas com as ações em curso, como se segue:

a. Processos judiciais provisionados

b.


2011 Adições Baixas 2010

Processos judiciais trabalhistas 10.369 4.535 (5.577) 11.410 Processos judiciais cíveis 3.660 757 (1.048) 3.951 Processos judiciais tributários 2.794 2.771 (1.421) 1.445

Total provisionado no passivo não circulante 16.823 8.063 (8.046) 16.806

Processos judiciais não provisionados

Com base no levantamento dos processos judiciais e procedimentos administrativos da área jurídica da Transpetro, demonstramos a seguir o valor total dos processos judiciais com perdas possíveis não provisionadas.

Ações 2011 2010

Cíveis 37.750 18.294 Trabalhistas 83.926 68.289 Tributárias 116.252 17.309

Total 237.928 103.892

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Dentre os processos de perda possível que compõem o quadro acima, destacam-se:

• Ação Anulatória de Débito que encontra-se em trâmite perante a 63 VF /SJRJ cujo valor original da causa é de R$ 82.241. A Companhia pretende obter pronunciamento judicial que lhe garanta a compensação de créditos tributários legítimos, porém não aceitos pela Secretaria da Receita Federal do Brasil por conta de suposto descumprimento de formalidade, qual seja, o não atendimento a intimações. Paralelamente ao ajuizamento da ação anulatória acima descrita, a União Federal ajuizou a Execução Fiscal que encontra-se em trâmite perante a 3.3

VF de Execução Fiscal/SJRJ, no valor atualizado de R$ 106.811, por meio do qual pretende a cobrança dos valores que entende devidos e que são objeto de questionamento na ação anulatória acima descrita.

• Ação de Indenização pleiteada junto a Justiça Federal/SJPB no valor de R$ 9.568 pelo qual a Companhia responde a um pedido de indenização por suposta invasão de propriedade na construção de gasodutos.

• Ação de Execução Fiscal junto ao Cartório da Dívida Ativa de Angra dos Reis/RJ, no valor de R$ 18.403, cobrando multa ambiental por conta de um acidente com o navio Brotas operado pela Companhia. O entendimento da Administração é de que o valor pago de multa pelo mesmo fato à Capitania dos Portos exclui a cobrança pelo órgão ambiental, o que caracterizaria uma nova cobrança bis in idem. Tal entendimento já fora reconhecido em decisão judicial de primeira instância.

14 Plano de pensão e de benefícios pós-emprego a funcionários

A partir de dezembro de 2011, para garantir aos empregados uma renda de aposentadoria complementar, a Companhia, em parceria com a Fundação Petros, implementou o Plano Petros 2 (PP-2), na modalidade de contribuição mista. Neste caso os riscos são divididos entre patrocinadora e empregado.

39





A Companhia utilizou-se de avaliação atuarial para identificação do passivo atuarial a ser registrado. Entretanto, como a adesão foi em dezembro de 2011 e o cálculo também está posicionado em dezembro, não há serviço passado a ser provisionado, sendo a obrigação atuarial em 31 de dezembro de 2011 nula.

As contribuições referentes a dezembro de 2011 a serem pagas em janeiro de 2012, referentes à massa de participantes ativos atingiu, para o Plano Petros 2, o montante de R$ 4.451 mil.

15 Arrendamento mercantil

Arrendamento mercantil financeiro

Em outubro de 2002, a controlada FIC concluiu a venda a terceiros dos navios aliviadores "Cartola" e "Ataulfo Alves" com um ganho equivalente a R$ 65.724. Em novembro de 2002, esses mesmos navios foram afretados à Transpetro por meio de contratos de "Bareboat Charter Party", pelo prazo de 9 anos e 6 meses, e sub-afretados à Petrobras, no regime "Time Charter Party", por prazo equivalente.

Por força da Lei n° 11.638/07, complementada pelo CPC 06, estes navios passaram a ser apresentados nas demonstrações contábeis da Companhia, a partir de 1 o de janeiro de 2008, como arrendamento mercantil financeiro e, consequentemente, reconhecidos como ativo imobilizado e depreciados com base em sua vida útil econômica.

O registro contábil inicial na Controladora levou em consideração o custo de aquisição histórico no montante de R$ 583.200, que incluiu o ganho equivalente a R$ 65.724 auferido pela FIC em 2002. A Administração entendeu que a operação se caracterizou como um retroarrendamento e, como consequência, eliminou, para fins de consolidação, a parcela de R$ 26.159 do ganho total da FICa ser diferida até o final do arrendamento mercantil com base no disposto no CPC 06.

40





Durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2011, a Companhia reconheceu como despesa no resultado referente a arrendamento mercantil financeiro os montantes de R$ 6.972 (R$ 6.945 em 2010) relativo a despesas financeiras, R$ 17.928 (R$ 28.755 em 2010) relativo à despesa de depreciação de R$ 5.834 (R$ 3.590 em 2010) referente à variação cambial decorrente do reconhecimento inicial do passivo relacionado contrato de leasing financeiro dos navios Cartola e Ataulfo Alves em função a Lei n° 11.638/07 e CPC 06.

Os pagamentos futuros mínimos com base em 31 de dezembro de 2011 destes contratos estão segregados da seguinte forma, tal como determina a Deliberação CVM N° 645/10 (CPC 06):

Valor presente dos Pagamentos pagamentos futuros

mínimos Juros mínimos

Até um ano 45.019 2.452 47.471

Arrendamento mercantil operacional (arrendatário)

A FIC, subsidiária integral da Transpetro, possui uma frota de treze navios em operação arrendados de terceiros em contratos de afretamento de navios a casco nu do tipo "Bareboat Charter Party". Esses contratos de arrendamento foram assinados entre 2002 e 2011 com valores de pagamentos diários que variam deUS$ 16 mil (equivalentes a R$ 30,01 mil) a US$ 35,5 mil (equivalentes a R$ 66,59 mil) e possuem prazos de vigência entre 1 O e 15 anos.

Por exigência da Transpetro junto aos arrendadores, de forma a garantir a continuidade das operações, foram incluídas cláusulas de opção de compra dos navios ao término de cada contrato. Estes valores foram estipulados com base em cotações de mercado à época e não caracterizavam preços de barganha nas datas de assinatura dos contratos. Adicionalmente, o programa de renovação da frota em sua segunda fase, prevê a construção de sete navios do tipo aliviadores de posicionamento dinâmico, assim como os navios da FIC em operação, porém com recursos e tecnologia mais avançados e apropriados às necessidades atuais da operação. Desta forma, a Transpetro possui a intenção de substituir os navios existentes ao término de cada contrato e de não exercer as opções de compra estabelecidas nos contratos destes sete navios.

41





Os pagamentos futuros mínimos com base em 31 de dezembro de 2011 destes contratos estão segregados da seguinte forma, tal como determina a Deliberação CVM N° 645/1 O (CPC 06):

Valor presente dos Pagamentos pagamentos futuros

mínimos Juros mínimos

Até um ano 220.085 12.722 232.807 De dois a cinco anos 681.273 248.046 929.318 Acima de cinco anos 426.546 512.863 939.409

Arrendamento mercantil operacional (arrendador)

a. Navios arrendados à Petrobras

A Transpetro possui um contrato principal de afretamento marítimo do tipo "Time Charter Party" com a Petrobras, onde a frota principal de 41 navios é disponibilizada às operações de sua Controladora sob o comando técnico e operacional da Transpetro. Esses contratos são negociados anualmente e utilizados como base para definição do fluxo de recebimentos dos exercícios seguintes.

Os recebimentos futuros mínimos, com base nos contratos que estipulam os valores para o exercício de 2011, estão estimados da seguinte forma:

Valor presente dos Recebimentos

recebimentos futuros mínimos Juros mínimos

Até um ano 721.955 43.001 764.956

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b. Navios arrendados à Petrobras Netherlands B. V. - PNBV

A atual frota da FIC, composta de treze navios, é disponibilizada às operações da PNBV em contratos de afretamento marítimo do tipo "Time Charter Party''. Esses contratos foram assinados entre 2002 e 2011, com prazo de vigência entre 10 e 15 anos e valores de afretamento que são renegociados ao final de cada ano. Os valores diários vigentes em 2011 variam entre US$ 28 mil (equivalentes a R$ 52,5 mil) e US$ 59,3 mil (equivalentes a R$ 111,16 mil).

Os recebimentos futuros mínimos com base em 31 de dezembro de 2011 estão estimados da seguinte forma:

Valor presente dos Recebimentos

recebimentos futuros mínimos Juros mínimos

Até um ano 414.242 24.303 438.545 De dois a cinco anos 1.338.959 487.504 1.826.463 Acima de cinco anos 754.288 892.581 1.646.869

Os valores a serem recebidos podem variar de acordo com as flutuações do mercado de afretamento.

16 Patrimônio líquido (Controladora)

a. Capital social

O capital social subscrito e integralizado em 31 de dezembro de 2011 está representado por 2.464.466.128 ações ordinárias nominativas, sem valor nominal, todas escriturais, com direito de voto (2.072.466.128 em 2010).

43





Em 29 de julho de 2011, o Conselho de Administração aprovou o aumento do capital social no montante de R$ 392.000, passando o capital social da Companhia de R$ 2.072.466 para R$ 2.464.466 mediante a emissão de 392.000.000 ações ordinárias, em função da integralização do saldo remanescente de dividendos a pagar de 2010.

b. Reservas

b.l. Reservas de lucro

• Reserva legal

É constituída à razão de 5% do lucro líquido apurado em cada exercício social nos termos do artigo 193 da Lei n° 6.404/76, até o limite de 20% do capital social.

• Reserva de incentivos fiscais (Alteração Lei 11.638/07 - Deliberação CVM 555/08)

É constituída mediante destinação da parcela de incentivos fiscais, decorrentes de doações ou subvenções governamentais, apropriada no resultado do exercício em conformidade com o artigo 195-A da Lei das Sociedades por Ações, incluído pela Lei 11.638/07, a partir de O 1 de janeiro de 2008.

No exercício de 2011, foi destinado do resultado o valor de R$ 9.681 mil referente aos incentivos para subvenções de investimentos no Norte e Nordeste, no âmbito da SUDENE e SUDAM, após aprovação destes órgãos, com redução de 75% do imposto de renda devido, calculado sobre o lucro da exploração de atividades incentivadas e parcela realizada de ativos vinculados ao incentivo de reinvestimento.

• Reserva de lucros a realizar

Reserva constituída em 1999, ou seja, anteriormente à vigência da Lei no 10.303/01, com parcela do resultado de equivalência patrimonial em controlada, que será transferida para lucros acumulados e computada no cálculo do dividendo obrigatório quando do recebimento de dividendos da controlada.

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• Reserva de retenção de lucros

É destinada à aplicação em investimentos previstos no orçamento de capital da Companhia de acordo com o artigo 196 da Lei n° 6.404176.

Na proposta de destinação do resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2011 está sendo efetuada uma retenção de lucros, no montante de R$ 229.415 (R$ 118.885 em 2010), que se destina aos investimentos previstos no orçamento de capital do exercício de 2012, a ser aprovado na Assembleia Geral de Acionistas.

b.2. Reservas de capital

• Reserva de incentivos fiscais

Reserva constituída com aplicações em incentivos fiscais no Fundo de Investimento do Nordeste (FINOR), originadas de destinações de parte de seu imposto de renda dos anos de 1999 e 2000.

c. Remuneração aos acionistas

O Estatuto assegura aos acionistas um dividendo mínimo obrigatório de 25% do lucro líquido ajustado nos termos do artigo 202 da Lei n° 6.404176.

Os dividendos relativos ao exercício de 201 O, no valor de R$ 392.000 (R$ O, 19 por ação), correspondiam a 90,71% do lucro líquido ajustado daquele exercício.

O complemento de dividendos propostos em 201 O, pago ao acionista no exercício de 2011, no valor de R$ 46.126, será aprovado na reunião do Conselho de Administração de 31 de janeiro de 2012.

A proposta de dividendos relativa ao exercício de 2011, que estará sendo encaminhada pela Administração da Transpetro à aprovação do seu acionista na reunião do Conselho de Administração de 31 de janeiro de 2012 e posterior deliberação da Assembléia Geral Ordinária, é de R$ 358.920 (R$ 0,15 por ação), que corresponde a 61 % do lucro líquido ajustado do exercício.

45

17





Os dividendos do exercício de 2011 foram calculados conforme se segue:

Lucro líquido do exercício (-) Reserva legal (-) Reserva de incentivos fiscais

Base de cálculo

Dividendos propostos ( 61%)

Dividendos mínimos - Passivo circulante

Dividendo adicional proposto - Patrimônio líquido

Resultado por ação

Lucro atribuível ao acionista controlador Quantidade de ações Resultado por ação ponderado pela quantidade de ações ordinárias em

poder dos acionistas em cada período

46

2011 2010

629.491 548.286 (31.475) (27.414)

(9.681) (9.987)

588.335 510.885

358.920 392.000

147.084 127.721

211.836 264.279

R$ mil

2011 2010

629.491 2.464.466

0,28

548.286 2.072.466

0,31





18 Seguros

As operações da Companhia se encontram seguradas contra termos de danos materiais, e responsabilidade civil. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis e, consequentemente, não foram examinadas pelos nossos auditores independentes.

Os valores em risco e os limites máximos de indenização são os seguintes, em milhares de dólares norte-americanos:

Danos materiais navios Responsabilidade civil

Valor em risco

2.157.000

Limite máximo de

indenização

2.157.000 4.500.000

O limite máximo de indenização confere à Companhia a necessana cobertura securitária considerando as características do bem segurado, a probabilidade de ocorrência de sinistros e seu valor de reposição.

19 Participação de empregados

A participação de empregados nos resultados, conforme disposto na legislação em vigor, pode ocorrer baseada em programas espontâneos mantidos pelas empresas, ou em acordos com os empregados, ou com as entidades sindicais.

Diante disso, a Transpetro adotou um programa de participação nos lucros e resultados e, em 31 de dezembro de 2011, registrou uma provisão no valor de R$ 89.730 (R$ 98.000 em 2010), respeitando os limites estabelecidos pela Resolução n° 1 O, de 30 de maio de 1995, do Conselho de Controle das Empresas Estatais - CCE, conforme instruções emitidas pela Controladora (Oficio 1.939/2009-SE/MME e Oficio 703/DEST-MP).

47





Com relação à provisão do exercício de 2010, a Transpetro em função das negociações do acordo coletivo, a ser aprovado em 31 de março de 2012, complementou o valor da provisão em R$ 11.531 e contabilizou tal complemento no resultado no exercício de 2011.

20 Outras despesas e receitas operacionais, líquidas (Controladora)

Segue abaixo a composição de outras despesas operacionais:

Repasse de despesas para Petrobras Multas contratuais Recuperação de despesas contratuais Relações institucionais Petros parte empresa Abono concedido (Acordo coletivo de trabalho) Complemento da PLR - exercício anterior Provisão para contingências Baixa de imobilizado Receita de Incentivos, doações e subvenções governamentais Outras

Total

21 Remuneração de dirigentes e empregados (em reais)

2011 2010

1.129 2.498 2.831

(19.772) 1.283

(37.518) (1.597) (1.008) (4.826) 9.681 9.448

(37.851)

72.961

(20.904) (1.606) 11.176

(19.929) 9.987

(10.122)

41.563

No exercício de 2011, a maior e a menor remuneração, em reais, atribuídas a empregados ocupantes de cargos permanentes e dirigentes, relativos ao mês de dezembro, foram de R$ 70.380,14 e R$ 1.295,43, respectivamente (R$ 60.206,96 e R$ 1.295,43 em 2010). A remuneração média naquele mês foi de R$ 6.592,60 (R$ 6.084,38 em 2010).

48





Os salários, encargos, contribuição de seguridade social e participação nos lucros da empresa totalizaram em 2011 R$ 1.289.417 (R$ 1.098.449 em 2010).

22 PROMEF - Programa de modernização e expansão da frota

PROMEFI

A Transpetro assinou em 2007 e 2008 contratos de compra e venda condicionada de navio com três estaleiros nacionais para a construção de vinte e três navios petroleiros e, considerando os aditivos assinados, o valor total dos contratos é de R$ 5.618.521.

PROMEF//

Em 2009 foram assinados os contratos de compra e venda condicionada de navio com dois estaleiros nacionais para a construção de dez navios petroleiros, no valor total de R$ 3.037.383. Em 201 O foram assinados os contratos de compra e venda condicionada de navio com um estaleiro nacional para a construção de 8 navios gaseiros, o valor total dos contratos é de R$ 917.715.

Cabe ressaltar, que os contratos assinados em abril de 2010 com a empresa Rio Nave 2010 SPE Construção Naval Ltda. foram cancelados em dezembro de 2010, em razão do descumprimento de cláusulas contratuais.

Durante o 1 o trimestre de 2011 foram assinados o 4° Aditivo dos Navios Suezmax O 1 (Estaleiro Atlântico Sul S.A) e Produtos M-199, M-200, M-203 e M-204 (Estaleiro Mauá Petro-UM S.A).

PROMEF HIDROVIA

Em 2010 foram assinados os contratos de compra e venda condicionada de comboio com um estaleiro nacional para a construção de 20 comboios, o valor total dos contratos é de R$ 432.316. A captação desses recursos (PROMEF I, 11 e HIDROVIA) foi feita junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social - BNDES, Banco do Brasil S.A e Caixa Econômica Federal S.A com recursos do Fundo de Marinha Mercante- FMM.

49





Partes responsáveis pelos aportes financeiros

Transpetro através de recursos próprios

BNDES e Banco do Brasil S.A - financiamento à Transpetro

Estaleiro através de recursos próprios

BNDES e Banco do Brasil S.A- financiamento aos Estaleiros

Partes responsáveis pelos aportes financeiros (Hidrovia)

Transpetro através de recursos próprios Caixa Econômica Federal- financiamento à Transpetro

Percentual de participação

10%

36%

8%

46%

Percentual de participação

10% 90%

Os percentuais supracitados correspondem aos percentuais globais e variam entre as partes a cada etapa do contrato.

As condições estabelecidas nos contratos são demonstradas como segue:

PROMEFI Valor Taxa de

Qtd. Tipo Estaleiro R$ (mil) juros Prazo

10 Suezmax Estaleiro Atlântico Sul S.A. 2.848.074 20 anos e carência 5 Aframax Estaleiro Atlântico Sul S.A. 1.266.902 TJLP+ de 48 meses 4 Tanque/Produto Estaleiro Mauá-Petro UM S.A. 647.139 2,5% a.a. a contar do 4 Panamax EISA-Estaleiro Ilha S.A. 856.406 1 o saque

5.618.521

50





PROMEFII Qtd. Tipo

4 Suezmax

3 Aframax 8 Gaseiros

PROMEFII Qtd. Tipo

3 Bunker

PRO MEF HIDROVIA

Qtd. Tipo

20 Comboios

Valor Estaleiro R$ (mil)

Estaleiro Atlântico Sul S.A. 1.785.654

Estaleiro Atlântico Sul S.A. 1.141.147 Estaleiro Promar S.A. 917.715

3.844.516


Superpesa Industrial Ltda. 110.582

110.582


Taxa de juros

TJLP +2,5% a.a p/nac e 3% a.a

p/imp

Taxa de juros

TJLP +2% a.a p/nac e 3% a.a

p/imp

Taxa de juros

Prazo

20 anos e carência de 48 meses a contar

do 1° saque

Prazo

20 anos e carência de 48 meses a contar

do 1° saque

Prazo

Estaleiro Rio Tietê 432.316

TJLP +2% a.a p/nac e 3% a.a

432.316

51

p/imp 20 anos e carência de 48 meses a contar do

1° saque





As eficácias previstas nos contratos assinados com os estaleiros abaixo , correspondente ao adiantamento de 5% do valor do contrato (cláusula sétima dos contratos), foram pagas pela Transpetro no valor total de R$ 445.494, conforme abaixo:

Valor Estaleiro Ano R$ (mil)

Superpesa Industrial Ltda. 2010 5.218 Estaleiro Atlântico Sul S.A. 2010 133.723 Estaleiro Atlântico Sul S.A. 2009 65.507 Estaleiro Mauá Petro-UM 2008 32.847 Estaleiro Atlântico Sul S.A. 2007 137.556 Estaleiro Rio Tietê 2011 21.920 Estaleiro Promar S.A. 2011 48.723

445.494

Os montantes totais gastos (incluindo a atualização dos juros sobre o financiamento), para a construção dos navios até dezembro de 2011 foram:

Parcelas disponibilizadas de recursos

Transpetro através de recursos próprios Eficácia BNDES e Banco do Brasil - Financiamento à Transpetro Juros referente ao financiamento Fiscalização Petrobras (*) Outros

Total Transpetro

52

2011

130.590 445.494 707.949 91.285 30.247 11.247

1.416.812

2010

88.835 374.851 543.179

19.385 4.954

1.031.204





Parcelas disponibilizadas de recursos 2011 2010

Estaleiros através de recursos próprios 134.084 102.105 BNDES - Financiamento aos Estaleiros 772.876 566.467

Total Estaleiro 906.960 668.573

Total 2.323.772 1.699.777

(*) Serviços de fiscalização executado pela Petrobras para acompanhamento e aprovação das construções dos navios SUEZMAX e PRODUTO.

Em novembro de 2011 foi entregue o primeiro navio tipo Produto, casco M -199 (Celso Furtado), pelo estaleiro Mauá Petro-UM no valor de R$ 200.011.

23 Instrumentos financeiros

A Companhia mantém operações com instrumentos financeiros. A administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégias operacionais e controles internos, visando à liquidez, rentabilidade e segurança. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das taxas contratadas versus as vigentes no mercado. A Companhia não efetua aplicações de caráter especulativo, em derivativos ou quaisquer outros ativos de risco.

As descrições dos instrumentos financeiros inclusos no balanço patrimonial (e seus respectivos critérios de manutenção) em 31 de dezembro de 2011 estão identificadas a seguir:


Os saldos em conta corrente mantidos em bancos são mensurados ao custo amortizado e têm seus valores de mercado idênticos aos saldos contábeis.

53





Para as aplicações financeiras, o valor de mercado foi apurado com base nas cotações de mercado dessas cotas em 31 de dezembro de 2011 e 31 de dezembro de 201 O.

Transações com partes relacionadas

Estes saldos estão classificados como passivo financeiro não mensurado ao valor justo e se encontram reconhecidos pelo seu custo amortizado, conforme IAS 39 e OCPC 3.

Contas a receber de clientes

Estes saldos estão classificados como recebíveis e se encontram reconhecidos pelo seu custo amortizado, conforme IAS 39 e OCPC 3.

Empréstimos e financiamentos


Fornecedores


Gerenciamento de risco

Visão geral

Nesta nota é realizado um breve esclarecimento sobre a estrutura do gerenciamento de risco da Transpetro e posteriormente são apresentadas informações sobre a exposição da Companhia aos seguintes riscos: crédito, liquidez e mercado.

Divulgações quantitativas adicionais são incluídas ao longo dessas demonstrações financeiras.

54





Estrutura do gerenciamento de risco

A Transpetro utiliza a Política e Diretrizes de Controles Internos da Petrobras, que tem por objetivo estabelecer os princípios que nortearão as Empresas do Sistema na gestão dos seus controles internos, de forma a exercê-la com excelência e contribuindo com a redução de custos e a mitigação de riscos empresariais relevantes, de natureza estratégica (governança e modelo de negócio), financeira (crédito, mercado e liquidez), operacional (processo, pessoal, informação, tecnologia e meio ambiente) ou de conformidade ("compliance"), garantindo a integridade dos dados utilizados na tomada de decisões de negócios, assegurando a confiabilidade dos relatórios financeiros, em atendimento aos requisitos legais e regulamentos aplicáveis, em conformidade com as melhores práticas de mercado e com a legislação vigente.

Mantendo compromisso com a manutenção de elevados níveis de governança corporativa a Transpetro preocupa-se com a transparência, a credibilidade, a sinergia e a integração de seu sistema de controles internos para o atendimento de requisitos estratégicos, financeiros, regulatórios e legais, inclusive aqueles exigidos pela Lei Sarbanes-Oxley (SOX) ao Sistema Petrobras , visando, entre outros aspectos, garantir o adequado registro de ativos e obrigações, a salvaguarda de ativos e a segregação das operações. Para auxiliar este processo implementou, em 201 O, ferramenta específica que efetua análise de risco no processo de criação e concessão de perfis de acesso, o GRC-AC (Governance, Risk and Compliance- Access Control).

O processo de Certificação Consolidada de Controles Internos da Petrobras, em atendimento a Lei Sarbanes-Oxley (SOX), no que tange aos controles internos da TRANSPETRO, não fazem parte do escopo de exame das demonstrações financeiras da Companhia e, consequentemente, não foram auditados pelos nossos auditores independentes.

Risco de crédito

Conforme descrito na Nota Explicativa n° 1, cerca de 99% das operações são efetuadas com a Controladora ou com empresas do Sistema Petrobras. A Administração não espera haver exposição ao risco de créditos decorrentes dessas operações.

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Risco de taxa de juros

O risco da taxa de juros a que a Companhia está exposta é em função de sua dívida de longo prazo e, em menor escala, de curto prazo. Considerando um possível aumento das taxas de juros do mercado, as despesas financeiras da Companhia aumentariam e, consequentemente, seria observado o impacto negativo nos resultados operacionais e na posição financeira da Companhia. A dívida a taxas de juros flutuantes em reais está sujeita, principalmente, à flutuação da taxa de juros de longo prazo (TJLP), divulgada pelo Banco Central do Brasil.

Risco de liquidez

A Administração entende não haver exposição significativa ao risco de liquidez uma vez que a comparação entre os direitos realizáveis e as exigibilidades indica que os recursos existentes são suficientes para cumprir suas obrigações financeiras de curto e longo prazo junto a terceiros, na data de seus vencimentos.

A seguir, estão as maturidades contratuais de passivos financeiros em 31 de dezembro de 2011:

Controladora

Valor 1-6 6-12 1-2 2-5 Mais que 31 de dezembro de 2011 contábil meses meses anos anos 5 anos

Passivos financeiros Partes relacionadas 212.070 212.070 Empréstimos e financiamentos (*) 799.234 6.388 77.791 329.388 1.227.172

Fornecedores 334.997 334.997 Arrendamentos a pagar 45.019 45.019

(*) Incluso estimativa de TJLP + 2,5% a. a.

56





Consolidado

Valor 1-6 6-12 1-2 2-5 Mais que 31 de dezembro de 2011 contábil meses meses anos anos 5 anos

Passivos financeiros Partes relacionadas 223.557 223.557 Empréstimos e

financiamentos (*) 799.234 6.388 77.791 329.388 1.227.172 Fornecedores 344.789 344.789 Arrendamentos a pagar 45.019 45.019 26.659 13.330

(*) Incluso estimativa de TJLP + 2,5% a. a.

Valor justo dos ativos e passivos financeiros

Os valores justos são determinados com base em cotações de preços de mercado, quando disponíveis, ou, na falta destes, no valor presente de fluxos de caixa esperados. Os valores justos de caixa e equivalentes a caixa, de contas a receber de clientes, da dívida de curto prazo e de contas a pagar a fornecedores são equivalentes aos seus valores contábeis. Os valores justos de outros ativos e passivos de longo prazo não diferem significativamente de seus valores contábeis.

O valor justo estimado para os empréstimos de longo prazo com o BNDES e o Banco do Brasil S.A., em 31 de dezembro de 2011, não difere significativamente de seu valor contábil. Conforme descrito na Nota Explicativa n° 23, estes empréstimos são considerados como empréstimos a valor de mercado, visto tratar-se de uma linha de crédito pública (embora específica ao segmento) e sem similaridade nacional no que se refere a disponibilidade de recursos. As taxas vigentes para contratação em 31 de dezembro de 2011 são as mesmas taxas contratadas pela Companhia para os empréstimos já existentes naquela data, de TJLP + 2,5%a.a (3%a.a. para produtos importados).

57





Análise de sensibilidade

A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para o valor justo do financiamento junto ao BNDES e Banco do Brasil S.A, atualizado pela TJLP que se manteve em aproximadamente 6% a. a. em 2011. O cenário provável é o valor justo em 31 de dezembro de 2011, os cenários possível e remoto consideram a deterioração na variável de risco de 25% e 50%, o que geraria um impacto negativo de aproximadamente R$ 11.989 e R$ 23.977 (R$ 8.417 e R$ 16.384 em 31 de dezembro de 201 0), respectivamente, considerando um possível aumento desta taxa.

Valor justo hierárquico

Os diferentes níveis são definidos como:

• Nível 1 - Preços cotados (não ajustados) em mercados ativos para ativos e passivos e idênticos

• Nível 2 - Inputs, exceto preços cotados, incluídos no Nível 1 que são observáveis para o ativo ou passivo, diretamente (preços) ou indiretamente (derivado de preços).

Nível 3 - Premissas, para o ativo ou passivo, que não são baseadas em dados observáveis de mercado (inputs não observáveis).

A hierarquia dos valores justos dos ativos financeiros registrados como títulos e valores mobiliários no ativo circulante e não circulante, correspondente aos saldos mantidos no Fundo de Investimento em Direitos Creditórios Não-Padronizados ("FIDC-NP") do Sistema Petrobras são classificados como de nível 2 por possuírem dados provenientes de mercado ativo (preço negociado não ajustado) de forma que seja possível acessar diariamente, inclusive na data da mensuração do valor justo. Durante o exercício findo em 31 de dezembro de 2011, não ocorreram no nível 3, bem como transferência entre níveis de classificação.

24 Demonstrações do valor adicionado - DV A

Conforme requerimento dos pronunciamentos contábeis aplicáveis as companhias abertas, a Companhia elaborou demonstrações do valor adicionado individuais e consolidadas.

58





Essas demonstrações, fundamentadas em conceitos macroeconomicos, buscam apresentar a parcela do Grupo na formação do Produto Interno Bruto por meio da apuração dos respectivos valores adicionados tanto pelo Grupo quanto o recebido de outras entidades, e a distribuição desses montantes aos seus empregados, esferas governamentais, arrendadores de ativos, credores por empréstimos, financiamentos e títulos de dívida, acionistas controladores e não controladores, e outras remunerações que configurem transferência de riqueza a terceiros. O referido valor adicionado representa a riqueza criada pelo Grupo, de forma geral, medido pelas receitas de vendas de bens e dos serviços prestados, menos os respectivos insumos adquiridos de terceiros, incluindo também o valor adicionado produzido por terceiros e transferido à entidade.

25 Eventos subsequentes

Em 26 de janeiro de 2012, foi detectado pela Companhia um vazamento de óleo na monobóia do Terminal de Osório, estado do Rio Grande do Sul. Equipes da empresa foram imediatamente acionadas para trabalhar na contenção e remoção dos resíduos que foram prontamente retirados da área afetada. A Companhia criou uma comissão interna para investigar as causas do acidente e até o momento não há condições de se mensurar os efeitos financeiros decorrentes do evento. Os órgãos ambientais, ANP (Agência Nacional do Petróleo) e a Capitania dos Portos, foram devidamente comunicados e estão analisando os fatos, não tendo até o momento se manifestado formalmente.

* * *

59





Conselho de administração

José Sérgio Gabrielli de Azevedo Presidente

Olavo Noleto Alves Conselheiro

Eduardo Autran de Almeida Junior Conselheiro

Diretoria

Paulo Roberto Costa Conselheiro

Maria das Graças Silva Foster Conselheira

José Sergio de Oliveira Machado Presidente

Agenor Cesar Junqueira Leite Diretor

Claudio Ribeiro Teixeira Campos Diretor

Paulo Cesar Marques Contador CRC-RJ-27061-7

60

Marcelo Rosa Rermó Gomes Diretor

Rubens Teixeira da Silva Diretor

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (Controlada da Petróleo Brasileiro S.A.- Petrobras)

Demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2011 e 2010


Demonstrações contábeis


Conteúdo

Relatório dos auditores independentes 3 - 4

Balanço patrimonial s

Demonstração do resultado 6

Demonstração das mutações do patrimônio líquido 7

Demonstração dos fluxos de caixa s

Demonstração do valor adicionado 9

Notas explicativas às demonstrações contábeis 10-54

2

KPMG Auditores Independentes Av. Almirante Barroso, 52 - 4° 20031-000- Rio de Janeiro, RJ- Brasil Caixa Postal 2888 20001-970- Rio de Janeiro, RJ- Brasil

Central Tel Fax Internet

55 (21) 3515-9400 55 (21) 3515-9000 www.kpmg.com.br


Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da Petrobras Gás S.A.- Gaspetro Rio de Janeiro- RJ

1. Examinamos as demonstrações contábeis individuais e consolidadas da Petrobras Gás S.A. -Gaspetro ("Sociedade"), identificadas como Controladora e Consolidado, respectivamente, que compreendem o balanço patrimonial em 31 de dezembro de 2011 e as respectivas demonstrações do resultado, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de caixa, para o exercício findo naquela data, assim como o resumo das principais práticas contábeis e demais notas explicativas.


2. A Administração da Sociedade é responsável pela elaboração e adequada apresentação das demonstrações contábeis individuais e consolidadas de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil e pelos controles internos que ela determinou como necessários para permitir a elaboração dessas demonstrações contábeis livres de distorção relevante, independentemente se causada por fraude ou erro.


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

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

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

3 KPMG Auditores Independentes, uma sociedade simples brasileira e firma-membro da rede KPMG de firma~wmembro independentes e afiliadas à KPMG lnternational Cooperativa ('KPMG lnternational"), uma entidade sulça.

KPMG Auditores Independentes, a Brazilian entity and a member firm of tha KPMG natworl< of indapendent membflr fi""s afflllatad with KPMG lntemational Cooperativa ("KPMG lntemationa/?, a Swiss entity.

Opinião

6. Em nossa opinião, as demonstrações contábeis individuais e consolidadas acima referidas apresentam adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e a posição patrimonial e financeira consolidada dessa Sociedade e suas controladas em 31 de dezembro de 2011, o desempenho de suas operações e os seus fluxos de caixa para o exercício findo naquela data, de acordo com as práticas contábeis adotadas no Brasil.

Ênfase

7. Conforme mencionado na Nota Explicativa n°1, a Sociedade possui participação em empresas e projetos com o objetivo de atender as necessidades das operações e o plano de negócios da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras. Estas demonstrações contábeis devem ser lidas neste contexto.


8. Examinamos, também, as demonstrações individuais e consolidadas do valor adicionado (DV A), referentes ao exercício findo em 31 de dezembro de 2011, elaboradas sob a responsabilidade da administração da Sociedade. Essas demonstrações foram submetidas aos mesmos procedimentos de auditoria descritos anteriormente e, em nossa opinião, estão adequadamente apresentadas, em todos os seus aspectos relevantes, em relação às demonstrações contábeis tomadas em conjunto.



i~~~~o~kuj'-Contadora CRC RJ-057497/0-2

4


Balanço patrimonial Em 3 I de dezeni>ro de 20 11 e 20 I O


Ativo Nota Consolidado Controladora Passivo Nota Consolidado Controladora 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 --.ll!!.!!.

Circulante Circulante Fornecedores 476 859

Caixa e equivalentes de caixa 6 1.522 198 323 52 Financiamentos li UJ03 1.758 Contas a receber - partes relacionadas 10 1.083 590 38 34 Impostos, contribuições sociais a recolher !4b 317 535 41 33 Contas a receber, líquidas- clientes 54 8 5 2 Contas a pagar - partes relacionadas lO 552 456 44 41 Dividendos a receber lO 45 29 228 297 Dividendos propostos- partes relacionadas !O e 16 238 289 238 289 Impostos, contribuições sociais Dividendos propostos - terceiros 101 75

a recuperar 14a 445 568 88 96 Outras contas e despesas a pagar 86 54 2 I Outros ativos circulantes _7_ 42 2 2.773 4.026 325 364

3.156 1.435 682 48~ Não circulante

Não circulante Financiamentos 11 17.268 8.749 Contas a receber- partes relacionadas lO 38 32 872 845 Contas a pagar- partes relacionadas 10 1.343 733 Adiantamento a fornecedores 63 125 Empréstimos de demais acionistas 12 176 157 Impostos e contribuição social diferidos 14c 271 196 48 48 Crédito para futuro aumento de capital 10e 15 340 340 Crédito para futuro aumento de capital 200 340 Provisão para processos judiciais 17 85 72 67 67 Depósitos vinculados 45 44 Impostos e contribuição social diferidos 14c 521 556 11 9 Impostos a recuperar 14a 1.256 933 Provisão para perdas em investimento 7a 22 20 22 20 Outros ativos realizáveis a longo prazo 63 35 13 6 Outras contas e despesas a pagar 26 9

1.736 1.365 1.133 1.239 19.441 10.636 100 436

Investimentos 7 1.295 1.281 9.155 6.610 Patrimônio líquido 16 Imobilizado 8 26.436 18.669 I I Capital social 6.615 4.890 6.615 4.890 lntangivel 9 325 8 39 23 Contribuição adicional de capital 594 223 875 170

29.792 2L3.23 10.328 __ 7.873 Reservas de capital I I I I Reservas de lucros 3.027 2.430 2.537 2.495 Dividendos adicionais propostos 557

10.237 7.544 10.585 7.556

Participações de acionistas não controladores 497 5~2 10.734 8.096

32.948 22.758 _ IUllil 8.356_ 32.948 22.758 11.010 8.356

5

Petrobras Gás S.A.- Gaspetro (Controlada da Petróleo Brasileiro S.A.- Petrobras)

Demonstração do resultado Em 31 de dezembro de 2011 e 2010 (Em milhões de reais, exceto o lucro líiJ.uido por ação)

Consolidado Controladora Nota .....lliL __l!WL 2011 2010

Receita de venda de produtos 82 Receita de serviços prestados 4.832 2.406 3

4.914 2.406 3

Custo dos produtos vendidos 13 (75) Custo dos serviços prestados 13 ~~ !2} !Q

Lucro bruto 2.903 1.486

Receitas de construção da infraestrutura 9 14 Custos da construção da infraestrutura 9 ---'.ill. ---Lucro bruto após construção da infraestrutura (I CPC 01) 2.903 1.486

Outras receitas (despesas) Vendas {I) Gerais e administrativas 13 (127) {113) (37) (25) Tributárias (60) (7) (3) (3) BenefiCios Fiscais - SUDENE 63 Outras receitas (despesas) operacionais ___i!1)_ li !7} 3

(142) (109) (47) (25)

Resultado de participação em investimento relevante ~ ___M_ 718 1.13~

Lucro antes do resultado financeiro, imposto de renda, da contribuição social e da participação de empregados 3.030 ___!1ZL (46) (25)

Financeiras: Despesas (620) (215) (8) Receitas 128 199 165 121

Variações monetárias e cambiais, líquidas ...l.L1ffi. ~ 42 23 ..l!MID. __lli_ 207 136

Participações dos empregados 21 __.(1)_ __.(1)_

Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 1.183 1.964 879 1.247

Imposto de renda e contribuição soe ia! corrente e diferido 14 __.Gm ~ !42} (32}

Lucro líquido do exercício --2!LL.. ~ 837 I 215

Lucro líquido atribuivel: Aos acionistas controladores 844 1.218 837 1.215

Aos acionistas não controladores _____%/_ ___ill_

-2liJ... ~ §~Z !m Lucro liquido por ação, básico e diluído- em R$ 022 038


6


Demonstração das mutações do patrimônio IKj uido

Em 31 de dezembro de 2011 e 2010


Nota

Saldos em 1• de janeiro de 2010

Lucro liquido do exercício

Integralização de capital Dividendos Declarados e pagos Contribuição adicional de capital 16h Destinações:

Reserva legal 16c Reversão de retenção de lucros 16d Reserva Especial 16f Dividendos propostos 16g

Saldos em 31 de dezembro de 2010

Integralização de capital Lucro liquido do exercício Contribuição adicional de capital 16h Destinações:

Reserva legal 16c Dividendo propostos 16e Dividendo adicional proposto 16f

Saldos em 31 de dezembro de 2011

Subscrito

4.890

4.890

1.725

6.615


Ca11ital social à

integralizar

(15)

15

6.615

Contribuição

adicional de Integralizado Capital

4.875

15

170

4.890 170

1.725

705

6.615 875

875

7

Reservas de lucros Dividendo Incentivos Retenção Reserva adicional Lucros

fiscais Legal de lucros especial proposto acumulados Total

1 181 1.388 346 6.791

1.215 1.215

15 (346) (346)

170

61 (61) (162) 162

865 (865) (289) (289)

1 242 1.226 1.027 7.556

1.725 837 837

705

42 (42) (238) (238)

557 (557)

I 284 1.226 1.027 557 - 10.585

1 2.537 557 10.585


Demonstração dos fluxos de caixa Em 31 de dezembro de 2011 e 2010 (Em milhões de reais2

Consolidado Controladora __lliL _l!!l!L 20 11 _l!!l!L

Fluxo de caixa das atividades operacionais Lucro líquido do exercício 901 1.366 837 1.215 Ajustes:

Resuhado de participação em investimento relevante (269) (268) (718) (1.136) Depreciações e amortização 891 217 2 2 Variações monetárias, cambiais e encargos fmanceiros

sobre fmanciamentos, operações de mútuo e outras operações 1.327 174 18 15 Imposto de renda e contnbuição social diferidos, líquidos (397) 95 2 (11) Aumento/(Redução) de impostos, taxas e contribuições (182) (111) 13 Redução/(Aumento) de outros ativos circulantes e não circulantes 129 (90) (34) (4) Aumento/(Redução) de outros passivos circulantes e não circulantes (413) (4) 4 (9) Redução/(Aumento) de operações de curto prazo com partes

relacionadas Redução/(Aumento) de Contas a receber (495) (282) (31) (17) Aumento/(Redução) de Contas a pagar 1.220 ___QZ!l 3

Fluxo de caixa líquido proveniente das atividades operacionais 2.712 526 96 55

Fluxo de caixa das atividades de investimento Imobilizado/Intangível (1.995) (4.174) (432) (5) Investimentos em Participações Acionárias

Dividendos/Juros sobre capital próprio recebido 243 176 549 296 Disponibilidades de empresas incluidas no processo de consolidação 424 159

Fluxo de caixa liquido proveniente das (usado nas) atividades de investimento (1.328) (3.839) 117 291

Fluxo de caixa das atividades de financiamento Integralização de Capital 15 16

Créditos para futuro aumento de capital 1.386 340 366 Financiamentos e operações de mútuo, líquido:

Captação 33 467 Amortização de principal (456) (101) Amortização de Juros (623) (394)

Depósitos vinculados (I) (4) Dividendos pagos a acionistas (399) ~ (308) ~

Fluxo de caixa liquido (usado nas) proveniente das atividades de financiamento ~ ~ 58 ~

Aumento (redução) líquida de caixa e equivalentes de caixa no exercício 1.324 (3.442) 271 2

Caixa e equivalentes de caixa no inicio do exercício 198 3.640 52 50

Caixa e equivalentes de caixa no fim do exercício 1.522 --12L 323 52 - -As notas explicativas são parte integrante das demonstrações contábeis.

8


Demonstração do valor adicionado Exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e 20 I O (Em milhões de reais)

Consolidado Controladora ~ _l!WL 2011 _1!lliL

Receitas Vendas de produtos e serviços 5.644 2.797 4 2 Provisão para créditos de liquidação duvidosa - constituição (3) Outras receitas operacionais, liquidas 65 4 Receitas relativas à construção de ativos para uso 1.679 4.649

~ __M2Q_ _4 _ __ 2_ Insumos adquiridos de terceiros

Matérias-primas consumidas (270) (273) Custo das mercadorias para revenda e serviços (112) (106) (I) Materiais, energia, serviços de terceiros e outros (2.268) (4.559) ~ _Q22_

~ __íi2liD_ _illl. _illl

Valor adicionado bruto ~ __blli_ ___Q2)_ __ll2l_

Retenções Depreciação e amortização ~ ___Q!.?2_ __@ ___@_

Valor adicionado liquido produzido/( consumido) pela Sociedade 3.844 2.295 ~ __QQ

Valor adicionado recebido em transferência Resuttado de participação em investimento relevante 269 268 718 I. 136 Receitas fmanceiras _J1.Q_ _w_ _m_ __!12_

_.il2._ ___j1Q_ __w__ ___li!1_ Valor adicionado a distribuir 4.263 2.771 902 1.291 - -Distribuição do valor adicionado

Pessoal Salários e mão de obra adicional 85 74 Honorários da diretoria e conselho de administração 2 2 Participações dos empregados nos lucros 7 7

94 83 Tributos

Impostos, taxas e contribuições federais 856 856 45 35 Impostos, taxas e contribuições estaduais 205 144 I Impostos, taxas e contribuições municipais 10 7

1.071 1.007 46 35 Instituições financeiras e fornecedores

Juros, variações cambiais e monetárias, aluguéis 2.197 315 19 41

2.197 315 19 41 Acionistas

Dividendos 295 364 238 289 Participações de acionistas não controladores 57 148 Lucros retidos 549 854 599 926

_2QL ___u.§§_ ~ ___Llli_

Valor adicionado distribuído 4.263 2.771 902 1.291 ~ -


9


Notas explicativas às demonstrações contábeis 31 dedezembrode2011 e2010 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário)

1. Contexto operacional

A 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 - 22° 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, Transportadora Associada de Gás - T AG ("T AG") 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 Explicativa n° 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 Explicativa n° 16-h), operados mediante constituição do Consórcio Malhas, formado pelas empresas Transportadora Associada de Gás - T AG (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.

10


Notas explicativas às demonstrações contábeis 31 de dezembro de 2011 e 2010 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário)

2. Aquisição de controlada

a. Aquisição da Gas Brasiliano Distribuidora S.A. - GBD

A GBD é uma concessionária de serviço de distribuição de gás natural na região noroeste do Estado de São Paulo e o seu contrato de concessão teve início em dezembro de 1999, com duração de 30 anos, podendo ser prorrogado por mais 20 anos.

Em 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 ). A operação foi autorizada pela agência reguladora de São Paulo 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.

b. Aquisição da Transportadora Gasene S.A. pela Transportadora de Gás S.A. -TAG

A Gasene é a proprietária dos gasodutos GASCAC - Cacimbas-Catu e GASCA V -Cabiúnas-Vitória, que interligam as malhas Nordeste e Sudeste de gasodutos.

Em 11 de novembro de 2011, a Controladora Petrobras aprovou a designação da TAG para exercer a opção de compra da totalidade das ações da Transportadora Gasene S.A. -Gasene ("Gasene"). Por meio de contrato de compra e venda de ações entre Gasene e TAG, a TAG exerceu a opção de compra e obteve o controle da Gasene, ao adquirir 100% de suas ações.

3. Entidades da sociedade

As demonstrações contábeis consolidadas em 31 de dezembro de 2011 e 201 O abrangem as demonstrações contábeis da Petrobras Gás S.A. - Gaspetro e das seguintes empresas controladas:

Controladas Transportadora Gasoduto Bolívia-Brasil S.A. - TBG Transportadora Associada de Gás S.A. - T AG Gas Brasiliano Distribuidora S.A. - GBD

11

Percentual de participação no capital total e votante 2011 2010

51,00 100,00 100,00

51,00 100,00



4. Base de apresentação das demonstrações contábeis

a. Declaração de conformidade com relação às normas do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC

As demonstrações contábeis individuais e consolidadas foram elaboradas com base nas práticas contábeis adotadas no Brasil, em observância às disposições contidas na Lei das Sociedades por Ações, e incorporam as mudanças introduzidas por intermédio das Leis 11.638/07 e 11.941/09, complementadas por pronunciamentos, interpretações e orientações do Comitê de Pronunciamentos Contábeis - CPC, aprovados por resoluções do Conselho Federal de Contabilidade- CFC.

A emissão das demonstrações contábeis individuais e consolidadas foi autorizada pelo Conselho de Administração em 27 de fevereiro de 2012.

h. Base de mensuração

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

c. Moeda funcional e moeda de apresentação

Estas demonstrações são apresentadas em Real, que é a moeda funcional da Sociedade.

d. Uso de estimativas e julgamentos

Na elaboração das demonstrações contábeis é necessário utilizar estimativas para certos ativos, passivos e outras transações. Essas estimativas incluem depreciação e amortização, provisões para processos judiciais, imposto de renda e contribuição social.

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

12


Notas explicativas às demonstrações contábeis 31 de dezembro de 2011 e 201 O (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário)

4. Base de apresentação das demonstrações contábeis (Continuação)

e. Mudança nas práticas contábeis

Em 2011, a Gaspetro está avaliando e demonstrando os investimentos em empresas controladas em conjunto pelo método de equivalência patrimonial, ao invés da consolidação proporcional à participação acionária nas contas de ativo, passivo, receitas e despesas, conforme permitido pelo Pronunciamento Técnico CPC 19 (R 1) e NBC TG 19, alterada pela Resolução CFC n° 1.351111.

Para fins de comparabilidade entre os períodos contábeis, esta alteração foi aplicada, retroativamente, a 1° de janeiro de 2010. Cabe ressaltar que a alteração de prática contábil não acarretou efeitos nos resultados dos exercícios e no patrimônio líquido da Gaspetro, conforme segue:

Balanço patrimonial consolidado

2010 01.01.2010

Efeito Efeito consolidação Saldo consolidação Saldo

Divulgado (•) i!"'l!rocional re al!re sentado Divulgado (•) l!"'l!rocional rea~resentado

Ativo circulante 2.272 (837) 1.435 5.436 (659) 4.777

Ativo realizável a longo prazo 1.421 (56) 1.365 1.152 (270) 882

Investimentos 117 1.164 1.281 115 837 952

Imobilizado 18.691 (22) 18.669 9.677 350 10.027

Intangíveis 1.097 (1.089) 963 (952) 11

23.598 ~840l 22.758 17.343 ~694l 16.649

Passivo circulante 4.750 (724) 4.026 3.119 (222) 2.897

Passivo não circulante 10.804 (168) 10.636 6.980 (124) 6.856

Patrimônio líquido atribuível aos acionistas da Gaspetro 7.492 52 7.544 6.763 (348) 6.415

Patrimônio liquido atribuível aos não controladoras 552 552 481 481

23.598 (840l 22.758 17.343 í694) 16.649

(*)Divulgado nas demonstrações contábeis dos exercícios findo em 31 de dezembro de 20 I O e 2009

13



4. Base de apresentação das demonstrações contábeis (Continuação)

e. Mudança nas práticas contábeis- Continuação

Demonstração de resultados consolidados

2010 Efeito

consolidação

Divulgado proprocional

Receita líquida 4.267 (1.861)

Custo dos produtos vendidos (2.378) 1.470

Lucro bruto 1.889 (391)

Resuhado de participações em investimentos relevantes 28 240

Receita/( despesas) operacionais (189) 68

Resuhado fmanceiro, líquido 350 (24)

Participação de empregados (7)

Resultado antes do imposto de renda e contribuição social 2.071 (107)

Imposto de renda e contribuição social (705) 107

Resultado do exercício 1.366

Resuhado atribuível aos acionistas não controladores (148)

Resultado atribuível aos acionistas da Gaspetro 1.218

Demonstração dos fluxos de caixa consolidados

2010 Efeito

consolidação

Divulgado proprocional

Caixa proveniente das (usados nas) atívidades operacionais 716 (190)

Caixa usado nas atívidades de investimento (4.127) 288

Caixa proveniente das atívidades de fmanciamentos (13) (116)

Variação líquida de caixa e equivalentes no exercício (3.424) (18)

Caixa e equívalentes no início do exercício 3.937 (297)

Caixa e equivalentes no fmal do exercício 513 (315)

14

Saldo

reapresentado

2.406

(908)

1.498

268

(121)

326

(7)

1.964

(598)

1.366

(148)

1.218

Saldo

re apresentado

526

(3.839)

(129)

(3.442)

3.640

198

Petrobras Gás S.A.- Gaspetro (Controlada da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)


5. Sumário das práticas contábeis

As práticas contábeis descritas em detalhes abaixo têm sido aplicadas de maneira consistente a todos os exercícios apresentados nessas demonstrações contábeis individuais e consolidadas, exceto quanto à Nota Explicativa n° 4(e), que trata de mudança de práticas contábeis.

a. Base de consolidação

O processo de consolidação das contas patrimoniais e de resultado corresponde à soma horizontal dos saldos das contas de ativo, passivo, receitas e despesas, segundo a sua natureza, complementada com as seguintes eliminações:

• das participações no capital e reservas mantidas entre elas;

• dos saldos de contas correntes e outras, integrantes do ativo e/ou passivo, mantidos entre as empresas;

• das parcelas de resultados do exercício, do ativo circulante e não-circulante que correspondem a resultados não realizados economicamente entre as referidas empresas; e

• dos efeitos decorrentes das transações significativas realizadas entre as empresas.

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

Patrimônio Lucro líquido liguido exercício

2011 2010 2011 2010 Controladora 10.585 7.556 837 1.215 Ativo diferido, líquido de efeitos fiscais ~348} ~12} 7 3 Total atribuível aos acionistas da controladora 10.237 7.544 844 1.218 Participação de acionistas não controladores 497 552 57 148

Consolidado 10.734 8.096 901 1.366

15



5. Sumário das práticas contábeis (Continuação)

b. Combinações de negócios e goodwill

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

c. Moeda estrangeira

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

d. Instrumentos financeiros

(i) Ativos e passivos financeiros não derivativos

Estão mensurados ao custo amortizado, acrescido, quando aplicável, dos correspondentes encargos, variações monetárias e/ou cambiais incorridas até a data do balanço.

(ii) Empréstimos e recebíveis

Os empréstimos e recebíveis abrangem contas a receber e a pagar de clientes, de fornecedores, partes relacionadas e instituições financeiras, e são medidos pelo custo amortizado, decrescidos de qualquer perda por redução ao valor recuperável.

(iii)Caixa e equivalentes de caixa

Estão 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.

16




d. Instrumentos financeiros - Continuação

(iv) Capital social

Ações ordinárias

As ações ordinárias são classificadas como patrimônio líquido. Custos adicionais diretamente atribuíveis à emissão de ações e opções de ações são reconhecidos como dedução do patrimônio líquido, líquido de quaisquer efeitos tributários.

Ações preferenciais

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

e. Imobilizado

Registrado 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.

f. Intangível

(i) Agia

O ágio por expectativa de rentabilidade futura, relativo às aqms1çoes de participações em distribuidoras de gás natural canalizado anteriores a 1 o de janeiro de 2009, não são amortizados e têm o seu valor recuperável testado anualmente.

17




f. Intangível- Continuação

(ii) Contratos de concessão de serviços

A Gaspetro reconhece um ativo intangível em um contrato de concessão, relacionado ao direito de cobrar dos usuários uma tarifa, quando realiza a construção da infraestrutura necessária a prestação de serviço de distribuição, que é mensurada pelo custo, o qual inclui os custos de empréstimo capitalizados, deduzidos da amortização acumulada e perdas por redução ao valor recuperável.

A Sociedade exerce o controle sobre a Gas Brasiliano Distribuidora S.A. que é consolidada na Gaspetro e que atua sob regime de concessão e suas atividades se enquadram nos requerimentos da Interpretação Técnica ICPC 01 e da Orientação OCPC 05 - Contratos de Concessão. Consequentemente, direitos apresentados como parte do ativo imobilizado dessa empresa, no valor de R$ 300, são tratados como ativos intangíveis (Nota Explicativa no 9).

(iii) Outros ativos intangíveis

Outros ativos intangíveis que são adquiridos pela Gaspetro e que têm vidas úteis finitas são mensurados pelo custo, deduzido da amortização acumulada e das perdas por redução ao valor recuperável acumuladas.

(iv) Amortização

Amortização é calculada sobre o custo de um ativo, ou outro valor substituto do custo, deduzido do valor residual.

A vida útil de um ativo intangível em um contrato de concessão de serviços de distribuição de gás natural canalizado é o período durante o qual as distribuidoras tem a capacidade de cobrar seus clientes pelo uso da infra-estrutura até o final do período da concessão. Métodos de amortização, vidas úteis e valores residuais são revistos a cada encerramento de exercício financeiro e ajustados caso seja adequado.

18




g. Redução ao valor recuperável- Impairment

A Sociedade avalia os ativos do imobilizado, 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 expectativa 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 veda 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 exceda seu valor recuperável estimado. A reversão de perdas reconhecidas é permitida, excedo com relação à redução no valor do ágio por expectativa de rentabilidade futura.

• 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.

h. Provisões

Uma provisão é reconhecida, em função de um evento passado, se a Gaspetro tem uma obrigação legal ou construtiva que possa ser estimada de maneira confiável, e é provável que um recurso econômico seja exigido para liquidar a obrigação.

19




i. 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.

j. Imposto de renda e contribuição social

Esses impostos são calculados e registrados com base nas alíquotas efetivas vigentes na data de elaboração das demonstrações contábeis. Os impostos diferidos são reconhecidos em função de diferenças intertemporais, prejuízo fiscal e base negativa da contribuição social, quando aplicável.

k. Investimentos Societários

São avaliados pelo método da equivalência patrimonial, os investimentos em controladas, controladas em conjunto e também nas coligadas, nos quais a Administração tenha influência significativa.

I. Demonstração do valor adicionado

A Sociedade elaborou demonstração do valor adicionado (DV A) nos termos do pronunciamento técnico CPC 09 - Demonstração do Valor Adicionado a qual é apresentada como parte integrante da demonstração contábil.

m. 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 2011.

20

Petrobras Gás S.A. - Gaspetro (Controlada da Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras)



6.

m. Novas normas e interpretações ainda não adotadas- Continuação

Novos Standards, emendas aos Standards e interpretações são efetivos para os períodos anuais iniciados a partir de 15 de dezembro de 2013, e não foram aplicados na preparação destas demonstrações contábeis. É esperado que nenhum desses novos Standards tenha efeito material sobre as demonstrações contábeis da Empresa exceto pelo IFRS 9 Financiai Instruments que pode modificar a classificação e mensuração de ativos financeiros mantidos pela Empresa. A Empresa 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.



2011 2010 2011 2010

Caixa e bancos 2 3 2

Aplicações financeiras 1.520 195 321 51

1.522 198 323 52

As aplicações financeiras referem-se, basicamente, aos recursos investidos no Fundo de Investimentos em Direitos Creditórios ("FIDC - NP") do Sistema Petrobras. Esse fundo de investimento é destinado à aquisição de direitos creditórios performados e/ou não performados de operações realizadas pelas empresas e visa à otimização da gestão financeira de caixa do Sistema Petrobras. Em 2011, a taxa média de rentabilidade das aplicações no FIDC-NP foi de 11,59% a.a. (9,71% em 2010 a.a.).

Os fundos exclusivos de direitos creditórios (FIDC) não possuem obrigações financeiras significativas, limitando-se às obrigações diárias de ajuste das posições na BM&F (Bolsa de Mercadorias & Futuros), serviços de auditoria, taxas de serviços relativas à custódia dos ativos e execução de operações financeiras e demais despesas administrativas.

A exposição da Sociedade ao risco de crédito associado às instituições financeiras está divulgada na Nota Explicativa no 18.

21



7. Investimentos- Controladora

a. Mutação dos investimentos

Controladas

TBG TAG GBD(a) -

No início do exercício 574 4.737

Reversão dividendos propostO!

Capitalização de dividendos Aquisição e aporte de capital 1.160 406

Equivalência patrimonial 59 388 5 Contnb. adicional de capital 705 Dividendos (116) (77)

No fim do exercício 517 6.913 411

2011

5.311

1.566 452 705

(193)

7.841

Controladas, controladas em conjunto e coligadas

Participação acionária no exterior (c)

Outras participações acionárias no Brasil Outros investimentos Total dos investimentos antes do ágio

Saldo de ágio ( d)

Total dos investimentos

Provisão para perdas em investimento- passivo (b)

Controladas em conjunto

2010 BAHIA GÁS (a) SULGÁS(a) GASMIG(a) SCGÁS(a) Outras Parte. (a)

3.654 157 68 301 87 385

294 589

8 872 57 38 62 22 88 170

(268) (62) (46) (41) (37) (74)

5.311 152 60 322 72 407

2011 2010 ------

8.861 6.316 24 24

1 8.886 6.341

269 269

9.155 6.610

22 20

(a) O saldo inicial Inclui a reclassificação do ágio do ativo intangível para o investimento em limção do parágrafo 38 do IAS 31 e seu correspondente CPC 19 (RI).

O ágio pago na aquisição da controlada GBD está apresentada no ativo Intangível

Coligada

20ll 2010 TSB 2011

998 935 7 7

8 6 267 264

(260) (207)

1.013 998 7 7

(b) A provisão para perdas em investimento no montante de R$ 22 em 31 de dezembro de 20 li (R$ 20 em 20 I O) está apresentada no passivo não circulante e corresponde ao investimento na controlada Indústria Carboquimica

Catarinense S.A. - !CC, a qual se encontra em processo de liquidação.

(c) Refere-se ao investimento na Gás Transboliviano S.A.- GTB.

(d) A Copergás era considerada coligada em 2010.

22

~

7

7



7. Investimentos- Controladora (Continuação)

b. Informações sobre as controladas, controladas em conjunto e coligadas

Capital Milhares de a~ões subscrito em 31 de Total de ações Total de dezembro ordinárias ações Patrimônio de2011 ou !JUDias e referenciais II!Juido

Controladas Transportadora Gasoduto Bolfvia-Brasil S.A. - TBG (I) 203 203 1.015 Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG (I) 4.895 3.145 6.730

Controladas em conjunto (*) Gás de Alagoas S.A. -ALGAS (I) 30 122.210 244.420 45 Companhia de Gás da Bahia- BAHIAGAS (I) 242 3.681 7.362 398 Companhia Brasiliense de Gás- CEBGAS (3) 4 60 120 2 CEG RIO S.A. (I) 95 665.008 1.330.022 267 Companhia de Gás do Ceará· CEGAS (I) 61 13.133 26.667 97

Companhia Paranaense de Gás - COMP AGAS (I) 136 11.200 22.400 212 Companhia de Gás do Amapá- GASAP (3) I 750 750 Companhia Maranhense de Gás- GASMAR (3) 5 547 547 3 Companhia de Gás de Minas Gerais - GASMIG (I) 644 136.418 272.837 889

Companhia de Gás do Piaul • GASPISA (3) 6 7.835 7.835 4

Agência Goiânia de Gás Canalizado· GOIASGAS (3) 4 1.000 2.000 2

Companhia Paraibana de Gás - PBGAS (2) 44 460 921 64

Companhia Potiguar de Gás- POTIGAS (I) 37 1.415 2.830 47

Companhia de Gás Est Mato Grosso do Sul - MSGAS (3) 12 4.258 8.517 19

Companhia Rondoniense de Gás - RONGAS (3) 4 1.111 2.223 (I)

Companhia de Gás de Santa Catarina - SCGAS (I) 121 3.583 7.166 189

Empresa Sergipana de Gás - SERGAS (2) 21 355 709 36

Companhia Pernambucana de Gás- COPERGÁS (3) 110 32.247 64.495 209

Companhia de Gás do Rio Grande do Sul SULGAS (I) 68 21.563 126

GNL Gemini Com. e Logística de Gás Lida.(**) (3) 73 70.613 55

TMN Transportadora S.A. (3) 16 7.085 7.085 13

TNG Participações Lida.(**) (3) 13 12.626 li

Coligadas(*) Transportadora Sulbrasileira de Gás S.A.- TSB (3) 27 80.500 27

Lucro liquido

(prejulzo) do exerclcio/ eerlodo(*)

116 388

10 122

85 42 34

(I) 132

(I) (1) 9 7 30 (I)

52 2

28 78

I (I) (I)

(*) 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 20 li.

(**) Sociedade cujo capital é formado com quotas de participação.

(I) 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 2011 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 2011.

23

--....._



7. Investimentos- Controladora (Continuação)

c. 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.

• 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.

• 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.

24



7. Investimentos - Controladora (Continuação)

d.

e.

Informações sobre controladas em conjunto e coligadas

2011 2010

Outras Outras BAHIAGÁS SULGÁS GASMIG SCGÁS CEG-RIO Distrib.(a) C ias TOTAL TOTAL

Ativo circulante 119 90 196 44 61 271 12 793 888

Ativo não circulante 6 4 276 9 22 26 2 345 168

Imobilizado 30 30 28

Intangível 103 44 171 78 IOI 227 724 888

Diferido 9 2 7 18 22

Passivo circulante 60 78 189 52 60 227 11 677 714

Passivo não circulante 121 2 34 lO 171 202

Patrimônio Líquido 165 59 332 77 100 291 40 1.064 1.078

Receita operac. líquida 444 242 306 199 375 621 8 2.195 2.044

Lucro líquido

do exercício 58 38 53 21 32 66 268 250

Percentual de 24,5%a 25,0% a

participação 41,5% 49,0% 40,0% 41,0% 37,41% 83,0% 50,0%

Restabelecimento Controle Compartilhado - Copergás

Em 1 o de abril de 2011, a assessoria jurídica da Gaspetro confirmou a decisão judicial favorável sobre o restabelecimento do controle compartilhado sobre a Companhia Pernambucana de Gás - Copergás, publicada no Diário Oficial em 21 de janeiro de 2011.

Apesar do acórdão ainda não ter transitado em julgado uma vez que há pendência de julgamento de Embargos de Declaração, não há previsão de que tal recurso possa restabelecer a liminar, nem de efeito suspensivo para qualquer recurso que possa ainda eventualmente ser interposto.

25



8. Imobilizado

Por tipo de ativos

Edificações e benfeitorias

Em 1" de janeiro de 2010 142

Aquisição e construção 2 Baixa (líquida de depreciação)

Juros Capitalizados. I

Incorporação da TUM Transferência (lkjuida) 15

Depreciação 2

158

Custo total 162

Depreciação acumulada (4)

Em 31 de dezembro de 2010 158

Taxas anuais de depreciação 4% a 10"/o

Em 1" de janeiro de 2011 158

Aquisição e construção Juros Capitalizados Leasing Gasene Transferência (lkjuida) 88 Alienação Depreciação (li)

235

Custo total 250 Depreciação acumulada (15)

Em 31 de dezembro de 2011 235

Taxas anuais de depreciação 4% a 10"/o

Terrenos

I

I

I

I

I

I

I

I

Equipamentos e outros

bens

64 30

(77)

í4) 13

38 (25)

13

5% a 10"/o

13 9

30

52

163 (111)

52

5% a 10"/o

Consolidado Controladora Gasodutos e Gasodutos e TBG TAG

e quip. trans p. equip. transp. Obras em Obras em TBG (a) TAG andamento andamento Total Total (c)

2.259 643 432 6.207 9.748

154 I 3.980 4.167

240 241 5.081 5.081

288 8.970 (288) (9.262) (354)

íl20) (88) (214) 2.581 9.526 144 6.246 18.669

4.102 10.157 144 6.246 20.850

(1.521) (631) (2.181)

2.581 9.526 144 6.246 18.669

3,3% 3,3%

2.581 9.526 144 6.246 18.669 37 1.767 1.813

160 160

141 11.541 (148) (4.914) 6.738 (58) (I) (59)

(136) (738) (885)

2.528 20.329 33 3.258 26.436

4.187 21.698 33 3.258 29.590 (1.659) (1.369) (3.154)

2.528 20.329 33 3.258 26.436

3,3% 3,3%

(a) Do custo totaL R$ 2.650 referem-se ao trecho norte e R$1.451 ao trecho suL que começaram a ser depreciados em julho de 1999 e abril de 2000, respectivamente. A vida útil-econõmica do Gasoduto Bolívia-Brasil foi

determinada com base em laudo técnico.

(b) Em 2011, a depreciação dos gasodutos (próprios e de terceiros) e equipamentos conexos, no valor de R$ 717 (R$ 89 em 2010), foi classificada como custo dos serviços prestados.

(c) O valor de R$ 857 refere-se exclusivamente ao terreno localizado em lmbituba/SC, considerando que os demais bens estão totahnente depreciados.

26


Notas explicativas às demonstrações contábeis 31 de dezembro de 20 1l e 20 I O (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário)

9. Intangível

Por tipo de intangível Consolidado Controladora

Servidões de Concessão Agio expect. Servidões de Agio expect. passagem distrib. gás (a) re ntab. Futura (b) Software Total passagem re ntab. Futura (b) Software

Em t• de janeiro de 2010 4 - - 5 9 25 Aquisição Transferência Baixas (líquidas de amortização) Amortização - (3) (3) (2) -

4 - 2 6 23

Custo total 4 - 22 26 44 -Amortização acwnulada - - (18) (18) (21) -Em 31 de dezembro de 2010 4 - 4 8 23

Em 1• de janeiro de 20ll 4 - 2 6 23 -Aquisição 408 18 - 426 18 Transferência (103) (103) Amortização (5) - (I) (6) (2)

4 300 18 I 323 21 18

Custo total 4 305 18 22 349 44 18 Amortização acwnulada (5) (19) (24) (23) Em 31 de dezembro de 20ll 4 300 18 3 325 21 18

~

Taxas anuais de amortização 5% 3,3% a 10% 200/o 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 fWJção do preconizado pelo Comitê de

Pronunciamentos Contábeis (CPC 13)

27

-

-

--

-

200/o

Total ---25

(2)

23

44 (21) 23

23 18

(2)

39

62 (23) 39



9. Intangível (Continuação)

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 e não mais consolidados proporcionalmente (Nota Explicativa 4e) 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 infraestrutura, cujos reajustes são praticados de modo a refletir as mudanças na estrutura de custo da operação, do impacto dos investimentos em construção e/ou de indicadores de preços ao consumidor, respeitada a fórmula econômica paramétrica definida nos respectivos Contratos de Concessão.

A amortização do direito de prestar o serviço de distribuição, segundo o entendimento da Administração, está intrinsecamente relacionada ao beneficio econômico por ele gerado, relacionado ao cumprimento do contrato de concessão, e ocorre ao longo do prazo da concessão e/ou de vida útil dos gasodutos, o que for menor.

A receita do serviço de distribuição é reconhecida no período no qual este é prestado pelas distribuidoras de gás, detentoras dos contratos de concessão. As distribuidoras prestam apenas o serviço de distribuição de gás natural definido em um contrato de concessão de serviços, logo, a remuneração recebida é alocada a este único serviço de distribuição de gás natural.

A receita do serviço de construção de infraestrutura ou sua melhoria não é considerada como prestação de serviços ao Poder Concedente, tendo em vista o entendimento da Administração sobre a inexistência deste serviço, a natureza de um contrato ainda a ser executado, a falta de previsão deste serviço como fonte de receita no contrato de concessão e a ausência de qualquer especificação do bem a ser construído.

28



9. Intangível (Continuação)

a. Contratos de concessão de serviços de distribuição de gás natural canalizado -Continuação

Para fins de divulgação e em atendimento ao ICPC 01, a receita e custo de construção da GBD estão sendo reconhecidos na demonstração do resultado do exercício pelos valores incorridos para a construção da infraestrutura em 2011, demonstrando a inexistência de margem, caso esse serviço fosse prestado.

O custo de construção adicionado ao Intangível em 20 11 foi de R$ 14 e refere-se aos gastos para formação da infraestrutura de gasodutos vinculados às concessões, que permitem a prestação de serviço de distribuição de gás natural canalizado.

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 compartilhado (controladas em conjunto) em distribuidoras de gás natural canalizado, não estão sendo amortizados e foram submetidos ao teste de recuperabilidade disposto no CPC 01 -Redução ao Valor Recuperável de Ativos.

29


Notas explicativas às demonstrações contábeis 31 dedezembrode201! e2010 (Em milhões de reais, exceto quando indicado em contrário)

lO. Partes relacionadas Consolidado Controladora

2011 2010 2011 2010

Petrobras Outras Total Total Petrobras TBG TAG REFAP Distrib. Outras Total Total ------ -------------------Ativo C~culante

Contas a receber (a) 1.080 3 1.083 590 29 5 2 1 1 38 Dividendos e JSCP a receber 45 45 29 105 77 46 228 ---------------------

1.080 48 1.128 619 29 110 79 47 1 266 Não c~ulante

Realizável a longo prazo Contas a receber (b) 38 38 32 184 38 222 Contrato de mútuo 650 650 Créditos para futuro al.ll"J!rto de capital ---- 200 200 ---------------------

38 38 32 184 850 38 1.072 Passivo C~ulante

Repasses de financiarrerios (FINAME-vinculados à comtru;ão do GASBOL) (c) 26 26 47

Aquisição antecipada- capacidade de transporte (d) 41 41 43 Contrato de Gerer-.:iam:nto de obras - TAG (e) 313 313 258

Dividerdos propostos 238 238 289 238 238 Outras contas a pagar 172 172 108 43 1 44 ---------------------

790 790 745 281 1 282 Não circul:mte

Repasses de financiaJrentos (FINAME-vinculados à comtru;ão do GASBOL) (c) 403 403 370

Aquisição antecipada- capacidade de tramporte (d) 334 334 363

Créditos para finJro aumento de capital 340 Outrns Contas a paglll" 606 606 -----------------

1.343 1.343 1.073 Resultado do exercickt

Receita de vendas e serviços prestados 4.828 3 4.831 2.393 2 1 3 Rec. Firranceiras-~lui variações mmetária e canbial 44 7 51 33 29 54 123 6 212 Desp. Financeiras-inclui variações rronetárn e cambial (84) 475 391 62 (18) (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 TIIG (empréstimo 'sub-loan") é remunerado com base na wriação cambial do Dólar norte-americano mais juros de 15% aa, capitalizados anualmente (Nota Explicativa n• 14 ).

34 297

331

195 650 340

1.185

289 41

330

340

340

1

168 (15)

(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 LffiOR. Nos financiamentos contratados em ienes, os prazos

são de 12 anos a taxas variáveis (Japan Long-Term Prime Rate) acrescidas de "spreads"de 3%aa ou taxas fixas de 2,3% a2,5% a.a.

(d) Os valores são remunerados com base na variação cambial do dólar norte-americano mais juros de 15% aa. capitalizados anualmente.

(e) Valores relativos a serviços de engenharia (CMA) para gerenciamento das obras.

30



10. Partes relacionadas (Continuação)

As principais operações realizadas com as controladas, controladas em conjunto e coligadas referem-se a contas a pagar à Petrobras, decorrentes de repasse de gastos na construção do Gasoduto Bolívia-Brasil, acrescidas de encargos financeiros compatíveis com os de mercado para operações semelhantes; adiantamentos efetuados pela Petrobras referentes ao contrato de compra antecipada de capacidade de transporte (TCO) e que se destinaram ao financiamento da construção do gasoduto, sujeitos à atualização com base na taxa do dólar norte-americano; serviços de engenharia cobrados à TAG (contratos de CMA) para gerenciamento das obras; contas a receber relacionado aos contratos de transporte de gás (GT A); 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 e controladas em conjunto da Gaspetro, respectivamente, são realizadas com base nos valores de mercado, semelhantes àquelas realizadas com as demais Sociedades estaduais distribuidoras de gás natural canalizado do país.

Quanto ao relacionamento da TBG e T AG com a controladora da Gaspetro, que envolve transações comerciais relativas ao transporte de gás natural, são realizadas por preços ajustados em contratos do tipo "Ship-or-Pay" de longo prazo. Pela especificidade do empreendimento não há referencial de preço de mercado que possa ser usado neste caso, entretanto as tarifas firmadas suportam a recuperação econômica do Gasoduto Bolívia-Brasil.

Efeito cambial sobre a tarifa da TBG

De acordo com termos contratuais, a tarifa de transporte praticada 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 2011 foi apurado o montante de R$ 20 a ser recuperado, em 2012, via aumento de tarifa (em 201 O foi apurado o montante de R$ 12, recuperado em 2011 via aumento de tarifa).

31




Repasse de financiamentos da Petrobras para a TBG

Tendo iniciado a construção do Gasoduto Bolívia-Brasil antes da efetiva estruturação organizacional da TBG, a Petrobras firmou contratos de financiamento, no montante deUS$ 415 milhões, 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.

Para os financiamentos em dólar norte-americano, 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 iene, os prazos são de 12 anos a taxas variáveis (Japan Long-Term Prime Rate) acrescidas de spreads de 3% a.a. ou taxas fixas de 2,3% a 2,5% a.a. Os financiamentos em lira italiana, posteriormente convertidas em Euro, têm prazos de 1 O anos à taxa de 5, 17% a.a. e 5 anos à taxa variável (LIBOR) mais 3% a.a ..

Esses financiamentos são garantidos por meio do contrato de caução de contas e receitas firmado pela TBG, pela Petrobras, na qualidade de credora caucionária das contas correntes de titularidade da TBG e dos recursos nelas depositados, e pelo Banco do Brasil S.A., como interveniente-anuente.

Adiantamentos recebidos pela TBG da Petrobras

Refere-se a valor recebido em adiantamento do contrato TCO, aportado pela Petrobras, equivalente a US$ 302 milhões, que foi destinado ao financiamento da construção do Gasoduto Bolívia-Brasil conforme previsto no "Acordo de Acionistas da TBG para Aporte de Capital e outras Avenças", e está sendo liquidado através de prestação de serviços num período de 40 anos, a partir de 2001.

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 201 O, e novas estações de entrega, que serão liquidados através da prestação de serviço, após o término de cada obra.

32




Contrato de prestação de fiança

A Gaspetro firmou, em 12 de junho de 2008 e em 17 de maio de 2010, com sua controladora Petrobras e com a Transpetro, respectivamente, contratos de prestação de fiança assumindo a responsabilidade como principal pagadora dos tributos federais suspensos (IN SRF n° 04/2001 e 284/2003), relativos aos equipamentos admitidos no País na condição de Admissão Temporária sob o Regime Aduaneiro Especial de Exportação e Importação de Bens Destinados às Atividades de Pesquisa e de Lavra das Jazidas de Petróleo e de Gás Natural (REPETRO).

A Petrobras e Transpetro, respectivamente, remuneram a Gaspetro o valor equivalente a 0,30% (trinta centésimos de cento) e 0,333% (trezentos e trinta e três milésimos de cento) ao ano pro-rata ao final de cada ano, sob o montante de tributos suspensos. No exercício de 2011 foi auferida a receita de R$ 29 (R$ 19 em 2010).

Honorários da Administração

A remuneração dos membros do Conselho de Administração e do Conselho Fiscal da Sociedade foi objeto de deliberação da Assembléia Geral Ordinária, realizada em 27 de abril de 2011. Foi deliberada a fixação do montante global de R$ 700 válida para o período compreendido entre abril de 2011 e março de 2012.

Os honorários da Diretoria e do Conselho de Administração, no consolidado, totalizaram R$ 6 (R$ 5 em 2010).

33



ll.Financiamentos

Consolidado Circulante

Encargos 2011 2010 Não circulante

2011 2010

No País Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social- BNDES- Gasodutos de Transporte do PAC- (a) dólar, 7,43%a.a. 123 110 5.633 5.003

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social- BNDES -Projetos Amazônia- (b) T JLP+ I, 76%a.a. 347 329 3.180 3.459

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social- BNDES -Projetos Gasene -China Dev. Bank- (c.) Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social- BNDES -Projetos Gasene- (c.)

No exterior Instituições fmanceiras -Agências Multilaterais de Crédito (d)

BB Fund- Projetos Amazônia (b)

BB Fund- Projetos Gasene (c.)

dólar, 3,2%a.a.

TJLP+ I ,96%a.a.

dólar, libor + 0,27% a.a. até 1,64% a.a.

0,60%a.a. até 1,20%a.a.

dólar, libor 3m+ 2,45%a.a.

114 1.124

340 2.742

79 68 245 287

1.251 1.425

2.919

Total 1.003 1.758 17.268 8.749

(a) Gasodutos- 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 Dívida 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, sendo do principal a partir de setembro de 2016 e juros à taxa de 7,43% a.a., desde setembro de 2009, sujeito à atualização monetária conforme a flutuação da cotação do dólar norteamericano.

34



11. Financiamentos (Continuação)

(b) Projetos de gás natural na Amazônia

Em 2011, a Sociedade mantinha um saldo de financiamento junto ao BNDES de R$ 3.527, sendo que R$ 24 foi sacado em 2011, 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 o montante de R$ 1.425, com vencimento repactuado para 17 de junho de 2013 e juros calculados à taxa libor 6 meses+ spread de 0,60% a.a. até 1,20% a.a ..

(c) Projeto Gasene

A partir de novembro de 2011, com a aquisição das ações da Transportadora Gasene, a T AG consolidou os financiamentos obtidos com o BNDES, destinados as construções dos gasodutos GASCAC (Cacimbas-Catu) e GASCAV (Cabiúnas-Vitória), no montante de R$3.009, com juros calculados a TJLP + 1,96% a.a. e o montante de R$ 1.320, 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, para os mesmos projetos, no montante de R$ 2.812, com vencimento repactuado para 15 de dezembro de 2022 e juros calculados a taxa libor 3 meses + spread de 2,45% a.a ..

35



11. Financiamentos (Continuação)

(d) Financiamentos da TBG com agências multilaterais de crédito

Em novembro e dezembro de 1998 foram assinados contratos de financiamento com as agências multilaterais de crédito, pelo montante de US$ 51 O milhões, com prazos variando de 15 a 20 anos, e saques efetuados a partir de 1999, cujos saldos em 31 de dezembro de 2011e 2010 são compostos como segue:

Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID)

Banco Internacional para Reconstrução e Desenvolvimento (BIRD)

Corporación Andina de Fomiento (CAF)

Banco Europeu de Investimento (BEl)

Circulante Não circulante

2011

186

41

34

63 324

79 245

2010

188

59

45

63 355

68 287

(e) Vencimentos do principal e juros dos financiamentos no passivo não circulante

2011 2010

2012 529 2013 2.229 518 2014 773 491 2015 774 492 2016 em diante 13.492 6.719

17.268 8.749

36



12.Empréstimos subordinados de demais acionistas

Os empréstimos com demais acionistas da TBG totalizavam em 31 de dezembro de 2011, R$ 179 (R$ 160 em 31 de dezembro de 201 0). 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.

Circulante BBPP Holding Ltda. YPFB Transporte do Brasil Holding Ltda

Não circulante BBPP Holding Ltda. YPFB Transporte do Brasil Holding Ltda Bear Gás Participações Ltda. AEI América do Sul Holding Ltda.

13.Despesa por natureza

Serviço de redespacho - transporte de gás natural Depreciação e amortização Operação e manutenção Despesa com pessoal Aluguel de compressores e serviços de compressão Serviços contratados, fretes, aluguéis e encargos gerais

Custo do produto vendido Despesas gerais e administrativas

37

2011 2010

2 2 1 1 ----3 3

105 93 43 38 14 13 14 13 ----

176 157 ----179 160

2011 2010

615 452 718 92 124 38 55 53

166 82 460 316 ----

2.138 1.033 ====--2.011 920

127 113 ----2.138 1.033 ========-==



14.Impostos e contribuições sociais

a. Impostos, contribuições sociais a recuperar


Ativo circulante ICMS a recuperar 246 147 PASEP/COFINS a recuperar 10 3 Imposto de renda a recuperar 145 315 Contribuição social a recuperar 34 95 Outros impostos a recuperar 10 8

445 568

Não circulante ICMS a recuperar 338 167 PASEP/COFINS a recuperar 918 766

1.256 933


3 77 83 11 10

88 96

48 48 48 48

Créditos de ICMS e PASEP/COFINS originados das aquisições de ativos imobilizados pela T AG de acordo com a Lei Complementar n° 87/1996. A Administração da Sociedade espera realizar estes créditos com as operações futuras sobre as quais haverá incidência de ICMS.

b. Impostos e contribuições sociais a recolher


Passivo circulante ICMS 30 15 PASEP/COFINS 47 34 Imposto de renda e contribuição social

correntes 224 463 40 32 Outras taxas 16 23

317 535 41 33

38



14. Impostos e contribuições sociais (Continuação)

c. Impostos e contribuição social diferidos- não circulante


Ativo -Não circulante Imposto de renda e contribuição social diferidos 271 196

Passivo- Não circulante Imposto de renda e contribuição social diferidos 521 556

d. Imposto de renda e contribuição social diferidos


48 48 =

11 9

Os fundamentos e as expectativas para realização dos ativos e obrigações fiscais diferidos estão apresentados a seguir:

Imposto de renda e contribuição social diferidos ativos não circulantes

Natureza

Prejuízos fiscais Diferenças temporárias Total

Consolidado

56 215 271

2011

Realização do imposto de renda e da contribuição social diferidos

2013 2014 2015 2016 em diante Total

Expectativa de realização Consolidado

Imposto de Imposto de renda renda e CSLL e CSLL diferidos

diferidos ativos

39

87 30 30

124 271

passivos

173 58 58

267 556

Controladora

48 48

Controladora Imposto de

renda e CSLL diferidos ativos

48

48



14. Impostos e contribuições sociais (Continuação)

e. Reconciliação do imposto de renda e contribuição social sobre o lucro

A reconciliação do imposto e contribuição social apurado conforme alíquotas nominais e o valor registrados nos exercícios sociais de 2011 e de 201 O estão apresentados a seguir:


Lucro antes do imposto de renda e da contribuição social 1.183 1.971 879 1.247

Imposto de renda e contribuição social sobre: o lucro às alíquotas de 25% e 9%, respectivamente (402) (670) (299) (424)

Ajustes para apuração da alíquota efetiva: Adições/exclusões permanentes e temporárias, líquidas 29 (19) 13 6 Participação em controladas e coligadas 91 91 244 386 Demais itens

Despesa com formação de provisão para imposto de renda e contribuição social (282) (598) (42) (32)

Imposto de renda e contribuição social diferida 397 (95) (2) Imposto de renda e contribuição social corrente ~6792 ~5032 ~402 P22

(2822 (5982 (42) (322

15.Crédito para futuro aumento de capital

O saldo de crédito para futuro aumento de capital da Petrobras em 31 de dezembro de 201 O (R$ 340) refere-se a recursos adiantados pelo acionista controlador para a implementação da malha dutoviária na TAG, no qual foi totalmente integralizado em 2011 (Notas Explicativas n° 10 e 15-a).

40



16.Patrimônio líquido

a. Capital

Em 27 de abril de 2011, em Assembleia Geral Extraordinária, foi aprovado o 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$ 426 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.

O capital subscrito e integralizado em 31 de dezembro de 2011 é de R$ 6.615 (R$4.890 em 2010), estando representado por 3.877.812 ações (3.168.917 em 2010) sendo 3.102.941 ações ordinárias (2.535.698 em 201 0), 6.929 ações preferenciais classe "A" (5.663 em 2010) e 767.942 ações preferenciais classe "B" (627.556 em 2010), todas sem valor nominal, do qual a Petrobras é detentora de 99,99%.

As ações preferenciais não asseguram direito de voto, são inconverstvets em ações ordinárias e vice-versa. Os portadores de ações preferenciais têm prioridade no caso de reembolso do capital e na distribuição de um dividendo mínimo de 6%, calculado sobre o valor nominal dessas ações, participando em igualdade de condições com as ordinárias nos aumentos de capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros.

As ações preferenciais participarão, não cumulativamente, em igualdade de condições com as ações ordinárias na distribuição dos dividendos, quando os mesmos forem superiores ao percentual mínimo de 6%. As ações preferenciais da classe "A" destinamse exclusivamente à subscrição e integralização com recursos do Fundo de Investimento do Nordeste- FINOR.

b. Reserva de capital

Refere-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 11.638/07 e da Lei 11.941109 esse saldo deve ser mantido nessa conta até sua total utilização, na forma prevista na Lei 6.404/76.

41



16. Patrimônio líquido (Continuação)

c. Reserva legal

Constituída mediante apropriação de 5% do lucro líquido de cada exercício, em conformidade com o Artigo 193 da Lei n° 6.404176.

d. Reserva de retenção de lucros

A constituição de reserva de retenção de lucros destinava-se à aplicação em investimentos relacionados com a distribuição de gás natural e expansão da malha de gasodutos para distribuição do referido gás, previstos em orçamento de capital, em conformidade com as diretrizes estabelecidas pelo artigo 196 da Lei n° 6.404176 (alterado pela Lei no 10.303/2001).

e. Reserva especial

Constituída com base nos parágrafos 4° e 5° 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 corno dividendos, assim que permitir a situação financeira da Sociedade.

f. Dividendos

Aos acionistas é garantido um dividendo mínimo e/ou juros sobre capital próprio de 25% do lucro líquido do exercício ajustado, na forma da Lei das Sociedades por Ações.

As ações preferenciais de classes "A" e "B" têm prioridade no caso de reembolso de capital e na distribuição de um dividendo mínimo, não cumulativo, de 6% sobre o valor nominal da ação, participando, em igualdade de condições com as ações ordinárias, nos aumentos do capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros.

42




f. Dividendos - Continuação

Os dividendos propostos, em 31 de dezembro de 2011, no montante de R$ 238 (R$ 102,36 por ação ordinária e R$ 51,28 por ação preferencial), sendo R$ 159 para as ações ordinárias e R$ 79 para as ações preferenciais, serão pagos na data a ser fixada em Assembleia Geral Ordinária de Acionistas, atualizado monetariamente, de acordo com a variação da taxa SELIC, a partir de 31 de dezembro de 2011.

O cálculo dos dividendos está demonstrado a seguir:

2011 2010

Lucro líquido do exercício 837 1.215

Apropriação: Reserva legal (42) (61)

Lucro básico para determinação do dividendo 795 1.154 Reversão dos lucros retidos (retenção) para investimentos 162

Lucro ajustado 795 1.316

Dividendo proposto limitado a 25% 238 289 Reserva especial (Nota Explicativa n° 16-e) 1.027 Dividendo adicional proposto (Nota Explicativa no 16-g) 557

795 1.316

Os portadores de ações preferenciais têm prioridade no caso de reembolso do capital e na distribuição de um dividendo mínimo de 6%, calculado sobre o valor nominal dessas ações, participando em igualdade de condições com as ordinárias nos aumentos de capital social decorrentes de incorporação de reservas e lucros, conforme disposto no art. 4° do Estatuto Social, aprovado na Assembleia Geral Extraordinária, realizada em 16 de dezembro de 2011.

43




g. Dividendo adicional proposto

De acordo com a Interpretação Técnica ICPC 08 - Contabilização da Proposta de Pagamento de Dividendos, os dividendos propostos que excederem ao mínimo obrigatório previsto em lei ou estatuto, desde que não sejam pagos antecipadamente, deverão ser mantidos no patrimônio líquido em conta específica, até a deliberação da Assembleia Geral de acionistas.

Em 31 de dezembro de 2011, o dividendo adicional proposto era de R$ 557 (R$ 143,63 por ação), sendo R$ 446 para as ações ordinárias e R$ 111 para as ações preferenciais.

h. Contribuição adicional de capital

Em 24 de junho de 2010, a Companhia de Geração Termoelétrica Manauara foi adquirida pela Transportadora Urucu Manaus S.A. -TUM, tendo sido incorporada em 29 de junho de 2010.

Em OS de agosto de 2010, a Transportadora Associada de Gás S.A. - TAG exerceu a opção de compra da TUM e a incorporou em 18 de agosto de 2010. O efeito no patrimônio líquido da transação, como contribuição adicional de capital, foi de R$ 170.

Em 11 de novembro de 2011, a Transportadora Associada de Gás S.A.- TAG exerceu a opção de compra de 100% das ações da Transportadora Gasene S.A. - Gasene, conforme previsão contratual. Essa operação resultou em efeito de R$ 705 como contribuição adicional de capital.

17.Processos judiciais

Processos judiciais provisionados

A 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.

44



17. Processos judiciais (Continuação)

Processos judiciais provisionados (Continuação)

Em 31 de dezembro de 2011 e 201 O, essas provisões são apresentadas da seguinte forma, de acordo com a natureza das correspondentes causas:

Reclamações trabalhistas Processos cíveis Processos fiscais Outras contingências

Total do passivo não circulante


1 71

3 10

85

1 71

72


67 67

67 67

Processos judiciais não provisionados

Apresentamos a seguir a situação atual dos principais processos legais considerados como perdas possíveis:

Natureza llcsuição c' alo r Situação atual

Autor: Transportadora Associada de Gás -TAG

Processo no: 2006.001.120416-3

Perdas e Danos pelo inadimplemento do contrato

Autor: Secretaria Estadual de Fazenda do Estado do Rio de Janeiro

A.!. no 03.328592-5

Recolhimento incorreto do Diferencial de Alíquota pela TAG nas operações interestaduais de compra de material de consumo

Cível

R$ 54

Ação movida pela TAG contra o Consórcio Masa em função de inadimplemento do contrato. Todavia, em 08/03/20 I O, apesar de ser autora da ação, a T AG foi condenada em I o instância ao pagamento dos prejuízos do Consórcio no ano de 2005 e a devolução do seguro de recebido após o ajuizamento da causa.

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

R$16

45



17. Processos judiciais (Continuação)

Processos judiciais não provisionados (Continuação)

Na I urna lksrrirào ~\alo r Situado atual

Autor: Secretaria Estadual de Fazenda do Estado do Rio de Janeiro

A.l. n• 03.257598-7

Aproveitamento indevido de crédito de ICMS nas operações de vendas por entrega futura.

Autor : MPE Montagens e Projetos Especiais S.A.

Indenização de perdas e danos por desequilíbrio econômico-financeiro do contrato

Autor: Mendes Junior Trading e Engenharia Ltda

Indenização por conta de prejuízos na execução de serviços contratados

Tributária Recurso interposto perante instância administrativa.

R$13

Cível

R$ 82

Cível

R$29

46

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

Ação indenizatória contra a TBG pleiteando indenização por conta de prejuízos decorrentes da alta dos preços de produtos e materiais e da variação cambial ocorridos ao longo do contrato.



18.Instrumentos financeiros

A Sociedade e suas controladas mantêm operações com instrumentos financeiros. A administração desses instrumentos é efetuada por meio de estratégias operacionais e controles internos visando assegurar sua liquidez e rentabilidade. A política de controle consiste em acompanhamento permanente das condições contratadas versus condições vigentes no mercado.

Em 31 de dezembro de 2011 e 201 O, 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 corporativos e aplicados por sua controladora Petrobras. Tais controles estão relacionados principalmente à identificação de possíveis derivativos embutidos e orientação relacionada ao tratamento contábil a ser dado pelas empresas do sistema Petrobras. Durante os exercícios findos em 31 de dezembro de 2011 e 201 O não foram identificados derivativos embutidos nas operações da Sociedade.

47



18.1nstrumentos financeiros (Continuação)

Todas as operações com instrumentos financeiros estão reconhecidas nas demonstrações contábeis da Sociedade e estão demonstradas abaixo em 31 de dezembro de 2011 e 2010:

Consolidado Controladora Consolidado Controladora Ativo 31.12.2011 31.12.2010 31.12.2011 31.12.2010 Passivo 31.12.2011 31.12.2010 31.12.2011 31.12.2010

Ci...,ulaote

Ci...,ulaote Financiamentos 1.001 1.759 Caixa e equivalentes de caixa 1.522 198 323 52 Fornecedores 476 859 Contas a receber - Partes relacionadas 1.083 590 38 34 Contas a P81!111" - partes relacionadas 552 456 44 41 Contas a receber, líquidas- clientes 54 8 5 2 2.029 3.074 44 41

2.659 796 366 88 Nilo ci...,nlante

Nilo d"'ulante Financiamentos 17.268 8.749

Contas a receber- partes relacionadas 38 32 872 845 Contas a P81!111" - partes relacionadas 1.343 733 Adiantamento a fornecedores 63 125 Emprésünos de demais acionistas 177 157 Crédito para futuro aumento de capital 200 340 Crédito para futuro aumento de 340 340 Depósitos vinculados 45 44 18.788 9!T/9 340 Ativo Financeiro 23

__lli_ 201 1.072 1.185 Patrimônio liquido Capital realilado 6.615 4.890 6.615 4.890

2.828 997 1.438 1.273 27.432 17.943 6.659 5.271

48



18.Instrumentos financeiros (Continuação)

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

a. Risco de taxa de juros

Decorre da possibilidade de a Sociedade e suas controladas sofrerem ganhos ou perdas relativos às oscilações de taxas de juros incidentes sobre seus ativos e passivos financeiros. Visando à mitigação desse tipo de risco, a Sociedade e suas controladas seguem as orientações corporativas para as empresas do Sistema Petrobras.

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:

To tal com taxas fixas Total com taxas variáveis

2011 2010

464 253 717

434 318 752

O custo médio ponderado dos empréstimos e financiamentos em 20 11 foi de 3,41% (3,52% em 2010)

b. Risco de taxa de câmbio

O 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 utilizadas pela Sociedade e suas controladas para a aquisição de equipamentos ou serviços e a contratação de instrumentos financeiros. Além de valores a pagar e a receber em moedas estrangeiras, a Sociedade e suas controladas não tem fluxos operacionais em outras moedas. A Sociedade e suas controladas avaliam permanentemente essas oscilações, procurando renegociar suas dívidas na medida em que essas impactam significativamente seus fluxos financeiros.

49




b. Risco de taxa de câmbio - Continuação

A exposição cambial da TBG e T AG em 31 de dezembro de 2011 está concentrada em seus empréstimos e financiamentos, conforme demonstrado a seguir:

Com instituições financeiras, em dólar norte-americano - T AG Com instituições financeiras, em dólar norte-americano - TBG

Com os demais acionistas, em dólar norte-americano - TBG

2011

11.338 323

11.661

180 11.841

2010

6.365 355

6.720

160 6.880

Conforme descrito na Nota Explicativa n° 11, a T AG e TBG possuem financiamentos sujeitos à variação cambial do Dólar norte-americano, cujos saldos estão valorizados pela taxa de fechamento de R$ 1,87 51, em 31 de dezembro de 2011.

Na TBG os adiantamentos recebidos da Petrobras por conta de capacidade de transporte TCO, cujo saldo em 31 de dezembro de 2011 era de R$ 778 (R$ 752 em 31 de dezembro de 2010), 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 norteamericano, conferindo proteção cambial natural a longo prazo.

Para os compromissos de curto prazo, a TBG tem como política minimizar o impacto das variações cambiais, através da aplicação de recursos em fundos cambiais atrelados à variação do dólar norte-americano.

c. Risco de taxa de crédito

Decorre da possibilidade das Sociedades distribuidoras de gás natural ("Distribuidoras") sofrerem perdas decorrentes de inadimplência de suas contrapartes em operações de "Take or Pay", que são pagamentos antecipados efetuados pelas Distribuidoras pela retirada a menor do volume de gás natural contratado junto ao fornecedor. Para mitigar esses riscos, as Distribuidoras adotam como prática a análise das situações financeira e patrimonial de suas contrapartes, assim como a definição de limites de crédito e acompanhamento permanente das posições em aberto.

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d. Análise de sensibilidade

• Risco de taxa de câmbio

A seguinte análise de sensibilidade foi realizada para os instrumentos financeiros com risco de taxa de câmbio, considerando que o cenário provável é o valor dos instrumentos financeiros em 31 de dezembro de 2011, que os cenários possível e remoto consideram a deterioração na variável de risco de 25% e 50%, respectivamente, em relação a estas mesmas datas.

Cenários Provável Possível Remoto

Financiamentos (dólar norte-americano) 12.055 3.014 6.027

• Risco de taxa de juros

A 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 31 de dezembro de 2011 pelas mesmas 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:

Financiamentos (TJLP) Financiamentos (Libor)

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Provável

7.138 4.782

Cenários Possível

7.240 4.871

Remoto

7.342 4.959



19.Benefícios concedidos a empregados- TBG

A partir de 1 o de agosto de 2009, a TBG implementou o Plano de Previdência Complementar, denominado Plano Petros TBG, que está estabelecido na modalidade de contribuição definida (CD), para os beneficios previdenciários, e possui contribuição variável para os beneficios de risco.

As coberturas de risco abrangem, para o participante, renda de auxílio doença, renda de aposentadoria por invalidez e pecúlio por invalidez; e para seus beneficiários abrange pecúlio por morte e renda de pensão por morte, as quais estão cobertas por apólice de seguro contratada de seguradora, a qual arcará com todos os possíveis riscos decorrentes da doença, invalidez e da morte do participante.

A parcela do plano com característica de contribuição definida destina-se à formação de reserva para aposentadoria, possuindo as modalidades de renda de aposentadoria normal, renda de aposentadoria antecipada e renda de aposentadoria diferida, e foi reconhecida no resultado do exercício conforme as contribuições são efetuadas. A contribuição da TBG para a parcela de contribuição definida deste plano em 2011 foi de R$ 2 (R$ 2 em 2010).

Em 06 de agosto de 201 O, a Administração da TBG dirigiu expediente à Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS, requerendo a adesão da Sociedade ao Plano Petros 2 e retirada do patrocínio ao Plano Petros TBG, em conformidade com cláusula específica constante do Acordo Coletivo de Trabalho assinado em 11 de dezembro de 2009. Há expectativa de migração para o Plano Petros 2 no primeiro semestre de 2012.

20.Cobertura de seguro

A responsabilidade pela contratação e manutenção do seguro é da Petrobras. Em 31 de dezembro de 2011, a Sociedade possuía cobertura de seguros para os bens sujeitos a riscos por montantes considerados suficientes para cobrir eventuais sinistros, considerando a natureza de sua atividade. As premissas de riscos adotadas, dada a sua natureza, não fazem parte do escopo de uma auditoria de demonstrações contábeis, conseqüentemente não foram examinados pelos nossos auditores independentes.

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21.Participações dos empregados

A participação dos empregados nos lucros ou resultados (PLR) tem por base as disposições legais vigentes, bem como as diretrizes estabelecidas pelo Departamento de Coordenação de Governança das Empresas Estatais - DEST do Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão, e pelo Ministério de Minas e Energia, estando relacionada ao lucro líquido do Sistema Petrobras.

No exercício de 2011 e 2010, as controladas da Sociedade, fundamentadas nas premissas sob referência, provisionaram R$ 7 de PLR.

22.Eventos subsequentes

Acordo de Investimentos para parceria na Gas Brasiliano Distribuidora

Em 8 de fevereiro de 2012, a Petrobras Gás S.A. - Gaspetro, a Gas Brasiliano Distribuidora S.A. - GBD e a Companhia Energética de Minas Gerais - Cemig assinaram um Acordo de Investimentos que prevê o ingresso da Cemig no capital social da GBD, resultando em uma sociedade com 60% de participação da Gaspetro e 40% da Cemig. Atualmente a GBD é 100% controlada pela Gaspetro.

A implementação desse Acordo está sujeita a aprovação dos órgãos reguladores competentes e a conclusão da operação está prevista para ocorrer durante o ano de 2012.

* * *

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PETROBRAS GÁS S.A. - GASPETRO (Controlada da Petróleo Brasileiro S.A.- PETROBRAS)

CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO E DIRETORIA 31 DE DEZEMBRO DE 2011 E 2010


JOSÉ SÉRGIO GABRIELLI DE AZEVEDO Presidente

MARIA DAS GRAÇAS SILVA FOSTER Conselheira

GUILHERME DE OLIVEIRA ESTRELLA Conselheiro

RENATO DE SOUZA DUQUE Conselheiro

ESTHER DWECK Conselheira

MARCO ANTONIO MARTINS ALMEIDA Conselheiro

DIRETORIA EXECUTIVA

RICHARDOLM Presidente em exercício

F Á TIMA VALÉRIA ARAÚJO BARROSO PEREIRA Diretora

RICHARDOLM Diretor

CARLOS HENRIQUE VIEIRA CÂNDIDO DA SILVA Contador

CRC-RJ-062.563/0-5

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ANEXO X


ANEXO XI


ANEXO XII


ANEXO XIII


ANEXO XIV


ANEXO XV


relatorio gestao petrobras 2011

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