COMISIÓN DE VALORES DE LOS ESTADOS UNIDOS (SEC)  WASHINGTON, D.C. 20549 

FORMULARIO 20‐F  INFORME ANUAL  DE CONFORMIDAD CON EL ARTICULO 13 o 15(d)   DE LA LEY DEL MERCADO DE VALORES (SECURITIES EXCHANGE ACT) DE 1934  Ejercicio Económico finalizado el 31 de diciembre de 2008       Número de Registro en la Comisión: 001‐15106  Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS  (Razón Social exacta del declarante tal como figura en sus Estatutos)    Brazilian Petroleum Corporation – Petrobras  (Nombre del declarante en inglés)    República Federativa del Brasil  (Jurisdicción de constitución o inscripción) 

Número de Registro en la Comisión: 001‐33121  Petrobras International Finance Company  (Razón Social exacta del declarante tal como figura en sus Estatutos)          Islas Caimán  (Jurisdicción de constitución o inscripción)    Harbour Place  th 103 South Church Street, 4  floor  P.O. Box 1034GT ‐ BWI  George Town, Grand Cayman  Islas Caimán  (Domicilio de la sede principal de los negocios)    Sérvio Túlio da Rosa Tinoco  (55 21) 3224‐1410 – [email protected]  Avenida República do Chile, 65 – Piso 3  20031‐912 – Rio de Janeiro – RJ  Brasil    (Nombre, teléfono, e‐mail y/o fax y domicilio  de la persona de contacto de la compañía) 

Avenida República do Chile, 65   20031‐912 – Rio de Janeiro – RJ   Brasil  (Domicilio de la sede principal de los negocios)    Almir Guilherme Barbassa  (55 21) 3224‐2040 – [email protected]  Avenida Republica Do Chile 65 – Piso 23  20031‐912 – Rio de Janeiro – RJ  Brasil        (Nombre, teléfono, e‐mail y/o fax y domicilio  de la persona de contacto de la compañía) 

  Títulos registrados o a registrar de conformidad con el Artículo 12(b) de la Ley:      

 

Nombre de las Bolsas en que cotiza:      Acciones ordinarias de Petrobras, sin valor nominal   Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)*  American  Depositary  Shares  (ADS)  de  Petrobras  (representadas  por  Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)  American  Depositary  Receipts  (ADR)),  que  representan  2  acciones  ordinarias cada una  Acciones preferidas de Petrobras, sin valor nominal*   Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)*  American  Depositary  Shares  (ADS)  de  Petrobras  (representadas  por  Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)  American  Depositary  Receipts  (ADR)),  que  representan  2  acciones  preferidas cada una  Obligaciones Globales de PifCo al 6,125% con vencimiento en 2016  Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)  Obligaciones Globales de PifCo al 5,875% con vencimiento en 2018  Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)  Obligaciones Globales de PifCo al 7,875%, con vencimiento en 2019  Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)    *  No para negociación, sino sólo en relación con el registro de American Depositary Shares, de conformidad con lo dispuesto por la Bolsa de Valores de Nueva York.  Títulos registrados o a registrar de conformidad con el Artículo 12(g) de la Ley: Ninguno  Títulos respecto de los cuales existe obligación de presentar información de conformidad con el Artículo 15(d) de la Ley:  Título de cada clase:  Obligaciones Senior de PifCo al 9,750% con vencimiento en 2011  Obligaciones Globales de PifCo al 9,125% con vencimiento en 2013  Obligaciones Globales de PifCo al 7,75% con vencimiento en 2014  Obligaciones Globales de PifCo al 8,375% con vencimiento en 2018    Cantidad de acciones en circulación de cada clase de Petrobras y PifCo al 31 de diciembre de 2008:  5.073.347.344 acciones ordinarias de Petrobras, sin valor nominal  3.700.729.396 acciones preferidas de Petrobras, sin valor nominal  300.050.000 acciones ordinarias de PifCo, con un valor nominal de U$S1 cada una    Indique con una X si el declarante es un emisor experimentado y reconocido, tal como se define en la Norma 405 de la Ley de Títulos Valores.  Sí ⌧  No …   Si este informe es un informe anual o provisorio, indique con una X si el declarante está exento de la presentación de informes de conformidad con el Artículo 13 o 15(d)  de la Ley del Mercado de Valores de 1934.  Sí … No ⌧   Indique con una X si el declarante (1) ha presentado todos los informes exigidos por el Artículo 13 o 15(d) de la Ley del Mercado de Valores de 1934 durante los 12 meses  anteriores  (o  durante  el  período  menor  en  que  se  exigió  que  el  declarante  presentara  tales  informes),  y  (2)  ha  estado  sujeto  a  tal  exigencia  de  presentar  informes  durante los últimos 90 días.  Sí ⌧  No …  Indique con una X si el declarante ha presentado por medios electrónicos y ha publicado en el sitio web de la compañía, si lo hubiera, los Archivos de Datos interactivos  exigidos  por la Norma 405  de la Regulación S‐T  (art. 232.405 de este  capítulo)  durante  los 12 meses anteriores  (o durante  el período menor en que se  exigió  que el  declarante presentara y publicara tales archivos) N/A    S텠  No …  Indique con una X si el declarante está sujeto a la condición de “large accelerated filer” (presentación acelerada para compañías de gran capitalización), “accelerated  filer” (presentación acelerada) o “non‐accelerated filer” (presentación normal). Véase la definición de “accelerated filer” en la Norma 12b‐2 de la Ley del Mercado de  Valores (indique uno):  Título de cada clase: 

 

 

 

    Large accelerated filer ⌧  [Petrobras] Accelerated filer …    Non‐accelerated filer ⌧ [PifCo]  Indique con una X los criterios contables utilizados por el declarante en la preparación de los estados contables incluidos en esta presentación:   GAAP de los E.E.U.U.  ⌧ Normas Internacionales para Presentación de Informes Financieros emitidas   por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB)  …          Otros  …  En el caso de haber indicado “Otros” en la respuesta a la pregunta anterior, indique con una X el item que el declarante ha decidido elegir en relación con los estados  contables.  Item 17 … Item 18 …    Si este es un informe anual, indique con una X si el declarante es una sociedad sin actividad (shell company) (según se define en la Norma 12b‐2 de la Ley del Mercado de  Valores)  Sí … No ⌧ 

 

 

 

 

  INDICE  Página  Declaraciones Prospectivas .......................................................................................................................................... 1  Glosario de Términos de la Industria del Petróleo ........................................................................................................3  Tabla de Conversión ......................................................................................................................................................5  Abreviaturas ..................................................................................................................................................................6  Presentación de Información Financiera.......................................................................................................................8  Petrobras......................................................................................................................................... 8   PifCo ..................................................................................................................................................8  Acontecimientos Recientes .........................................................................................................................................10  Presentación de Información sobre Reservas .............................................................................................................10  PARTE I  Item 1.  Datos de los Consejeros, Principales Ejecutivos y Asesores ........................................................…11  Item 2.  Estadísticas de Oferta y Cronograma Estimado ..............................................................................11  Item 3.  Información Clave ...........................................................................................................................11  Información Financiera Seleccionada .............................................................................................11  Tipos de Cambio..............................................................................................................................14  Factores de Riesgo ..........................................................................................................................15  Riesgos  Relacionados con Nuestras Operaciones ..........................................................................15  Riesgos Relacionados con PifCo ......................................................................................................20  Riesgos Relacionados con la Relación entre Petrobras y el Gobierno Brasileño ............................21  Riesgos Relacionados con Brasil......................................................................................................21  Riesgos Relacionados con Nuestras Acciones y Títulos de Deuda ..................................................23  Información sobre la Compañía ......................................................................................................27   Item 4.  Historia y Desarrollo........................................................................................................................27   Descripción General del Grupo .......................................................................................................27   Exploración y Producción................................................................................................................31  Suministro (Downstream – Brasil) ..................................................................................................41  Distribución.....................................................................................................................................47  Gas y Energía (Gas, Energía y Renovables—Brasil) .........................................................................49   Internacional ...................................................................................................................................59   Información sobre PifCo..................................................................................................................67  Estructura Organizacional ...............................................................................................................70  Bienes de Uso..................................................................................................................................72   Reglamentación de la Industria del Petróleo y el Gas en Brasil......................................................72   Iniciativas Relacionadas con la Salud, la Seguridad y el Medio Ambiente ......................................75  Seguro .............................................................................................................................................76   Item 4A.  Comentarios no Resueltos del Personal .........................................................................................77  Item 5.  Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras ............................................................................77  Análisis de la Situación Financiera y de los Resultados de las Operaciones de Petrobras..............77  Información General .......................................................................................................................77   Volúmenes de Venta y Precios........................................................................................................78  Efecto de los Impuestos sobre las Ganancias de la Compañía........................................................79  Inflación y Variación del Tipo de Cambio........................................................................................79  Resultados de las Operaciones .......................................................................................................80  Resultados de las Operaciones—2008 comparado con 2007.........................................................81  Resultados de las Operaciones—2007 comparado con 2006....................................................... 88  Información Adicional sobre los Segmentos de Negocio.............................................................. 96  Análisis de la Situación Financiera y de los Resultados de las Operaciones de PifCo ................... 97   Información General ..................................................................................................................... 97  Compra y Venta de Crudo y Productos Derivados del Petróleo ................................................... 97  Resultados de las Operaciones—2008 comparado con 2007....................................................... 98 

i     

  

Item 6. 

Item 7. 

Item 8. 

Item 9. 

Item 10. 

Item 11. 

Item 12.  Item 13.  Item 14.  Item 15. 

Resultados de las Operaciones—2007 comparado con 2006....................................................... 99   Liquidez y Recursos de Capital ......................................................................................................100  Petrobras.......................................................................................................................................100  PifCo ..............................................................................................................................................103   Obligaciones Contractuales...........................................................................................................108   Petrobras.......................................................................................................................................108  PifCo ..............................................................................................................................................108   Políticas Contables y Estimaciones Relevantes.............................................................................109   Impacto de las Nuevas Normas Contables....................................................................................113  Investigación y Desarrollo .............................................................................................................115   Tendencias del Mercado...............................................................................................................116   Consejeros, Principales Ejecutivos y Empleados...........................................................................117  Consejeros y Principales Ejecutivos ..............................................................................................117   Remuneración...............................................................................................................................123  Titularidad de las Acciones............................................................................................................123   Consejo Fiscal................................................................................................................................123   Comité de Auditoría de Petrobras ................................................................................................125   Otros Comités Asesores ................................................................................................................126   Ombudsman de Petrobras ............................................................................................................126   Comités Asesores de PifCo............................................................................................................126  Empleados y Relaciones Laborales ...............................................................................................126  Principales Accionistas y Operaciones con Partes Relacionadas ..................................................129  Principales Accionistas ..................................................................................................................129   Operaciones de Petrobras con Partes Relacionadas.....................................................................129   Operaciones de PifCo con Partes Relacionadas ............................................................................130   Información Financiera .................................................................................................................133   Estados Contables Consolidados de Petrobras y Otra Información Financiera ............................133   Estados Contables Consolidados de PifCo y Otra Información Financiera....................................133   Procesos Legales ...........................................................................................................................133   Distribución de Dividendos ...........................................................................................................138   Oferta y Cotización en Bolsa .........................................................................................................138  Petrobras.......................................................................................................................................138   PifCo ..............................................................................................................................................140   Información Adicional ...................................................................................................................141   Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras...................................................................................141  Restricciones Respecto de Titulares no Brasileños .......................................................................149   Transferencia del Control..............................................................................................................149   Divulgación de la Titularidad del Accionista..................................................................................149  Acta Constitutiva y Estatutos de PifCo..........................................................................................149   Contratos Significativos.................................................................................................................153  Controles de Divisas ‐ Petrobras ...................................................................................................153   Impuestos Relacionados con Nuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas.........................154  Impuestos Relacionados con las Obligaciones de PifCo................................................................162   Documentos Presentados .............................................................................................................166   Información Cualitativa y Cuantitativa sobre los Riesgos del Mercado........................................166  Petrobras.......................................................................................................................................166  PifCo ..............................................................................................................................................169   Descripción de Títulos que no sean Acciones ...............................................................................172   PARTE II  Incumplimientos, Dividendos Impagos e Incumplimientos de Pago…………………………………………172   Modificaciones Substanciales de los Derechos de los Tenedores de Títulos y Destino de los Fondos      …..172  Controles y Procedimientos ..........................................................................................................172  Evaluación de Controles y Procedimientos de Divulgación de Información………………………………172  

ii   

 

Informe de la Dirección Relativo al Control Interno de la Información Financiera.......................172  Cambios en los Controles Internos ...............................................................................................173   Item 16A.  Experto Financiero del Comité de Auditoría.................................................................................173   Item 16B.  Código de Etica..............................................................................................................................173   Item 16C.  Servicios y Honorarios del Estudio Contable.................................................................................174   Honorarios de Auditoría y de Otras Funciones .............................................................................174   Políticas y Procedimientos de Aprobación del Comité de Auditoría ............................................175  Item 16D.  Exención de las Normas Relativas a los Comités de Auditoría de Sociedades que                            Cotizan en Bolsa .................................................................................................................................175   Item 16E.  Adquisición de Acciones por parte del Emisor y Compradores Afiliados......................................175   Item 16F.  Cambio del Contador Certificante del Declarante ........................................................................176   Item 16G.  Gobierno Corporativo ...................................................................................................................176   PARTE III  Estados Contables .........................................................................................................................178   Item 17.  Item 18.  Estados Contables .........................................................................................................................178   Item 19  Anexos...........................................................................................................................................179  Firmas ........................................................................................................................................................................184   Firmas ........................................................................................................................................................................185    

iii   

 

DECLARACIONES PROSPECTIVAS    Este  informe  anual  contiene  declaraciones  sobre  hechos  futuros,  conforme  al  significado  del  Artículo 27A de la Ley de Títulos Valores de 1933 y  sus  modificaciones,  y  el  Artículo  21E  de  la  Ley  del  Mercado  de  Valores  de  1934  y  sus  modificaciones,  que  no  se  basan  en  hechos  históricos  y  no  son  garantía  de  resultados  futuros.  Muchas  de  las  declaraciones  sobre  hechos  futuros  contenidas  en  este informe anual se pueden identificar por el uso  de  términos  que  hacen  referencia  al  futuro,  como  por  ejemplo  “considerar”,  “estimar”,  “prever”,  “debería”,  “proyectado”,    “estimación”,  y  “potencial”. Las declaraciones sobre hechos futuros  están  relacionadas  con  los  siguientes  temas,  entre  otros, relativos a Petrobras:  •

estrategia  de  comercialización  y  expansión regional;  

•

perforación  de  pozos  y  actividades de exploración;   actividades  de  exportación;  

•

inversiones  proyectadas  y  presupuestadas  y  otros  costos,  compromisos e ingresos; 

importación 

•

liquidez; y  

•

desarrollo  de  otras  fuentes  de  ingresos.  

nuestra  capacidad  para  descubrir,  adquirir  u  obtener  nuevas  reservas  y  para  desarrollar  las  actuales  en  forma  exitosa; 

•

las  incertidumbres  inherentes  al  cálculo estimativo de nuestras reservas  de  petróleo  y  gas  incluyendo  las  reservas  de  petróleo  y  gas  descubiertas recientemente;  

•

la competencia;  

•

las  dificultades  técnicas  en  la  operación de nuestros equipos y en la  prestación de nuestros servicios; 

•

los  cambios  en  las  leyes  y  reglamentaciones  o  el  incumplimiento  de las mismas;  

•

la  obtención  de  autorizaciones  y  licencias gubernamentales;  

•

los  acontecimientos  políticos,  económicos y sociales en Brasil y en el  exterior;  operaciones  militares,  actos  de  terrorismo  o  sabotaje,  guerras  o  embargos;   

•

el  costo  y  la  disponibilidad  de  seguros  adecuados; y  

•

otros factores analizados más adelante  en “Factores de Riesgo.”  

•

nuestra  capacidad  financiamiento;  

•

las  condiciones  económicas  y  comerciales  generales,  incluidos  los  precios  del  crudo  y  de  otros  commodities,  los  márgenes  de  refinación y el tipo de cambio vigente; 

Estas declaraciones no implican garantía de  resultados  futuros  y  están  sujetas  a  riesgos,  incertidumbres  y  presunciones  que  son  difíciles  de  prever. Por consiguiente, nuestros resultados reales  pueden  diferir  substancialmente  de  los  expresados  o  pronosticados  en  las  declaraciones  sobre  hechos  futuros, como resultado de una variedad de factores  incluyendo los descriptos en “Factores de Riesgo” a  continuación.  

obtener 

1 

 

•

y 

Debido  a  que  estas  declaraciones  sobre  hechos  futuros  están  sujetas  a  riesgos  e  incertidumbres, existen factores importantes por los  que  los  resultados  reales  podrían  diferir  substancialmente  de  los  mencionados  explícita  o  implícitamente. Esos factores incluyen: 

 

las  condiciones  económicas  mundiales  y la actual crisis crediticia global; 

otras 

•

para 

•

 

Las  declaraciones  sobre  hechos  futuros  contenidas  en  este  informe  se  encuentran  expresamente  condicionadas  en  su  totalidad  por  la  presente  declaración  preventiva  y  no  deberá  basarse  en  ellas  para  ninguna  evaluación.  La  Compañía  no  asume  ninguna    obligación  de  actualizar  o  modificar  públicamente  las  declaraciones  sobre  hechos  futuros,  ya  sea  como  resultado  de  nueva  información  o  nuevos  hechos  futuros o por cualquier otra razón.  

subsidiaria  totalmente  controlada  constituida  conforme  a  las  leyes  de  las  Islas  Caimán,  Petrobras  International  Finance  Company  (PifCo).    Las  operaciones de PifCo, que consisten principalmente  en  la  compra  y  venta  de  crudo  y  productos  derivados del petróleo, se describen con más detalle  a continuación.   A  menos  que  el  contexto  requiera  lo  contrario,  los términos  “Petrobras”,  “la Compañía“,  “nosotros”  y  “nuestro/a/os/as”,  se  refieren  a  Petróleo  Brasileiro  S.A.—  PETROBRAS,  sus  subsidiarias  consolidadas  y  sociedades  con  fines  específicos, incluida Petrobras International Finance  Company. El  término  “PifCo”  se  refiere a Petrobras  International Finance Company y sus subsidiarias. 

Los  datos  sobre  reservas  de  crudo  y  gas  natural  presentados  o  descriptos  en  este  informe  son sólo cálculos estimativos, y nuestra producción,  ingresos  y  gastos  reales  relacionados  con  tales  reservas pueden diferir substancialmente de dichas  estimaciones. 

 

Este informe anual corresponde a Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  (Petrobras)  y  a  la 

 

2

GLOSARIO DE TÉRMINOS DE LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO  A  menos  que  el  contexto  indique  lo  contrario,  los  siguientes  términos  tienen  el  significado  atribuido  a   continuación:  ANP ............................................La  Agência  Nacional  de  Petróleo,  Gás  Natural  e  Biocombustiveis,  o  ANP,  es  la  agencia  federal  que  regula  la  industria  del  petróleo,  gas  natural  y  combustibles  renovables en Brasil.   Barriles.......................................Barriles de petróleo crudo.  BSW ...........................................Sedimento y agua de fondo, una medida del contenido de agua y sedimentos del  crudo.  Craqueo catalítico......................El  proceso  por  el  cual  las  moléculas  de  hidrocarburos  se  dividen  (craquean)  en  fracciones menores por la acción de un catalizador.  Unidad de Coquización ..............Recipiente en el que se craquea el bitumen en fracciones.  Condensado...............................Sustancias de hidrocarburos livianos producidas con gas natural que se condensan  en líquido a temperaturas y presiones normales.  Aguas profundas........................Entre 300 y 1.500 metros (984 y 4.921 pies) de profundidad.  Destilación .................................Proceso  por  el  cual  los  líquidos  se  separan  o  refinan  por  vaporización  seguida  de  condensación.  EWT............................................Prueba de pozo de alcance extendido  FPSO...........................................Unidad Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga.  FPU.............................................Unidad Flotante de Producción.  FSO.............................................Unidad Flotante de Almacenamiento y Descarga.  FSRU...........................................Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación, buque que recibe gas natural  líquido y lo convierte en gas para utilización o transporte por gasoducto.  Petróleo crudo pesado ..............Petróleo crudo con densidad API inferior o igual a 22°.  Petróleo crudo intermedio ........Petróleo crudo con densidad API superior a 22° e inferior o igual a 31°.  Petróleo crudo liviano ...............Petróleo crudo con densidad API superior a 31°.  GNL ............................................Gas Natural Licuado.  GLP.............................................Gas  Licuado  de  Petróleo,  que  es  una  mezcla  de  hidrocarburos  saturados  y  no  saturados  con  hasta  cinco  átomos  de  carbono,  utilizado  como  combustible  doméstico.  LGN ............................................Líquidos de gas natural, que son substancias de hidrocarburos livianos producidas  con gas natural, que se condensan en líquido a temperaturas y presiones normales.

 

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Petróleo .....................................Petróleo crudo, incluyendo líquidos de gas natural y condensados.  Sección anterior al estrato de  Formación  geológica  que  contiene  depósitos  de  petróleo  y  gas  natural  ubicada  sal............................................... debajo de una capa evaporítica.  Reservas probadas.....................Reservas  probadas  de  gas  y  petróleo  son  las  cantidades  estimadas  de  petróleo  crudo, gas natural y líquidos de gas natural que los datos geológicos y de ingeniería  demuestran  con  razonable  certeza  que  son  recuperables  en  años  posteriores  de  reservorios conocidos en condiciones operativas y económicas existentes, es decir,  precios y costos a la fecha de la estimación. Los precios incluyen la consideración  de  cambios  en  los  precios  existentes  establecidos  solamente  en  virtud  de  disposiciones  contractuales,  pero  no  debido  a  aumentos  sobre  la  base  de  condiciones futuras.  Las  reservas  desarrolladas  probadas  son  reservas  que  se  estima  pueden  ser  Reservas desarrolladas  probadas.................................... recuperadas  a  través  de  pozos  existentes  con  equipos  y  métodos  operativos  existentes.    El  petróleo  y  el  gas  adicional  que  se  estima  obtener  a  través  de  la  aplicación  de  inyección  de  fluidos  u  otra  técnica  de  recuperación  mejorada  para  complementar  las  fuerzas  naturales  y  mecanismos  de  recuperación  primaria  se  incluyen como “reservas desarrolladas probadas” sólo después de ser probadas en  un  proyecto  piloto  o  de  que  la  operación  de  un  programa  instalado  haya  confirmado,  a  través  de  la  respuesta  de  producción,  que  se  logrará  una  mayor  recuperación.  Las  reservas  no  desarrolladas  probadas  son  reservas  que  se  estima  recuperar  de  Reservas no desarrolladas  probadas.................................... nuevos  pozos  en  una  superficie  no  perforada,  o  de  pozos  existentes  donde  se  requiere  un  gasto  relativamente  significativo  de  reterminado  pero  no  incluyen  reservas  atribuibles  a  una  superficie  en  la  cual  se  contemple  la  aplicación  de  inyección  de  fluidos  u  otras  técnicas  de  recuperación  mejorada,  a  menos  que  dichas  técnicas  hayan  demostrado  ser  efectivas  a  través  de  pruebas  reales  en  el  área  y  en  el  mismo  reservorio.  Las  reservas  en  superficies  no  perforadas  están  limitadas  a  las  unidades  no  perforadas  que  compensan  las  unidades  productivas  cuya producción es razonablemente cierta  en el momento de  la perforación. Las  reservas probadas de otras unidades no perforadas se declaran solamente cuando  se  demuestra  con  certeza  que  existe  continuidad  de  producción  de  la  formación  productiva existente.  SS ...............................................Unidad semi sumergible.  Aguas ultra profundas ...............Más de 1.500 metros (4.921 pies) de profundidad.   

 

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TABLA DE CONVERSIÓN  1 acre 

=  0,0040 km2 

 

1 barril 

=  42 galones (E.E.U.U.) 

=  Aproximadamente 0,13 toneladas de petróleo  

1 boe 

=  1 barril de petróleo crudo  equivalente 

=  6.000 pies cúbicos de gas natural  

1 m3 de gas natural 

=  35,315 pies cúbicos 

=  0,0059 boe  

1 km 

=  0,6214 millas 

 

 

1 km2 

=  247 acres 

 

 

1 metro 

=  3,2808 pies 

 

 

1 tonelada de petróleo  =  1.000 kilos de petróleo crudo   crudo 

     

 

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=  Aproximadamente 7,5 barriles de petróleo  crudo (suponiendo un índice de gravedad de 37°  API a presión atmosférica) 

ABREVIATURAS  

 

bbl 

Barriles 

bn 

Mil millones 

bnbbl 

Mil millones de barriles 

bncf 

Mil millones de pies cúbicos 

bnm3 

Mil millones de metros cúbicos 

boe 

Barriles de petróleo equivalente 

bbl/d 

Barriles por día 

cf 

Pies cúbicos 

GOM 

Golfo de México 

GW 

Gigawatts 

GWh 

un gigawatt de energía suministrada o demandada durante una hora 

km 

Kilómetros 

km2 

Kilómetros cuadrados 

m3 

Metros cúbicos 

mbbl 

Miles de barriles 

mbbl/d 

Miles de barriles por día 

mboe 

Miles de barriles de petróleo equivalente 

mboe/d 

Miles de barriles de petróleo equivalente por día 

mcf 

Miles de pies cúbicos 

mcf/d 

Miles de pies cúbicos por día 

mm3 

Miles de metros cúbicos 

mm3/d 

Miles de metros cúbicos por día 

mmbbl 

Millones de barriles 

mmbbl/d 

Millones de barriles por día 

mmboe    

Mmboe 

mmboe/d 

Mmboe por día 

mmcf 

Millones de pies cúbicos 

mmcf/d 

Millones de pies cúbicos por día 

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mmm3 

Millones de metros cúbicos 

mmm3/d 

Millones de metros cúbicos por día 

mmt/y 

Millones de toneladas métricas por año 

MW 

Megawatts 

MWavg 

Cantidad de energía  (en MWh) dividida por el tiempo (en horas) en el cual se produce  o consume dicha energía 

MWh 

Un megawatt de energía suministrada o demandada durante una hora 

P$ 

Pesos argentinos 

R$ 

Reales brasileños 

t 

Tonelada métrica 

tcf 

Billones de pies cúbicos 

U$S 

Dólares estadounidenses 

/d 

Por día 

/y 

Por año 

 

 

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PRESENTACION DE INFORMACIÓN FINANCIERA  En  este  informe  anual,  las  expresiones  “real,” “reales” o “R$” se refieren a reales brasileños  y  las  expresiones  “dólares  estadounidenses”  o  “U$S”  se  refieren  a  dólares  de  los  Estados  Unidos.  Algunas  cifras  incluidas  en  este  informe  han  sido  redondeadas  y,  en  consecuencia,  los  totales  indicados en algunos cuadros pueden no ser la suma  exacta de las cifras que los componen. 

Consejo  de  Normas  de  Contabilidad  Financiera  de  los  E.E.U.U.  (FASB).  Los  montos  expresados  en  dólares  en  este  informe  han  sido  convertidos  de  reales  al  tipo  de  cambio  vigente  al  cierre  del  período, para los rubros del balance general y al tipo  de cambio promedio del período, para los rubros del  estado  de  resultados  y  del  estado  de  flujo  de  efectivos.   

Petrobras 

A  menos  que  el  contexto  indique  lo  contrario: 

Los  estados  contables  consolidados  auditados  de  Petrobras  y  de  nuestras  subsidiarias  consolidadas al 31 de diciembre de 2008 y de 2007,  y correspondientes a cada uno de los tres ejercicios  del período finalizado el 31 de diciembre de 2008, y  las  notas  correspondientes,  contenidos  en  este  informe  anual,  se  presentan  en  dólares  estadounidenses y han sido preparados de acuerdo  con  los  principios  contables  generalmente  aceptados de los E.E.U.U. (U.S. GAAP). Véase el Item  5. “Análisis y  Perspectivas Operativas y Financieras”  y  la  Nota  2(a)  a  nuestros  estados  contables  consolidados  auditados.  También  publicamos  estados  contables  en  Brasil,  en  reales,  de  acuerdo  con los principios contables determinados por la Ley  Nº  6404/76,  y  sus  modificaciones,  o  Ley  de  Sociedades  de  Brasil  y  las  reglamentaciones  establecidas por la Comissão de Valores Mobiliários  (Comisión  de  Valores  de  Brasil  o  CVM),  o  los  principios  contables  generalmente  aceptados  de  Brasil, que difieren en aspectos significativos de los  principios contables generalmente aceptados de los  E.E.U.U.  Algunos  montos  correspondientes  a  los  ejercicios  2007,  2006,  2005  y  2004  han  sido  reclasificados  para  ajustarlos  a  las  normas  de  presentación  del  ejercicio  actual.    Estas  reclasificaciones  no  han  tenido  impacto  alguno  sobre nuestros resultados. 

los  datos  históricos  contenidos  en  este  informe  no  provenientes  de  los  estados  contables  consolidados  auditados  fueron  convertidos de reales en forma similar; 

•

los montos contenidos en las declaraciones  sobre  hechos  futuros,  incluyendo  inversiones futuras estimadas, se basan en  nuestro Plan Estratégico 2020 que cubre el  período  2008‐2020  y  en  nuestro  Plan  de  Negocios  2009‐2013  y  fueron  proyectados  sobre una base constante y convertidos de  reales en 2009 al tipo de cambio promedio  estimado de R$2,10 por U$S1 y los cálculos  futuros  que  implican  un  precio  supuesto  del  crudo  se  han  calculado  utilizando  un  precio del crudo Brent de U$S58 por barril  para  2009,  U$S61  para  2010,  U$S72  para  2011,  U$S74  para  2012  y  U$S68  por  barril  para  2013,  ajustados  en  relación  con  nuestras diferencias de calidad y ubicación,  a menos que se especifique lo contrario; y  

•

Nuestra  moneda  funcional  en  Brasil  es  el  real. Tal como se describe en la Nota 2(a) a nuestros  estados  contables  consolidados  auditados,  los  montos  expresados  en  dólares  estadounidenses  a  las  fechas  y  por  los  períodos  presentados  en  nuestros  estados  contables  consolidados  auditados  han  sido  calculados  nuevamente  o  convertidos  a  partir de los montos expresados en reales conforme  a  los  criterios  establecidos  en  la  Declaración  N°  52  sobre  Contabilidad  Financiera,  o  SFAS  52,  del 

 

•

el cálculo de las inversiones futuras se basa  en  los  montos  presupuestados  más  recientemente,  que  pueden  no  haberse  ajustado  para  reflejar  todos  los  factores  que podrían afectar dichos montos. 

PifCo  La  moneda  funcional  de  PifCo  es  el  dólar  estadounidense.  Prácticamente  todas  las  ventas  de  PifCo se realizan en dólares estadounidenses y todas  sus  deudas  están  expresadas  en  dólares  estadounidenses.  En  consecuencia,  los  estados  contables consolidados auditados de PifCo al 31 de  diciembre  de  2008  y  2007,  los  correspondientes  a  cada uno de los tres ejercicios del período finalizado 

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el  31  de  diciembre  de  2008  y  las  notas  correspondientes contenidas en este informe anual,  se  presentan  en  dólares  estadounidenses  y  se  prepararon de acuerdo con los principios contables  generalmente  aceptados  de  los  Estados  Unidos  e 

 

incluyen las subsidiarias totalmente controladas por  PifCo:  Petrobras  Europe  Limited,  Petrobras  Finance  Limited,  Bear  Insurance  Company  Limited  (BEAR)  y  Petrobras Singapore Private Limited.   

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ACONTECIMIENTOS RECIENTES   A partir del 31 de diciembre de 2008, PifCo  ha  incurrido  en  deuda  por  U$S1.500  millones  mediante la emisión de obligaciones en el mercado  de capitales internacional y por U$S4.000 millones a  través de diferentes líneas de crédito.  Véase el Item  5. “Análisis y  Perspectivas Operativas y Financieras –  Liquidez  y  Recursos  de  Capital  –  PifCo  –  Deuda  a  Largo  Plazo  incurrida  con  posterioridad  al  31  de  diciembre de 2008.” 

El  19  de  mayo  de  2009,  hemos  concluido  negociaciones  con  China  Development  Bank  en  relación con un préstamo bilateral por el monto de   U$S10.000 millones.  El plazo del préstamo será de  10  años  y  el  producido  se  utilizará  para  financiar  nuestro Plan de Negocios 2009‐2013 y la adquisición  de bienes y servicios a empresas chinas. 

PRESENTACIÓN DE INFORMACIÓN SOBRE RESERVAS   de  los  precios  al  cierre  del  ejercicio  con  el  fin  de  determinar  la  productividad  económica  de  las  reservas en Brasil. 

Las  estimaciones  de  nuestras  reservas  probadas de crudo y gas natural al 31 de diciembre  de 2008 incluidas en este informe fueron calculadas  de  acuerdo  con  las  definiciones  técnicas  establecidas  por  la  Comisión  de  Valores  de  los  E.E.U.U.  (SEC).  DeGolyer  and  MacNaughton  realizó  el  cálculo  estimado  de  la  mayor  parte  de  nuestras  reservas internas al 31 de diciembre de 2008. Todos  los  cálculos  de  reservas  implican  algún  grado  de  incertidumbre.  Véase  el  Item  3.  “Información  Clave  –  Factores  de  Riesgo  –  Riesgos  relacionados  con  Nuestras  Operaciones"  en  relación  con  la  descripción de los riesgos relacionados con nuestras  reservas y su estimación. 

También  registramos  las  estimaciones  de  reservas  correspondientes  a  nuestras  operaciones  internacionales  en  varios  organismos  gubernamentales  en  cumplimiento  de  los  lineamientos  de  la  Sociedad  de  Ingenieros  de  Petróleo  (SPE).  Las  reservas  totales  estimadas  a  nuestras  operaciones  correspondientes  internacionales,  según  los  lineamientos  de  la  SPE,  ascendían a 0,497 mil millones de barriles de crudo  y  LGN  y  2.967  mil  millones  de  pies  cúbicos  de  gas  natural,    representando  un  aumento  de  aproximadamente el 8,24% respecto de las reservas  estimadas de conformidad con la Reglamentación S‐ X,  según  lo  indicado  en  el  presente. Esta diferencia  existe debido a que, a diferencia de lo dispuesto por  la Reglamentación S‐X, los lineamientos técnicos de  la SPE permiten el registro de las reservas en Nigeria  sobre  la  base  de  técnicas  de  recuperación  de  petróleo, tales como inyección de fluidos, en base a  yacimientos similares. 

También  registramos  nuestras  estimaciones  de  reservas  de  gas  y  petróleo  en  organismos  gubernamentales  de  la  mayoría  de  los  países en los que desarrollamos actividades.   El 15  de enero de 2009, registramos la estimación de las  reservas  correspondientes  a  Brasil  en  la  Agência  Nacional de Petróleo (Agencia Nacional de Petróleo  ‐  ANP),  de  acuerdo  con  las  normas  y  reglamentaciones  brasileñas.  Las  reservas  totales  estimadas  ascienden  a  11.900  millones  de  barriles  de  crudo  y  condensado  y  12,7  billones  de  pies  cúbicos  de  gas  natural.  Las  reservas  estimadas  que  registramos  en  la  ANP  y  las  que  presentamos  en  este informe difieren en aproximadamente un 27%.  Esta  diferencia  se  debe  a: (i)  el  requisito  de  la  ANP  de  que  calculemos  nuestras  reservas  probadas  a  través  del  abandono  técnico  de  los  pozos  de  producción, en lugar de limitar la estimación de las  reservas  a  la  duración  de  nuestros  contratos  de  concesión  tal como  lo  estipula  la  Norma 4‐10  de  la  Reglamentación  S‐X  y  (ii)  diferentes  criterios  técnicos  para  el  registro  de  las  reservas  probadas,  incluida  la  utilización  de  datos  símicos  3D  para  establecer  las  reservas  probadas  en  Brasil  y  la  utilización de precios de petróleo promedio en lugar 

 

En  diciembre  de  2008,  la  SEC  realizó  modificaciones  a  sus  normas  de  presentación  de  información relacionada con el petróleo y el gas con  el  fin  de  modernizar  y  actualizar  los  requisitos  de  presentación  de  información  correspondiente  al  petróleo y el gas. Los cambios actualizan la guía para  la  presentación  de  información  en  base  a  los  avances  de  la  industria  en  relación  con  la  determinación  de  las  reservas  de  petróleo  y  gas.   Estamos  estudiando  el  impacto  de  los  nuevos  lineamientos  de  la  SEC  para  la  presentación  de  información  relativa  a  nuestras  reservas  probadas  de petróleo y gas. Los nuevos lineamientos de la SEC  no han entrado en vigencia y no han sido utilizados  para  la  determinación  de  las  reservas  correspondientes al cierre del ejercicio 2008.

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PARTE I    Item 1.  Datos de los Consejeros, Principales Ejecutivos y Asesores   No aplicable.   Item 2.  Estadísticas de Oferta y Cronograma Estimado   No aplicable.  Item 3.  Información Clave    Información Financiera Seleccionada  

  Petrobras  Los  cuadros  siguientes  contienen  información  financiera  consolidada  seleccionada  de  Petrobras,  expresada  en  dólares  estadounidenses  y  preparada  de  acuerdo  con  los  principios  contables  generalmente  aceptados de los Estados Unidos. La información correspondiente a cada uno de los cinco ejercicios del período  finalizado  el  31  de  diciembre  de  2008  fue  tomada  de  nuestros  estados  contables  consolidados  auditados.  La  auditoría de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 fue realizada por KPMG Auditores  Independentes y la correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005 y 2004 estuvo a cargo  de Ernst & Young Auditores Independentes S/S. Esta información deberá leerse junto con los estados contables  consolidados auditados,  incluyendo las notas correspondientes y el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas y  Financieras”, y se encuentra condicionada en su totalidad por referencia a los mismos.   Algunos montos correspondientes a 2007, 2006, 2005 y 2004 han sido reclasificados para ajustarlos a las  normas  de  presentación  del  ejercicio  actual.  Estas  reclasificaciones  no  han  tenido  impacto  alguno  sobre  los  resultados de la empresa.  DATOS DEL BALANCE —PETROBRAS         Activo:  Total activo corriente ...........................................................................   Bienes de uso, neto ..............................................................................   Inversiones en sociedades no consolidadas y otras inversiones ..........   Total activo no corriente ......................................................................   Total activo..................................................................................   Pasivo y Patrimonio Neto:  Total pasivo corriente...........................................................................   Total pasivo no corriente(1) .................................................................   Deuda a largo plazo(2) .........................................................................   Total pasivo  ................................................................................   Participación minoritaria ......................................................................   Patrimonio neto  Acciones autorizadas y emitidas:  Acciones preferidas..........................................................................   Acciones ordinarias..........................................................................   Reserva de capital y otros ingresos generales  Total patrimonio neto ..........................................................................   Total pasivo y patrimonio neto....................................................  

2008    26.758  84.719  3.198  11.020  125.695   

  24.756  22.340  16.031  63.127 

(1)  Excluye deuda a largo plazo  (2)  Excluye la porción corriente de deuda a largo plazo. 

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  24.468  25.588  12.148  62.204 

659     

 

 

Al 31 de diciembre de  2006  (en millones de U$S)        29.140  30.955  84.282  58.897  5.112  3.262  11.181  5.566  129.715  98.680  2007 

15.106  21.088  25.715  61.909  125.695 

8.620  12.196  44.363  65.179  129.715 

 

  13.328  14.226  12.145  39.699 

1.074     

7.718  10.959  25.622  44.299  98.680 

19.426  37.020  1.862  4.774  63.082 

18.161  14.983  11.503  44.647 

1.966     

2004 

25.784  45.920  1.810  5.124  78.638 

  21.976  19.929  10.510  52.415 

2.332     

2005 

877     

4.772  6.929  21.216  32.917  78.638 

4.772  6.929  10.805  22.506  63.082 

DATOS DEL ESTADO DE RESULTADOS—PETROBRAS    Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de     2008  2007  2006  2005  2004    (millones de U$S, excepto datos correspondientes a acciones y por acción)      Ingresos operativos netos ............................ 118.257  87.735    72.347    56.324    38.428  Utilidad operativa......................................... 25.294  20.451    19.844    15.085    9.711  Resultado neto del ejercicio(1)..................... 18.879  13.138    12.826    10.344    6.190  Promedio ponderado de la cantidad de            acciones en circulación:(2)  Acciones ordinarias.................................. 5.073.347.344  5.073.347.344    5.073.347.344    5.073.347.344    5.073.347.344  3.700.729.396    3.699.806.288    3.698.956.056    3.698.956.056  Acciones preferidas.................................. 3.700.729.396  Utilidad operativa por:(2)            Acción ordinaria y preferida..................... 2,88  2,33    2,26    1,72    1,11  ADS ordinaria y preferida (3) ................... 5,76  4,66    4,52    3,44    2,22  Ganancias básicas y diluidas por:(1)(2)            Acción ordinaria y preferida..................... 2,15  1,50    1,46    1,18    0,71  ADS ordinaria y preferida (3) ................... 4,30  3,00    2,92    2,36    1,42  Dividendos en efectivo por:(2)(4)            Acción ordinaria y preferida..................... 0,47  0,35    0,42    0,34    0,21  ADS ordinaria y preferida (3) ................... 0,94  0,70    0,84    0,68    0,42   

(1)   El resultado neto es equivalente al resultado proveniente de las operaciones en marcha.  (2)  El 25 de abril de 2008, Petrobras realizó una división de acciones dos por una. Las cifras correspondientes a acciones y por acción en  relación con todos los períodos reflejan la división de acciones.  (3)  En julio de 2007, Petrobras realizó una división inversa de acciones cuatro por una que modificó la relación acciones subyacentes/ADS de  cuatro acciones por cada ADS a dos acciones por ADS.  Las cifras por acción correspondientes a todos los períodos reflejan la división de  acciones.  (4)  Representa los dividendos pagados durante el ejercicio.     

 

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PifCo  En  los  siguientes  cuadros  se  presenta  información  financiera  consolidada  seleccionada  de  PifCo,  expresada  en  dólares  estadounidenses  y  preparada  de  acuerdo  con  los  principios  contables  generalmente  aceptados de los Estados Unidos. La información correspondiente a cada uno de los cinco ejercicios del período  finalizado el 31 de diciembre de 2008 fue tomada de los estados contables consolidados auditados de PifCo. La  auditoría de los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 fue realizada por KPMG Auditores  Independentes y la correspondiente a los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2005 y 2004 estuvo a cargo  de Ernst & Young Auditores Independentes S/S. Esta información deberá leerse junto con los estados contables  consolidados  auditados  de  PifCo,    incluyendo  las  notas  correspondientes,  y  el  Item  5.  “Análisis  y  Perspectivas  Operativas y Financieras”, y se encuentra condicionada en su totalidad por referencia a los mismos.  DATOS DEL BALANCE —PifCo        Activo:    Total activo corriente ................................................................ Bienes de uso, neto ................................................................... Total otros activos ..................................................................... Total activo ...........................................................................

2008 

30.383  2  2.918  33.303 

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de  2007  2006  2005  (millones de U$S)        28.002  19.241  13.242  1  1  —  4.867  2.079  3.507  32.870  21.321  16.749     

   

   

2004    11.057  —  3.613  14.670 

    Pasivo y patrimonio neto:    Total pasivo corriente................................................................ Total pasivo no corriente (1) ..................................................... Deuda a largo plazo(2) .............................................................. Total pasivo...........................................................................

   

28.012  —  5.884  33.896 

27.686  —  5.187  32.873 

9.264  7.442  4.640  21.346 

7.098  3.734  5.909  16.741 

4.929  3.553  6.152  14.634 

Total patrimonio neto (déficit) .................................................. Total pasivo y patrimonio neto .............................................

(593)  33.303 

(3)  32.870 

(25)  21.321 

8  16.749 

36  14.670 

 

(1)  Excluye deuda a largo plazo.  (2)  Excluye la porción corriente de deuda a largo plazo. 

  DATOS DEL ESTADO DE RESULTADOS—PifCo        Ingresos operativos, neto.......................................................... Utilidad (pérdida) operativa ...................................................... Resultado neto del ejercicio ......................................................

2008  42.443  (927)  (772) 

 

 

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Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de  2007  2006  2005  (millones de U$S)  26.732  22.070  17.136  127  (38)  (13)  29  (211)  (28) 

2004  12.356  20  (59) 

Tipos de Cambio    Sujeto  a  determinados  procedimientos  y  a  disposiciones  regulatorias  específicas,  la  compra  y  venta  de  divisas  y  la  transferencia  internacional  de  reales  están  permitidas  sin  limitación  alguna  siempre  que  la  transacción  subyacente  sea  válida.  Las  divisas  podrán  adquirirse  solo  a  través  de  entidades  financieras  con  domicilio  constituido  en  Brasil  y  autorizadas  a  operar  en  el  mercado  de  cambio. No podemos prever si el Banco Central o el  gobierno brasileño continuarán permitiendo la libre  flotación  del  real  o  intervendrán  el  mercado  de  cambio mediante un sistema de banda monetaria u  otro sistema. 

La  apreciación  del  real  en  2004  fue  del  8,1% respecto  del dólar estadounidense y continuó  con  una  apreciación  del  11,8%  en  2005,  8,7%  en  2006, 17,2% en 2007 y 10,1 en la primera mitad de  2008.    A  comienzos  del  segundo  semestre  de  2008  el  real  se  depreció  fuertemente  frente  al  dólar.    El  real se depreció 31,9% frente al dólar en 2008. Al 20  de  mayo  de  2009,  el  real  se  apreció  a  R$2,020  por  U$S1  representando  una  apreciación  de  aproximadamente 13,6% en 2009 a la fecha. El real  podría  depreciarse  o  apreciarse  significativamente  en  el  futuro.  Véase  “Factores  de  Riesgo  ‐  Riesgos  Relacionados con Brasil.”  

  El  siguiente  cuadro  presenta  información  sobre  el  tipo  de  cambio  vendedor,  expresado  en  reales  por  dólar  (R$/U$S),  correspondiente  a  los  períodos  indicados.  En  el  siguiente  cuadro  se  utiliza  el  tipo  de  cambio  vendedor comercial anterior al 14 de marzo de 2005.        Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de  2008 .................................................................................................   2007 .................................................................................................   2006 .................................................................................................   2005 .................................................................................................   2004 .................................................................................................   Mes:  Diciembre de 2008 ...........................................................................   Enero de 2009 ..................................................................................   Febrero de 2009...............................................................................   Marzo de 2009 .................................................................................   Abril de 2009....................................................................................   Mayo de 2009 (hasta el 20 de mayo de 2009) .................................  

(R$/U$S)  Promedio(1) 

Al cierre del  ejercicio 

Máximo 

Mínimo 

2,500  2,156  2,371  2,762  3,205    2,500  2,380  2,392  2,422  2,290  2,178 

1,559  1,733  2,059  2,163  2,654 

1,836  1,947  2,175  2,435  2,926 

2,337  1,771  2,138  2,341  2,654 

2,337  2,189  2,245  2,238  2,170  2,020 

2,398  2,313  2,320  2,313  2,202  2,098 

2,337  2,316  2,378  2,315  2,178  2,020 

 

 

Fuente: Banco Central de Brasil   (1) 

El tipo de cambio promedio anual representa el promedio de los tipos de cambio al cierre de cada mes del período pertinente. El tipo  de cambio promedio mensual representa el promedio de los tipos de cambio al cierre de las operaciones de cada día hábil del período.  

La  legislación  brasileña  establece  que,  cuando  se  produzca  un  grave  desequilibrio  en  la  balanza  de  pagos  de  Brasil  o  existan  serias  razones  para prever un desequilibrio de ese tipo, el gobierno  brasileño podrá imponer restricciones temporarias a 

la remesa de divisas al exterior.  Véase “Factores de  Riesgo —Riesgos relacionados con Brasil.”     

 

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FACTORES DE RIESGO  La  volatilidad  e  incertidumbre  de  los  precios  internacionales  del  crudo,  los  productos  derivados  del  petróleo  y  el  gas  natural  podrían  continuar. Caídas substanciales o prolongadas de los  precios  internacionales  del  crudo  podrían  tener  un  efecto  negativo  significativo  sobre  nuestros  negocios,  resultados  de  las  operaciones  y  situación  financiera,  y  sobre  el  valor  de  nuestras  reservas  probadas.  Caídas significativas del precio del crudo  podrían  generar  una  reducción  o  modificación  de  nuestro plan de inversiones, y ello podría afectar en  forma  negativa  la  estimación  de  la  producción  a  mediano plazo y los cálculos estimativos de reservas  en el futuro. Además, nuestro objetivo es que en el  largo  plazo  nuestra  política  de  precios  en  Brasil  alcance  paridad  con  los  precios  internacionales  de  los  productos.  En  general,  no  ajustamos  nuestros  precios  de  diesel,  gasolina  y  GLP  durante  períodos  de  volatilidad  en  los  mercados  internacionales.  En  consecuencia,  aumentos  significativos  rápidos  o  sostenidos en el precio internacional del crudo y de  los  derivados  del  petróleo  podrían  generar  márgenes  de  downstream  más  bajos  para  la  empresa  y  podríamos  no  obtener  todas  las  ganancias  que  nuestros  competidores  obtienen  en  períodos de precios internacionales más elevados. 

Riesgos relacionados con Nuestras Operaciones  Caídas substanciales o prolongadas y la volatilidad  en  los  precios  internacionales  del  crudo  y  de  los  productos derivados del petróleo y del gas natural  podrían  tener  un  efecto  negativo  significativo  en  nuestros resultados.  La  mayor  parte  de  nuestros  ingresos  proviene  de  las  ventas  de  crudo  y  productos  derivados del petróleo y, en menor medida, de gas  natural. No tenemos ni tendremos control sobre los  factores que afectan los precios internacionales del  crudo, los productos derivados del petróleo y el gas  natural.  El  precio  promedio  del  barril  de  crudo  Brent,  petróleo  de  referencia  internacional,  era  de  aproximadamente  U$S96,99  en  2008,  U$S72,52  en  2007  y  U$S65,14  en  2006  y  el  precio  del  barril  de  crudo Brent era de U$S41,76 el 30 de abril de 2009.  La  variación  del  precio  del  crudo  generalmente  implica  una  variación  del  precio  de  los  productos  derivados del petróleo y el gas natural.  Históricamente,  el  precio  internacional  del  crudo, los productos derivados del petróleo y el gas  natural  ha  variado  ampliamente  en  función  de  varios factores. Estos factores incluyen: 

 

•

acontecimientos  geopolíticos  y  económicos regionales y mundiales en  las  regiones  productoras  de  petróleo,  especialmente en el Medio Oriente; 

•

la  capacidad  de  la  Organización  de  Países  Exportadores  de  Petróleo  (OPEP)  de  establecer  y  mantener  el  nivel  de  producción  de  crudo  y  defender su precio; 

•

oferta  y  demanda  mundiales  y  regionales  de  crudo,  productos  derivados del petróleo y gas natural;  

•

competencia  de  otras  fuentes  de  energía;  

•

normativas  gubernamentales  nacionales y extranjeras; y  

•

condiciones climáticas.  

La  capacidad  para  alcanzar  nuestros  objetivos  de  crecimiento a largo plazo depende de la capacidad  para  descubrir  nuevas  reservas  y  desarrollarlas  en  forma exitosa. Si no lo logramos, es posible que no  alcancemos  los  objetivos  a  largo  plazo  de  incremento de la producción.    La capacidad para lograr nuestros objetivos  de  crecimiento  a  largo  plazo,  incluyendo  los  definidos  en  nuestro  Plan  de  Negocios  2009‐2013,  depende en gran medida de nuestra capacidad para  obtener  nuevas  concesiones  a  través  de  nuevas  rondas  de  licitación  y  descubrir  nuevas  reservas  y  desarrollar  exitosamente  las  reservas  de  las  que  ya  disponemos.  Será  necesario  realizar  importantes  inversiones  con  el  fin  de  alcanzar  los  objetivos  de  crecimiento  fijados  en  nuestro  Plan  de  Negocios  2009‐2013,  y  no  podemos  garantizar  que  obtendremos el capital necesario.   Además,  nuestras  ventajas  competitivas  en  las  rondas  de  licitación  para  la  obtención  de  nuevas  concesiones  en  Brasil  han  disminuido  a  través  de  los  años  como  resultado  de  la  mayor 

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competencia en el sector de petróleo y gas de Brasil.    Además,  nuestras  actividades  de  exploración  nos  exponen  a  los  riesgos  inherentes  a  la  perforación,  incluido  el  riesgo  de  no  descubrir  reservas de crudo o de gas natural comercialmente  explotables.  Los  costos  de  perforación  de  pozos  a  menudo  son  inciertos.  Como  consecuencia  de  una  gran  cantidad  de  factores  fuera  de  nuestro  control  (tales como condiciones de perforación imprevistas,  desperfectos  de  los  equipos  o  accidentes,  y  falta  o  demora  en  la  disponibilidad  de  equipos  de  perforación  y  la  entrega  de  equipos),  las  operaciones  de  perforación  pueden  reducirse,  posponerse o cancelarse. Estos riesgos se acentúan  cuando  perforamos  en  aguas  profundas  y  ultra  profundas.  La  perforación  en  aguas  profundas  y  ultra  profundas  representó  aproximadamente  el  35%  de  los  pozos  exploratorios  que  perforamos  en  2008.   

financiera  mundial  podría  tener  un  impacto  negativo  sobre  los  terceros  con  quienes  realizamos  o  podríamos  realizar  operaciones.  Cualquiera  de  estos  factores  podría  afectar  los  resultados  de  las  operaciones, la situación financiera y la  liquidez de  la Compañía.     No somos propietarios de ninguna reserva de crudo  y gas natural del Brasil.   Una  fuente  garantizada  de  reservas  de  crudo  y  gas  natural  es  esencial  para  que  una  compañía de petróleo y gas mantenga la producción  y  la  generación  de  ingresos.  Por  ley,  el  gobierno  brasileño  es  propietario  de  todas  las  reservas  de  crudo y de gas natural de Brasil y la concesionaria es  propietaria  del  petróleo  y  del  gas  que  produce.  Gozamos  del  derecho  exclusivo  de  desarrollar  nuestras  reservas  de  acuerdo  con  los  contratos  de  concesión  que  nos  ha  otorgado  el  gobierno  brasileño y somos propietarios de los hidrocarburos  que producimos conforme a los términos de dichos  contratos,  pero  si  el  gobierno  brasileño  decidiera  restringir  o  cancelar  nuestro  derecho  a  explotar  dichas  reservas  de  crudo  y  de  gas  natural,  nuestra  capacidad  para  generar  ingresos  se  vería  afectada  de forma negativa. 

A  menos  que  nuestras  actividades  de  exploración  y  desarrollo  resulten  exitosas  o  adquiramos  propiedades  que  contengan  reservas  probadas,  o  ambas  cosas,   y  que  podamos  obtener  el capital necesario para financiar estas actividades,  nuestras  reservas  probadas  disminuirán  a  medida  que  se  extraigan  reservas.  Si  no  logramos  tener  acceso  a  nuevas  reservas,  es  posible  que  no  alcancemos  nuestras  metas  de  incremento  de  la  producción  para  el  período  2009‐2013,  y  los  resultados  de  nuestras  operaciones  y  la  situación  financiera  podrían  verse  afectados  en  forma  negativa. 

El  cálculo  de  reservas  de  crudo  y  gas  natural  implica  un  cierto  grado  de  incertidumbre  que  podría  afectar  de  manera  negativa  nuestra  capacidad de generar ingresos.  Las  reservas  probadas  de  crudo  y  gas  natural  presentadas  en  este  informe  anual  corresponden a  la  cantidad estimada  de  crudo, gas  natural  y  líquidos  de  gas  natural  que  datos  geológicos  y  de  ingeniería  demuestran  con  razonable  certeza  que  se  puede  extraer  de  yacimientos conocidos en condiciones económicas y  operativas conocidas (es decir, precios y costos a la  fecha en que se realizó el cálculo). Nuestras reservas  probadas  desarrolladas  de  crudo  y  gas  natural  son  reservas que puede preverse que serán recuperadas  a  través  de  pozos  ya  perforados,  con  el  equipo  ya  instalado  y  con  métodos  de  operación  ya  establecidos.  Dado  que  existe  incertidumbre  al  calcular  la  cantidad  de  reservas  probadas  en  relación  con  los  precios  del  crudo  y  gas  natural  aplicables a nuestra producción, es posible que sea  necesario revisar nuestras estimaciones de reservas.  Las  revisiones  negativas  de  las  estimaciones  de  nuestras  reservas  podrían  disminuir  la  producción 

La  actual  crisis  financiera  mundial  y  un  escenario  económico  incierto  han  provocado  la  caída  de  los  precios  del  petróleo  que,  de  continuar,  podría  disminuir  nuestro  flujo  de  efectivos  y  dificultar  el  logro  de  nuestros  objetivos  de  crecimiento  definidos en el Plan de Negocios 2009‐2013.   La  actual  crisis  financiera  mundial  y  un  escenario económico incierto que se agravó durante  el  segundo  semestre  de  2008  han  provocado  una  caída  de    la  demanda  de  productos  derivados  del  petróleo  a  nivel  mundial.    Como  resultado  de  ello,  los  precios  de los  productos derivados del petróleo  han disminuido como así también nuestros flujos de  fondos.   Si el precio del petróleo continúa bajo, es  posible que sea necesario modificar los objetivos de  crecimiento, especialmente en vista de la reducción  substancial  de  la  disponibilidad  de  crédito  en  los  mercados  de  capitales.  La  situación  económica  y 

 

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futura,  y  ello  podría  producir  un  efecto  negativo  sobre  los  resultados  de  nuestras  operaciones  y  nuestra situación financiera. 

eliminación  de  residuos  también  pueden  exigirnos  limpiar  o  modernizar  nuestras  instalaciones  a  un  costo  elevado  que  podría  implicar  obligaciones  significativas.  El  Instituto  Brasileiro  do  Meio  Ambiente  e  dos  Recursos  Naturais  Renováveis  (Instituto brasileño del Medio Ambiente y Recursos  Naturales  Renovables  ‐  IBAMA)  inspecciona  periódicamente  nuestras  plataformas  petroleras  en  la  Cuenca  Campos,  y  puede  imponer  multas  y  restricciones  a  las  operaciones  u  otras  sanciones  como  resultado  de  sus  inspecciones.  Además,  estamos  sujetos  a  leyes  de  protección  del  medio  ambiente  que  nos  exigen  incurrir  en  gastos  significativos  para  subsanar  los  daños  que  pueda  producir  un  proyecto.  Estos  costos  adicionales  pueden  tener  un  impacto  negativo  en  la  rentabilidad  de  los  proyectos  que  nos  proponemos  implementar  o,  como  consecuencia  de  dichos  costos,  tales  proyectos  pueden  no  resultar  económicamente viables. 

La  cantidad  de  recursos  podría  no  ser  suficiente  para  financiar  las  futuras  actividades  de  exploración,  producción  y  desarrollo  en  las  secciones  anteriores  al  estrato  de  sal  recientemente descubiertas.  La  explotación  de  nuestros  descubrimientos  de  petróleo  y  gas  en  las  secciones  anteriores  al  estrato  de  sal  requerirá  mayor  cantidad de capital, recursos humanos y una amplia  gama de servicios petroleros en mar abierto. Uno de  los  principales  desafíos  será  ampliar  la  flota  de  equipos  de  perforación.  La  disponibilidad  de  equipos de perforación existentes es limitada como  así  también  la  capacidad  de  los  astilleros  para  construir  nuevas  unidades  de  perforación.  Nos  vemos  continuamente  obligados  a  priorizar  entre  pozos  de  desarrollo  y  pozos  exploratorios,  y  es  posible  que  no  podamos  obtener  la  cantidad  de  equipos  de  perforación  necesarios  para  alcanzar  nuestros  objetivos  de  exploración,  producción  y  desarrollo en relación con las secciones anteriores al  estrato de sal.   

Dado  que  las  reglamentaciones  ambientales  son  cada  vez  más  rigurosas  y  que  estamos sujetos a nuevas leyes y reglamentaciones  relacionadas  con  el  cambio  climático,  incluyendo  control  del  carbono,  es  probable  que  nuestras  inversiones se incrementen significativamente en el  futuro,  tanto  para  cumplir  con  estas  reglamentaciones  como  para  implementar  mejoras  en  nuestras  prácticas  respecto  a  la  salud,  la  seguridad y el medio ambiente. Asimismo, debido a  que  nuestras  inversiones  están  sujetas  a  la  aprobación  del  gobierno  brasileño,  el  aumento  de  las  inversiones  para  cumplir  con  las  reglamentaciones  ambientales  puede  dar  lugar  a  una  reducción  de  nuestra  inversión  estratégica.  El  aumento substancial de los gastos para cumplir con  las reglamentaciones ambientales o la reducción de  nuestra inversión estratégica podría tener un efecto  negativo  substancial  sobre  los  resultados  de  nuestras operaciones o nuestra situación financiera. 

Estamos sujetos a numerosas reglamentaciones de  protección  de  la  salud  y  medio  ambiente  que  se  han  tornado  más  estrictas  en  los  últimos  años  y  podrían generar un aumento de las obligaciones y  las inversiones.   Nuestras  actividades  están  sujetas  al  cumplimiento  de  una  amplia  variedad  de  leyes,  reglamentos  y  requisitos  de  autorización  federales,  estaduales y locales, relacionados con la protección  de  la  salud  y  del  medio  ambiente,  tanto  en  Brasil  como  en  otras  jurisdicciones  en  las  que  desarrollamos  actividades.  En  Brasil,  podríamos  estar  expuestos  a  sanciones  administrativas  y  penales, incluyendo advertencias, multas y órdenes  de  cierre,  en  caso  de  incumplimiento  de  estas  reglamentaciones  ambientales  que,  entre  otras  cosas, limitan o prohíben la emisión o el derrame de  sustancias  tóxicas  producidas  en  relación  con  nuestras  operaciones.  En  años  anteriores,  han  ocurrido derrames de petróleo por los cuales hemos  sido  objeto  de  multas  por  parte  de  varios  organismos  ambientales  estaduales  y  federales,  de  demandas  civiles  y  penales  y  de  investigaciones.  Véase el Item 8. “Información Financiera ‐ Procesos  Legales”.  Las  reglamentaciones  sobre  emisiones  y 

 

Podríamos  incurrir  en  pérdidas  y  perder  tiempo  y  dinero  en  la  defensa  de  litigios  y  arbitrajes  pendientes.   Actualmente  enfrentamos  numerosos  procesos  judiciales  civiles,  administrativos,  ambientales,  laborales  e  impositivos.  Se  trata  de  demandas  que  involucran  montos  substanciales  de  dinero  y  otras  obligaciones.  Varios  litigios  individuales  representan  una  parte  significativa  del  monto total de las demandas. Por ejemplo, sobre la 

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base  de  que  las  plataformas  de  perforación  y  producción no pueden clasificarse como buques de  alta mar, la Dirección Impositiva de Brasil determinó  que  las  remesas  al  extranjero  para  el  pago  de flete  deberían  ser  reclasificadas  como  pago  de  arrendamiento  y  estar  sujetas  a  una  retención  impositiva del 25%. La Dirección Impositiva presentó  dos  determinaciones  impositivas  en  contra  de  Petrobras  por  la  suma  total  de  R$4.372  millones  (aproximadamente  U$S1.871  millones)  al  31  de  diciembre  de  2008.  Véase  el  Item  8.  “Información  Financiera ‐ Procesos Legales”.” 

derivados  del  petróleo,  principales  alternativas  del  gas  natural.    Nuestros  precios  de  gas  natural  no  se  ajustan  de  inmediato  a  las  fluctuaciones  del  precio  internacional  del  petróleo  crudo  y  los  productos  derivados  del  petróleo,  como  consecuencia  de  lo  cual  el  gas  natural  puede  resultar  menos  competitivo  hasta  que  se  ajusta  a    precios  internacionales más bajos. Las bajas sostenidas en el  mercado  brasileño  de  gas  natural  podrían  tener  un  efecto  adverso  substancial  en  los  resultados  de  las  operaciones  y  en  la  situación  financiera  de  la  Compañía.   

Si  las  demandas  que  involucran  un  monto  substancial,  y  para  las  cuales  no  constituimos  previsiones,  se  resolvieran  contra  nosotros,  o  si  las  pérdidas  estimadas  resultaran  ser  mucho  más  elevadas  que  las  previsiones  constituidas,  el  costo  total  de  las  decisiones  contrarias  a  nuestros  intereses  podría  producir  un  efecto  negativo  significativo  sobre  los  resultados  de  nuestras  operaciones y nuestra situación financiera. Además,  podría ser necesario que nuestro personal directivo  dedicara  tiempo  y  atención  a  la  defensa  de  estas  demandas,  y  ello  impediría  que  se  concentrara  en  nuestros  negocios  principales.  En  función  del  resultado,  determinados  litigios  podrían  originar  restricciones  en  nuestras  operaciones  y  tener  un  efecto  negativo  significativo  sobre  algunos  de  nuestros negocios. 

Además,  estamos  sujetos  a  multas  y  podríamos  perder  nuestra  licencia  para  vender  electricidad  si  no  pudiéramos  cumplir  con  nuestros  compromisos  de  entrega  de  energía  a  la  Agência  Nacional  de  Energia  Elétrica—ANEEL,  ente  regulador  de  la  energía  brasileño,  como  consecuencia  de  limitaciones  en  el  suministro  de  gas.  Existen  varios  factores  que  podrían  afectar  nuestra  capacidad  de  entregar  gas  a  nuestras  centrales  termoeléctricas  a  gas,  incluyendo  la  incapacidad  de  garantizar  el  suministro  de  gas  natural,  problemas  que  afectan  nuestra  infraestructura  de  gas  natural,  y  el  aumento  de  la  demanda en el mercado no termoeléctrico. Véase el  Item  4.  “Información  sobre  la  Compañía  –  Gas  y  Energía  –  Energía  —Ventas  de  Electricidad”  en  relación con una explicación más detallada de estos  riesgos.     

Nuestra participación en el mercado de gas natural  y energético brasileño podría no resultar rentable.  

Como  resultado  de  lo  expuesto,  nuestra  participación  en  el  mercado  de  gas  natural  y  en  el  mercado  interno  de  energía  ha  generado  pérdidas  en  años  anteriores  y  podría  no  generar  el  retorno  previsto. 

Durante  los  últimos  cinco  años  hemos  invertido,  en  forma  individual  o  junto  con  otros  inversores,  en  varias  centrales  de  generación  termoeléctrica  a  gas  en  Brasil.    Estas  centrales  termoeléctricas  proporcionan  al  sistema  capacidad  de  operación  sin  carga  de  base  y  operan  con  un  factor  de  utilización  promedio  bajo.  Este  factor  de  utilización bajo tiene un efecto negativo en nuestra  capacidad de obtener un retorno de la inversión.    

Las  fluctuaciones  de  la  moneda  podrían  tener  un  efecto negativo substancial sobre los resultados de  nuestras operaciones y situación financiera, debido  a  que  la  mayor  parte  de  nuestros  ingresos  es  en  reales  y  una  gran  parte  de  nuestras  deudas  es  en  moneda extranjera. 

La  demanda  de  gas  natural  también  está  afectada  por  las  condiciones  económicas  generales  y  los  precios  del  petróleo.  Durante  el  primer  trimestre de 2009, la demanda no termoeléctrica de  gas natural en Brasil disminuyó 22% en comparación  con  la  demanda  promedio  en  2008,  debido  principalmente a una contracción de la actividad en  el  sector  industrial  y  menores  precios  internacionales  del  petróleo  crudo  y  productos 

 

El  impacto  de  las  fluctuaciones  del  tipo  de  cambio,  especialmente  del  real/dólar,  sobre  nuestras  operaciones  es  diverso  y  podría  resultar  significativo.  El  principal  mercado  para  nuestros  productos  es  Brasil  y  durante  los  tres  últimos  ejercicios  económicos  más  del  73%  de  nuestros  ingresos ha sido en reales mientras que algunos de  nuestros gastos operativos y de capital y una parte 

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substancial  de  nuestro  endeudamiento  son,  y  se  prevé  que  continuarán  siendo,  en  dólares  o  indexados al dólar, y en otras monedas extranjeras.  Además,  durante  2008,  importamos  U$S22.000  millones  en  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo,  con  precios  en  dólares.  En  contrapartida,  una porción substancial de nuestros activos líquidos  se  mantiene  en  activos  denominados  en  dólares  estadounidenses,  o  indexados  al  dólar  estadounidense,  pero  no  utilizamos  contratos  a  término, swaps y contratos a futuro para compensar  el  impacto  de  las  variaciones  en  el  valor  de  la  moneda  sobre  nuestras  operaciones  y  estados  contables a causa de su limitada liquidez y su costo. 

nuestros  empleados  se  declararan  en  huelga,  la  consecuente  suspensión  de  actividades  podría  producir  un  efecto  negativo.  Asimismo,  la  mayoría  de nuestros activos no está asegurada contra guerra  o sabotaje. En consecuencia, un acto de sabotaje o  un  incidente  operativo  que  cause  una  interrupción  de nuestras actividades comerciales podría tener un  efecto  negativo  substancial  sobre  los  resultados  de  nuestras operaciones o nuestra situación financiera.  Estamos  expuestos  a  riesgos  considerables  relacionados  con  nuestras  operaciones  internacionales,  especialmente  en  América  Latina,  Africa Occidental y Medio Oriente.  Desarrollamos  actividades  en  diversos  países,  especialmente  en  América  Latina,  Africa  Occidental  y  Medio  Oriente,  que  pueden  ser  inestables  en  términos  políticos,  económicos  y  sociales.  Los  resultados  de  las  operaciones  y  la  situación  financiera  de  nuestras  subsidiarias  en  estos  países  podrían  verse  afectados  en  forma  negativa por la fluctuación de las economías locales,  la  inestabilidad  política  y  las  medidas  gubernamentales relacionadas con la economía, que  incluyen: 

Los  últimos  estados  contables  reflejan  una  apreciación del real del 11,8%, 8,7% y 17,2% frente  al dólar en 2005, 2006 y 2007, respectivamente, y la  depreciación  del  real  del  31,9%  frente  al  dólar  en  2008. La debilidad del dólar frente a otras monedas  en  general  también  ha  afectado  nuestros  resultados.  Al  20  de  mayo  de  2009,  el  real  se  cotizaba  a  R$2,020  por  dólar,  representando  una  apreciación  de  aproximadamente  13,6%  en  2009  a  la fecha.  Estamos  expuestos  a  aumentos  de  las  tasas  de  interés  del  mercado  y,  en  consecuencia,  ello  nos  hace  vulnerables  al  incremento  de  los  costos  financieros.  Al  31  de  diciembre  de  2008,  aproximadamente  el  66%  (U$S17.956  millones)  del  total de nuestro endeudamiento consistía en deuda  a  tasa  flotante.  En  razón  de  consideraciones  de  costos  y  análisis  de  mercado,  no  hemos  cerrado  contratos de derivados ni tomado otras medidas de  cobertura  contra  el  riesgo  de  suba  de  las  tasas  de  interés.  En  consecuencia,  si  las  tasas  de  interés  del  mercado (principalmente la LIBOR) suben, nuestros  gastos  financieros  aumentarán,  y  ello  podría  producir un efecto negativo sobre los resultados de  nuestras operaciones y nuestra situación financiera.  

•

la  imposición  de  controles  de  cambio o de precios; 

•

la  imposición  de  restricciones  a  la  exportación de hidrocarburos; 

•

las  fluctuaciones  de  la  moneda  local;  

•

la  nacionalización  de  las  reservas  de  gas  y  petróleo,  tal  como  sucedió  en  los  últimos  años  en  Venezuela, Ecuador y Bolivia;  

•

el  aumento  de  la  alícuota  del  impuesto  a  las  ganancias  y  sobre  la  exportación  de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo,  tal  como  sucedió  en  los  últimos  años  en  Argentina,  Venezuela,  Ecuador y Bolivia; y 

•

cambios  institucionales  y  contractuales  unilaterales  (gubernamentales),  incluyendo  controles  sobre  las  inversiones  y 

No  estamos  asegurados  contra  la  interrupción  de  los  negocios  en  relación  con  nuestras  operaciones  en  Brasil  y  la  mayor  parte  de  nuestros  activos  no  están asegurados contra guerra o sabotaje.  No  contamos  con  cobertura  contra  la  interrupción  de  nuestras  operaciones  en  Brasil,  incluyendo interrupción de los negocios causada por  medidas  tomadas  por  el  personal.  Si,  por  ejemplo, 

 

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restricciones  sobre  nuevos  proyectos, tal como sucedió en los  últimos  años  en  Venezuela,  Ecuador y Bolivia.  

compra crudo y productos derivados del petróleo a  terceros  y  los  vende  a  Petrobras  con  un  margen  sobre  una  base  de  pagos  diferidos.  PifCo  también  nos  compra  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  para  su  venta  fuera  de  Brasil.  En  consecuencia,  las  actividades  y  las  transacciones  intersegmento y, por lo tanto, la situación financiera  y  los  resultados  de  las  operaciones  de  PifCo  están  afectados  por  las  decisiones  que  toma  Petrobras.  Asimismo, PifCo vende y compra crudo y productos  derivados  del  petróleo  a  terceros  y  partes  relacionadas  principalmente  fuera  de  Brasil.  Las  operaciones  comerciales  se  desarrollan  en  condiciones  y  a  precios  de  mercado.  La  capacidad  de PifCo de pagar los intereses y cancelar su deuda  depende de nuestras propias operaciones. 

Si  se  materializaran  uno  o  más  de  los  riesgos descriptos precedentemente, es posible que  perdamos parte  o  la  totalidad de nuestras reservas  en  el  país  afectado  y  no  alcancemos  nuestros  objetivos estratégicos en estos países o en nuestras  operaciones  internacionales  en  su  conjunto,  y  ello  podría  producir  un  efecto  adverso  significativo  sobre  los  resultados  de  nuestras  operaciones  y  nuestra situación financiera.  Entre  los  países  extranjeros  en  los  que  desarrollamos  actividades,  Argentina  es  el  más  importante,  representando  al  31  de  diciembre  de  2008,  el  44,65%  del  total  de  nuestra  producción  internacional de crudo y gas natural y el 31,71% de  nuestras  reservas  probadas  internacionales  de  crudo y gas natural. El gobierno argentino ha fijado  impuestos  sobre  las  exportaciones  de  crudo,  gas  natural y productos derivados del petróleo que han  afectado  negativamente  el  resultado  de  nuestras  operaciones y nuestra situación financiera. También  desarrollamos  actividades  significativas  en  Bolivia  y  Venezuela,  que  representaban  al  31  de  diciembre  de 2008 el 24,32% y el 6,29%, respectivamente, del  total  de  nuestra  producción  internacional  en  barriles  de  petróleo  equivalente.  Bolivia  representaba  el  31,02%  de  nuestras  reservas  probadas  internacionales  de  crudo  y  gas  natural  al  31  de  diciembre  de  2008.  El  25  de  enero  de  2009,  Bolivia  adoptó  una  nueva  constitución  que  prohíbe  la  propiedad  privada  de  los  recursos  de  petróleo  y  gas  del  país.  A  la  luz  de  la  nueva  constitución,  es  posible  que  debamos  imputar  a  pérdida  algunas  o  todas  nuestras  reservas  probadas  en  Bolivia  hacia  fines  del  2009.  Para  más  información  relativa  a  nuestras  operaciones  fuera  de  Brasil,  véase  el  Item  4. "Información sobre la Compañía ‐ Internacional". 

El  financiamiento  de  las  operaciones  de  PifCo es aportado por Petrobras y por terceros a los  cuales  suministramos  respaldo  crediticio.  Este  respaldo  de  las  obligaciones  de  deuda  de  PifCo  se  realiza  mediante  garantías  y  acuerdos  de  compra  standby  en  virtud  de  los  cuales  acordamos  recomprar a los tenedores de obligaciones de PifCo  su derecho a recibir el pago de PifCo en caso de que  PifCo no cumpla con el pago.  Nuestra  situación  financiera  y  los  resultados  de  nuestras  operaciones  así  como  el  respaldo  financiero  que  brindamos  a  PifCo  afectan  directamente  los  resultados  de  las  operaciones  de  PifCo  y  su  capacidad  de  pago  de  intereses  de  la  deuda.  Véase  “Riesgos  relacionados  con  Nuestras  Operaciones”  en  relación  con  una  descripción  más  detallada  de  determinados  riesgos  que  podrían  producir  un  efecto  negativo  substancial  sobre  los  resultados de nuestras operaciones o sobre nuestra  situación financiera y que, por consiguiente, podrían  afectar  la  capacidad  de  PifCo  para  afrontar  sus  obligaciones de deuda.  PifCo depende de su capacidad para transferir sus  costos financieros a Petrobras.  

Riesgos Relacionados con PifCo 

La  actividad  principal  de  PifCo  es  comprar  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  para  venderlos  a  Petrobras,  tal  como  se  ha  descripto  precedentemente.  PifCo  regularmente  incurre  en  endeudamiento  en  relación  con  estas  compras  y/o  con  la  obtención  de  financiamiento  por  parte  de  Petrobras  o  terceros.  Todas  esas  deudas  cuentan  con el beneficio de una garantía, una obligación de  compra  standby  u  otro  respaldo  de  Petrobras. 

Las operaciones de PifCo y su capacidad de pago de  intereses de la deuda dependen de Petrobras.   La  situación  financiera  y  los  resultados  de  las  operaciones  de  PifCo  resultan  directamente  afectados  por  nuestras  decisiones.  PifCo  es  una  subsidiaria  totalmente  controlada  por  Petrobras  y  ha  sido  constituida  en  las  Islas  Caimán  como  empresa exenta y de responsabilidad limitada. PifCo 

 

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Históricamente, PifCo nos ha transferido sus costos  financieros  vendiéndonos  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  con  un  margen  para  compensar  sus  costos  financieros.  Si  por  algún  motivo  no pudiésemos  continuar con  esta  práctica,  ello  tendría  un  efecto  negativo  substancial  en  la  actividad  comercial  de  PifCo  y  en  su  capacidad  de  cumplir con sus obligaciones de deuda a largo plazo. 

Es posible que no podamos obtener financiamiento  para algunas de las inversiones proyectadas y esta  situación podría tener un efecto negativo sobre los  resultados  de  nuestras  operaciones  y  nuestra  situación financiera.   El  gobierno  brasileño  ejerce  el  control  sobre nuestro presupuesto y establece los límites de  nuestras  inversiones  y  deudas  a  largo  plazo.  En  carácter  de  entidad  controlada  por  el  Estado,  debemos presentar para aprobación el proyecto de  presupuesto  anual  al  Ministerio  de  Planeamiento,  Presupuesto  y  Gestión,  al  Ministerio  de  Minas  y  Energía  y  al  Congreso  brasileño.  Si  el  presupuesto  aprobado  reduce  las  inversiones  propuestas  y  la  obtención de nueva deuda y si no podemos obtener  financiamiento  que  no  requiera  la  aprobación  del  gobierno  brasileño,  es  posible  que  no  podamos  realizar todas las inversiones previstas, incluidas las  que  hemos  acordado  realizar  para  ampliar  y  desarrollar  nuestros  yacimientos  de  petróleo  y  gas  natural.  En  caso  de  no  poder  efectuar  tales  inversiones,  nuestros  resultados  operativos  y  nuestra situación financiera podrían verse afectados  en forma negativa. 

Riesgos  Relacionados  con  la  Relación  entre  Petrobras y el Gobierno Brasileño   Es posible que el gobierno brasileño, en calidad de  accionista  controlante,  disponga  que  intentemos  alcanzar determinados objetivos macroeconómicos  y  sociales  que  podrían  tener  un  impacto  negativo  sobre  los  resultados  de  nuestras  operaciones  y  nuestra situación financiera.   El  gobierno  brasileño,  en  calidad  de  accionista  controlante,  ha  intentado  alcanzar,  y  podría intentar alcanzar en el futuro, algunos de sus  objetivos  macroeconómicos  y  sociales  a  través  de  nuestras actividades. En virtud de la ley brasileña, el  gobierno brasileño debe ser titular de la mayoría de  nuestras acciones con derecho a voto y, mientras así  sea,  el  gobierno  brasileño  tendrá  la  facultad  de  designar  a  la mayoría  de  los  miembros  del  Consejo  de Administración y, a través de ellos, a la mayoría  de  los  ejecutivos  responsables  de  nuestra  gestión  diaria.  En  consecuencia,  es  posible  que  realicemos  actividades que prioricen los objetivos del gobierno  brasileño  en  detrimento  de  nuestros  propios  objetivos económicos y comerciales. 

Riesgos Relacionados con Brasil  Históricamente  el  gobierno  brasileño  ha  tenido,  y  continúa  teniendo,  gran  influencia  sobre  la  economía  brasileña.  Las  condiciones  políticas  y  económicas de Brasil tienen un impacto directo en  nuestros  negocios  y  podrían  tener  un  impacto  negativo  substancial  sobre  los  resultados  de  nuestras  operaciones  y  sobre  nuestra  situación  financiera. 

 En  particular,  continuamos  cooperando  con  el  gobierno  brasileño  para  garantizar  que  el  suministro y los precios del crudo y de los productos  derivados  del  petróleo  en  Brasil  satisfagan  las  necesidades  de  consumo  brasileñas.  En  consecuencia,  es  posible  que  realicemos  inversiones, incurramos en gastos y participemos de  ventas en condiciones tales que podrían producir un  efecto  negativo  sobre  los  resultados  de  nuestras  operaciones  y  nuestra  situación  financiera.  Con  anterioridad a enero de 2002, los precios del crudo  y  los  derivados  del  petróleo  eran  regulados  por  el  gobierno  brasileño,  ocasionalmente  fijados  por  debajo  de  los  precios  vigentes  en  los  mercados  de  petróleo  internacionales.  No  podemos  garantizar  que  futuros  gobiernos  de  Brasil  no  implementen  nuevamente controles de precios.   

 

Las  políticas  económicas  del  gobierno  brasileño  podrían  tener  efectos  importantes  sobre  las empresas brasileñas, incluida Petrobras, y sobre  las  condiciones  del  mercado  y  los  precios  de  los  títulos  brasileños.  El  resultado  de  nuestras  operaciones  y  nuestra  situación  financiera  podrían  verse afectados de forma negativa por los siguientes  factores y por la respuesta del gobierno brasileño a  ellos: 

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•

devaluaciones y otras variaciones  del tipo de cambio; 

•

inflación; 

•

políticas de control de cambio; 

•

inestabilidad social; 

•

inestabilidad de precios; 

•

tasas de interés; 

•

liquidez  del  capital  brasileño  y  de  los mercados de crédito; 

•

política impositiva;  

•

política  regulatoria  para  la  industria  del  petróleo  y  el  gas,  incluyendo  política  de  fijación  de  precios; y 

•

otros  acontecimientos  políticos,  diplomáticos,  sociales  y  económicos  en  Brasil  o  que  afecten a Brasil. 

Además, el reciente descubrimiento de una  cantidad  significativa  de  reservas  de  petróleo  y  gas  natural  en  la  capa  geológica  anterior  al  estrato  de  sal  de  las  Cuencas  Campos  y  Santos  ha  llevado  a  analizar  posibles  cambios  en  la  Ley  de  Petróleo  vigente.  El gobierno brasileño ha creado un comité  inter‐ministerial  para  considerar  cambios  significativos  en  las  reglamentaciones  relacionadas  con las actividades de exploración y producción  en  áreas  ubicadas  en  la  capa  geológica  anterior  al  estrato de sal no sujetas a las concesiones vigentes.  El  comité  aún no  ha  efectuado  una  recomendación  formal  al  gobierno  brasileño  y  no  podemos  prever  los efectos sobre Petrobras de los cambios en la Ley  de  Petróleo,  ni  cuándo  las  nuevas  regulaciones  entrarán en vigencia.  Véase el Item 4. “Información  sobre  la  Compañía—Regulación  de  la  Industria  del  Petróleo  y  el  Gas  en  Brasil.  Análisis  sobre  Posibles  Cambios a la Ley de Petróleo.”  La incertidumbre respecto de si el gobierno  brasileño implementará estos u otros cambios en las  políticas o  reglamentaciones que podrían afectar a  los  factores  antes  mencionados  o  a  otros  factores  en  el  futuro,  puede  generar  incertidumbre  económica en Brasil e incrementar la volatilidad de  los  mercados  de  títulos  brasileños  y  de  los  títulos  emitidos  en  el  exterior  por  empresas  brasileñas.  Estos  cambios  en  las  políticas  y  reglamentaciones  podrían  tener  un  impacto  negativo  significativo  sobre  los  resultados  de  nuestras  operaciones  y  nuestra situación financiera. 

Es  posible  que  resultemos  afectados  específicamente  por  determinadas  iniciativas  de  aumento  de  impuestos  sobre  nuestras  actividades  de  exploración  y  explotación.  En  junio  de  2003,  el  Estado  de  Rio  de  Janeiro  sancionó  una  nueva  ley  que  impuso  el  pago  de  un  Impuesto  Estadual  Interno (ICMS) sobre las actividades de exploración  y explotación, incluyendo la importación de equipos  de  exploración  de  petróleo  y  gas.  El  estado  de  Rio  de  Janeiro  nunca  aplicó  esta  ley  y  la  constitucionalidad  de  la  misma  está  siendo   cuestionada  ante  la  Suprema  Corte  brasileña  (Supremo  Tribunal  Federal  ‐  STF).    Si  el  gobierno  estadual  intenta  aplicar  esta  ley  y  los  tribunales  aprueban dicha aplicación, calculamos que el monto  que podríamos estar obligados a pagar en concepto  de  ICMS  al  Estado  de  Rio  de  Janeiro  podría  aumentar  aproximadamente  R$10.700  millones  (U$S6.200  millones)  por  año.  Además,  se  han  propuesto  recientemente  varias  iniciativas  ante  el  Congreso  de  Brasil  para  reformar  la  legislación  impositiva  de  Brasil  y  existe  el  riesgo  de  que  en  virtud  de  las  reformas  propuestas  se  aumenten  los  impuestos  sobre  nuestras  actividades  de  exploración  y  explotación.  Debido  a  la  incertidumbre  en  relación  con  estas  iniciativas,  no  podemos  cuantificar  cuál  será  nuestra  carga  impositiva  si  se  aprueban  las  nuevas  leyes  o  reformas. 

 

La  inflación  y  las  medidas  del  gobierno  para  contenerla  podrían  contribuir  significativamente  a  aumentar la incertidumbre económica en Brasil y la  volatilidad de los mercados de títulos brasileños y,  en  consecuencia,  podrían  afectar  en  forma  negativa el valor de mercado de nuestros títulos y  nuestra situación financiera.    Nuestro principal mercado es Brasil, el cual,  en  el  pasado,  ha  experimentado  periódicamente  tasas  de  inflación  sumamente  altas.  La  inflación,  conjuntamente  con  las  medidas  gubernamentales  para combatirla y con la especulación pública sobre  las  medidas  futuras  a  ser  tomadas,  ha  tenido  efectos  negativos  significativos  en  la  economía  brasileña.  Históricamente,  las  tasas  de  inflación  anuales  de  Brasil  han  sido  altas  antes  de  1995  y  Brasil ha experimentado hiperinflación en el pasado.  Las tasas de inflación anuales de Brasil, medidas por 

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el  Indice  Nacional  de  Precios  al  Consumidor  (Indice  Nacional  de  Preços  ao  Consumidor  Amplo  ‐  IPCA),  fueron de 3,14% en 2006, 4,46% en 2007 y 5,90% en  2008. Teniendo en cuenta las altas tasas de inflación  históricas,  Brasil  podría  experimentar  niveles  más  altos  de  inflación  en  el  futuro.  Los  bajos  niveles  de  inflación  que  se  registran  desde  1995  podrían  no  continuar  registrándose.  Medidas  gubernamentales  futuras,  incluidas  las  medidas  para  ajustar  el  valor  del  real,  podrían  disparar  un  aumento  de  la  inflación,  y  ello  podría  afectar  de  forma  negativa  nuestra situación financiera. 

Riesgos  Relacionados  con  Nuestras  Acciones  y  Títulos de Deuda   La  dimensión,  volatilidad,  liquidez  y/o  regulación  de  los  mercados  de  valores  brasileños  podrían  limitar  la  capacidad  de  los  tenedores  de  ADSs  de  vender  las  acciones  ordinarias  o  preferidas  subyacentes a nuestras ADSs.   Las  acciones  de  Petrobras  se  encuentran  entre las más líquidas de la Bolsa de Valores de São  Paulo  (Bovespa)  pero,  en  general,  los  mercados  de  valores brasileños son más pequeños, más volátiles  y  menos  líquidos  que  los  principales  mercados  de  valores  de  los  E.E.U.U.  y  otras  jurisdicciones,  y  pueden no estar regulados de la forma en que están  acostumbrados  los  inversores  de  los  E.E.U.U.  Los  factores que pueden afectar en forma específica los  mercados  de  valores  brasileños  pueden  limitar  la  capacidad  de  los  tenedores  de  vender,  en  el  momento  y  al  precio  deseado,  las  acciones  ordinarias  o  preferidas  subyacentes  a  nuestras  ADSs. 

Es posible que los acontecimientos y la percepción  de  riesgo  en  otros  países,  especialmente  en  los  Estados  Unidos  y  en  los  países  de  mercados  emergentes,  afecten  en  forma  negativa  el  precio  de  mercado  de  los  títulos  brasileños,  incluyendo  nuestras  acciones  y  ADSs,  y  limiten  nuestra  capacidad para financiar nuestras operaciones.  El  valor  de  mercado  de  los  títulos  de  las  compañías  brasileñas  se  encuentra  afectado  de  diferentes maneras por las condiciones económicas  y  de  mercado  de  otros  países,  incluyendo  los  Estados Unidos y otros países latinoamericanos y de  mercados  emergentes.    Si  bien  las  condiciones  económicas  de  estos  países  pueden  diferir  significativamente  de  las  condiciones  económicas  existentes en Brasil, las reacciones de los inversores  a los acontecimientos en estos países podrían tener  un  efecto    negativo  sobre  el  valor  de  los  títulos  de  emisores  brasileños.  Las  crisis  en  otros  países  o  las  políticas  económicas  de  otros  países  podrían  disminuir  el  interés  de  los  inversores  en  los  títulos  de  emisores  brasileños.    Ello  podría  afectar  de  manera  negativa  el  precio  de  mercado  de  nuestras  acciones  y  ADSs,  y  limitar  nuestra  capacidad  para  financiar nuestras operaciones.  

Es posible que el mercado para las obligaciones de  PifCo no sea líquido.  Algunas  de  las  obligaciones  de  PifCo  no  cotizan en ningún mercado de valores ni a través de  ningún  sistema  electrónico  de  cotización.  No  podemos  dar  ninguna  garantía  sobre  la  liquidez  de  las  obligaciones  de  PifCo  ni  sobre  la  existencia  de  mercados  en  que  se  negocien.  No  podemos  garantizar  que  los  tenedores  de  obligaciones  de  PifCo  puedan  venderlas  en  el  futuro.  Si  no  se  desarrolla  un  mercado  para  las  obligaciones  de  PifCo,  es  posible  que  sus  tenedores  no  puedan  venderlas durante un período prolongado, si es que  alguna vez pueden hacerlo.  Es  posible  que  los  tenedores  de  ADSs  no    puedan  ejercer  los  derechos  de  suscripción  preferente  respecto  de  las  acciones  ordinarias  y  preferidas  subyacentes a las ADSs. 

 La  reciente  crisis  financiera  mundial  ha  tenido  consecuencias  significativas  en  todo  el  mundo,  incluyendo  Brasil,  como  por  ejemplo  la  volatilidad  en  el  mercado  accionario  y  de  crédito,  falta de disponibilidad de crédito, mayores tasas de  interés,  una  contracción  general  de  la  economía  mundial,  volatilidad  del  tipo  de  cambio  y  presión  inflacionaria, entre otras consecuencias, que afectan  y  podrían  continuar  afectando  negativamente,  en  forma directa o indirecta, los resultados de nuestras  operaciones, nuestra situación financiera y el precio  de los títulos emitidos por compañías brasileñas. 

 

Es  posible  que  los  tenedores  de  ADSs  radicados  en  los  Estados  Unidos  no  puedan  ejercer  los derechos de suscripción preferente relacionados  con las acciones ordinarias y las acciones preferidas  subyacentes  a  las  ADSs  a  menos  que  se  encuentre  vigente  una  declaración  de  registro  en  virtud  de  la  Ley  de  Títulos‐Valores  de  los  Estados  Unidos  en  relación  con  tales  derechos  o  se  encuentre  disponible una exención de los requisitos de registro 

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de la Ley de Títulos‐Valores. No estamos obligados a  presentar  una  declaración  de  registro  respecto  de  las  acciones  ordinarias  y  preferidas  en  relación  con  tales  derechos  de  suscripción  preferente  y,  por  lo  tanto,  es  posible  que  no  presentemos  dicha  declaración  de  registro.  Si  no  se  presenta  una  declaración de registro y no existe una exención de  registro,  JPMorgan  Chase  Bank,  N.A.,  en  calidad  de  depositario,  intentará  vender  los  derechos  de  suscripción  preferente  y  los  tenedores  de  ADSs  tendrán derecho a recibir el producido de la venta.  Sin embargo, los derechos de suscripción preferente  caducarán  si  el  depositario  no  puede  venderlos.  En  relación  con  una  descripción  más  completa  de  los  derechos de suscripción preferente en relación con  las  acciones  ordinarias  o  preferidas,  véase  el  Item  10.  “Información  Adicional  ‐  Acta  Constitutiva  y  Estatutos  de  Petrobras  ‐  Derechos  de  Suscripción  Preferente”. 

ADSs,  a  los  que  no  se  les  pagó.  El  depositario  no  invertirá  los  reales  y  no  será  responsable  de  los  intereses.  Si  se  establecieran  restricciones  de  este  tipo, las mismas afectarían o impedirían también la  conversión  de  reales  a  dólares  de  los  pagos  en  virtud  de  garantías  y  acuerdos  de  compra  standby  celebrados en respaldo de las obligaciones de PifCo  y el envío de dólares estadounidenses al exterior. En  caso de que los tenedores de obligaciones de PifCo  reciban  pagos en  reales correspondientes al  monto  en  dólares  equivalente  adeudado  en  virtud  de  las  obligaciones  de  PifCo,  no  será  posible  convertir  estos  montos  a  dólares.  Si  se  establecieran  estas  restricciones,  las  mismas  podrían  también  impedirnos  poner  fondos  a  disposición  de  PifCo  en  dólares  en  el  exterior,  en  cuyo  caso  es  posible  que  PifCo  no  cuente  con  fondos  en  dólares  disponibles  suficientes para pagar sus obligaciones de deuda.  

Las  restricciones  al  envío  de  capitales  al  exterior  impuestas en el Brasil podrían afectar la capacidad  de  los  tenedores  de  ADSs  de  cobrar  dividendos  y  distribuciones, y el producido de cualquier venta de  acciones  ordinarias  o  preferidas  subyacentes  a  las  ADSs, como así también la capacidad para cumplir  con  las  obligaciones  de  deuda,  incluyendo  las  garantías  y  los  acuerdos  de  compra  standby  que  hemos  celebrado  en  respaldo  de  las  obligaciones  de PifCo.  

Además,  el  pago  de  dividendos  y  otras  distribuciones a los accionistas y los pagos en virtud  de  las  garantías  y  acuerdos  de  compra  standby  de  Petrobras  en  relación  con  las  obligaciones  de  PifCo  no  requieren  la  aprobación  por  parte  del  Banco  Central  de  Brasil  ni  el  registro  en  el  mismo.    No  obstante  ello,  es  posible  que  el  Banco  Central  de  Brasil  imponga  requisitos  de  aprobación  previa  cuando  se  envíen  dólares  al  exterior,  lo  que  podría  causar demoras en dichos pagos. 

El  gobierno  brasileño  podría  establecer  restricciones  temporarias  a  la  conversión  de  moneda  brasileña  en  moneda  extranjera  y  a  la  remesa  a  inversores  extranjeros  del  producido  de  sus  inversiones  en  Brasil.  La  legislación  brasileña  permite  que  el  gobierno  establezca  estas  restricciones  toda  vez  que  se  produzca  un  grave  desequilibrio  en  la  balanza  de  pagos  de  Brasil  o  existan razones para prever un desequilibrio de ese  tipo. 

Si  el  tenedor  canjea  los  ADSs  de  Petrobras  por  acciones ordinarias o preferidas, corre el riesgo de  perder  la  capacidad  de  remitir  moneda  extranjera  al  exterior  y  perder  el  derecho  a  las  ventajas  impositivas de Brasil.  El  custodio  brasileño  de  nuestras  acciones  ordinarias o preferidas subyacentes a nuestras ADSs  debe  obtener  un  certificado  de  registro  del  Banco  Central  de  Brasil  para  tener  derecho  a  remitir  dólares  estadounidenses  al  exterior,  en  pago  de  dividendos  y  otras  distribuciones  relacionadas  con  dichas  acciones  o  con  la  venta  de  las  acciones  ordinarias o preferidas. Si el tenedor decide canjear  sus  ADSs  por  las  acciones  ordinarias  o  preferidas  subyacentes,  el  certificado  de  registro  del  custodio  tendrá vigencia durante cinco días hábiles en Brasil  contados  a  partir  del  día  del  canje.  Una  vez  transcurrido ese plazo, es posible que el tenedor no  pueda obtener dólares y remitirlos al exterior por la  venta  de  sus  acciones  ordinarias  o  preferidas,  o  las 

El  gobierno  brasileño  impuso  restricciones  a las remesas durante aproximadamente seis meses  en 1990 y podría decidir tomar medidas similares en  el  futuro.  Si  se  establecieran  restricciones  de  este  tipo,  las  mismas  afectarían  o  impedirían  la  conversión de reales a dólares de los dividendos, las  distribuciones  o  el  producido  de  la  venta  de  acciones  ordinarias  o  preferidas,  y  la  remesa  al  exterior  de  los  dólares.  En  ese  caso,  el  depositario  de  las  ADSs  mantendrá  en  su  poder  los  reales  que  no pueda convertir a cuenta de los tenedores de las 

 

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distribuciones  relacionadas  con  las  acciones  ordinarias  o  preferidas,  a  menos  que  obtenga  su  propio  certificado  de  registro,  o  se  registre  conforme a la Resolución Nº 2.689 del 26 de enero  de  2000  del  Conselho  Monetário  Nacional  (Consejo  Monetario  Nacional),  que  permite  que  los  inversores  extranjeros  registrados  compren  y  vendan  acciones  en  la  Bolsa  de  Valores  de  São  Paulo.  Además,  si  el  tenedor  no  obtiene  un  certificado de registro o no se registra conforme a la  Resolución Nº 2.689, es posible que esté sujeto a un  tratamiento  impositivo  menos  favorable respecto a  las  ganancias  sobre  las  acciones  ordinarias  o  preferidas. 

sociedades  brasileñas  no  cuentan  con  legitimación  para iniciar una acción de clase (class action).  Petrobras  es  una  sociedad  controlada  por  el  Estado,  constituida  conforme  a  las  leyes  brasileñas  y  todos  sus  consejeros  y  ejecutivos  residen en Brasil. Prácticamente todos sus activos y  los de sus consejeros y ejecutivos se encuentran en  Brasil.  Por  consiguiente,  es  posible  que  los  inversores  no  puedan  notificar  actos  procesales  a  Petrobras  o  a  sus  consejeros  y  ejecutivos  en  los  Estados Unidos o en otra jurisdicción fuera de Brasil,  o  exigir  el  cumplimiento  de  sentencias  dictadas  en  contra de Petrobras o en contra de sus ejecutivos o  consejeros  en  los  Estados  Unidos  u  otras  jurisdicciones  fuera  de  Brasil.  Debido  a  que  el  cumplimiento  de  las  sentencias  dictadas  por  los  tribunales  civiles  de  los  Estados  Unidos  basadas  en  las  leyes  federales  de  títulos  de  los  Estados  Unidos  sólo  puede  exigirse  en  Brasil  si  se  cumplen  determinados  requisitos,  es  posible  que  los  tenedores  de  ADSs  enfrenten  más  dificultades  al  proteger sus intereses en procesos contra Petrobras  o  contra  sus  ejecutivos  o  consejeros,  que  las  que  enfrentarían  accionistas  de  una  compañía  constituida  en  un  estado  u  otra  jurisdicción  de  los  Estados Unidos. 

Si  intentara  obtener  su  propio  certificado  de  registro,  el  tenedor  podría  incurrir  en  gastos  o  sufrir  retrasos  en  el  proceso  de  solicitud,  lo  que  podría  demorar  la  recepción  de  dividendos  o  distribuciones  relacionados  con  las  acciones  ordinarias  o  preferidas  o  el  retorno  de  su  capital  a  su  debido  tiempo.  El  certificado  de  registro  del  custodio  o  cualquier  registro  de  capital  extranjero  que  obtenga  el  tenedor,  podría  verse  afectado  por  modificaciones  futuras  en  la  legislación  o  la  normativa,  y  no  podemos  garantizar  que  no  se  establezcan  en  el  futuro  otras  restricciones  que  afecten  a  los  tenedores,  a  la  venta  de  las  acciones  ordinarias  o  preferidas  subyacentes  o  a  la  repatriación del producido de la venta. 

Los  tenedores  de  nuestras  ADSs  podrían  enfrentar  dificultades en el ejercicio de los derechos a voto y  las acciones preferidas y las ADSs que representan  acciones  preferidas  en  general  no  otorgan  al  tenedor de ADSs derecho a voto. 

Los  tenedores  de  ADSs  podrían  enfrentar  dificultades al proteger sus intereses.  Nuestros  asuntos  corporativos  están  regidos  por  nuestros  Estatutos  y  por  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil  que  difieren  de  los  principios  jurídicos  que  nos  regirían  si  nuestra  empresa  estuviera  constituida  en  una  jurisdicción  de  los  Estados Unidos o en otra jurisdicción fuera de Brasil.  Además,  los  derechos  de  los  tenedores  de  ADSs,  que  derivan  de  los  derechos  de  los  tenedores  de  nuestras  acciones  ordinarias  o  preferidas,  según  corresponda,  a  proteger  sus  intereses  contra  medidas  tomadas  por  nuestro  Consejo  de  Administración son diferentes en virtud de la Ley de  Sociedades  de  Brasil  respecto  de  otras  leyes  de  otras jurisdicciones. Además, la normativa contra la  utilización de información privilegiada y el usufructo  en  provecho  propio  y  la  preservación  de  los  intereses de los accionistas pueden ser más difusas  y menos rígidamente aplicadas en Brasil que en los  Estados  Unidos.  Además,  los  accionistas  de 

 

El  tenedor  de  ADSs  podría  enfrentar  dificultades  al  ejercer  algunos  de  sus  derechos  en  calidad de accionista si es tenedor de nuestras ADSs  y  no  de  las  acciones  subyacentes.  Por  ejemplo,  en  caso  de  que  no  proporcionemos  al  depositario  el  material  para  votar  en  forma  puntual,  es  posible  que  el  tenedor  no  pueda  votar  impartiendo  instrucciones  al  depositario  de  cómo  votar  en  su  representación.  Además,  una  parte  de  nuestras  ADSs  representa  acciones  preferidas.  Conforme  a  la  legislación  brasileña  y  a  nuestros  Estatutos,  los  tenedores  de  acciones  preferidas,  en  general,  no  tienen  derecho  a  voto  en  las  asambleas.  Esto  significa,  entre  otras  cosas,  que  los  tenedores  de  ADSs que representan acciones preferidas no tienen  derecho  a  voto  cuando  se  trata  de  transacciones  o  decisiones  importantes  de  la  Compañía.  Véase  el 

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Item 10. “Información Adicional ‐ Acta Constitutiva y  Estatutos  ‐  Derecho  a  Voto”  en  relación  con  una  descripción  más  detallada  sobre  el  derecho  a  voto  limitado de nuestras acciones preferidas. 

garantía  y  el  acuerdo  de  compra  standby  por  nuestra  parte  fue  una  operación  fraudulenta,  es  posible que los tenedores de obligaciones de PifCo  no puedan iniciar una demanda en contra nuestra. 

Exigir el cumplimiento de nuestras obligaciones en  virtud del acuerdo de compra standby podría llevar  más de lo previsto. 

La obligación de PifCo de realizar pagos en  relación  con  las  obligaciones  de  PifCo  está  respaldada  por  nuestra  obligación  en  virtud  de  la  garantía  o  el  acuerdo  de  compra  standby.  Nuestro  asesor  externo  en  los  Estados  Unidos  nos  ha  notificado  que  la  garantía  y  el  acuerdo  de  compra  standby  son  válidos  y  oponibles  en  virtud  de  las  leyes del Estado de Nueva York y los Estados Unidos.  Además,  nuestro  asesor  legal  general  nos  ha  informado  que  las  leyes  brasileñas  no  impiden  que  la  garantía  y  el  acuerdo  de  compra  standby  sean  válidos, vinculantes y oponibles  contra Petrobras de  acuerdo  con  sus  términos.  Si  se  aplicaran  a  la  garantía  y  al  acuerdo  de  compra  standby  las  leyes  federales  de  los  EE.UU.  relativas  a  operaciones  fraudulentas,  o  leyes  similares  y,  al  momento  del  otorgamiento de la garantía o el acuerdo de compra  standby, nosotros:  

Hemos  celebrado  un  acuerdo  de  compra  standby  para  respaldar  las  obligaciones  de  PifCo  derivadas  de  sus  obligaciones  y  contratos  de  fideicomiso.  Nuestra  obligación  de  comprar  a  los  tenedores  de  obligaciones  de  PifCo  los  montos  impagos de capital, intereses y cualquier otro monto  adeudado  en  virtud  de  las  obligaciones  y  contratos  de  fideicomiso  de  PifCo  está  sujeta  a  ciertas  limitaciones,  independientemente  de  si  estos  montos  se  adeudan  al  vencimiento  de  las  obligaciones de PifCo o no.  Nuestro  asesor  nos  informó  que  la  ejecución  contra  Petrobras  del  acuerdo  de  compra  standby  en  Brasil,  si  fuera  necesario,  requerirá  un  proceso  judicial  que,  a  pesar  de  ser  similar,  tiene  algunas  diferencias  procesales  con  los  aplicables  para  ejecutar  una  garantía  y,  en  consecuencia,  la  ejecución  del  acuerdo  de  compra  standby  podría  llevar más tiempo que la ejecución de una garantía.  Es  posible  que  se  exija  a  Petrobras  efectuar  exclusivamente  en  reales  el  pago  dispuesto  en  virtud  de  decisiones  judiciales  de  los  tribunales  brasileños  que  exijan  el  cumplimiento  de  nuestras  obligaciones en virtud de la garantía y del acuerdo  de  compra  standby  relacionado  con  las  obligaciones de PifCo.  Si  se  entablara  en  Brasil  un  juicio  para  exigir  el  cumplimiento  de  nuestras  obligaciones  en  virtud  de  la  garantía  o  del  acuerdo  de  compra  standby  relacionado  con  las  obligaciones  de  PifCo,  se  nos  exigiría  cancelar  nuestras  obligaciones  sólo  en reales. De acuerdo con las normas de control de  cambio brasileñas, la obligación de pagar una suma  de  dinero  en  una  moneda  que  no  sea  el  real,  a  pagarse  en  Brasil  en  virtud  de  la  decisión  de  un  tribunal  brasileño,  puede  cancelarse  en  reales  al  tipo  de  cambio  determinado  por  el  Banco  Central  del Brasil, vigente el día del pago. 

éramos  o  fuéramos  insolventes  o  declarados  insolventes  en  razón  de  haber  otorgado  dicha  garantía  o acuerdo de compra standby; 

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estábamos  o  estuviéramos  involucrados  en  negocios  o  transacciones  para  los  cuales  los  activos  que  permanecen  en  nuestro  poder  constituyeran  un  capital excesivamente pequeño; o 

•

teníamos la intención de incurrir o  incurrimos,  o  consideráramos  o  consideramos  que  incurriríamos,  en deudas que superarían nuestra  capacidad de pago al momento de  su vencimiento; y 

•

en  cada  caso,  teníamos  la  intención de recibir o recibimos un  valor  inferior  al  razonablemente  equivalente  o  a  la  contraprestación  justa  en  tal  sentido,  

entonces,  nuestras  obligaciones  en  virtud  de  la  garantía  y  del  acuerdo  de  compra  standby  podrían  eludirse  o  las  demandas  relacionadas  con  dicho 

Si se determina que estamos sujetos a las leyes de  quiebras de los EE.UU. y que el otorgamiento de la 

 

•

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acuerdo  podrían  supeditarse  a  las  demandas  de  otros  acreedores.  Entre  otras  cosas,  una  impugnación  legal  de  la  garantía  y  del  acuerdo  de  compra  standby  fundamentada  en  operaciones  fraudulentas  podría  enfocarse  en  los  beneficios,  si  los  hubiera,  que  obtuvimos  como  resultado  de  la  emisión de dichas obligaciones por parte de PifCo. Si  se  considerara  que  la  garantía  y  el  acuerdo  de  compra  standby  constituyen  operaciones  fraudulentas o inoponibles por cualquier otra razón, 

los  tenedores  de  las  obligaciones  de  PifCo  no  podrían entablar una demanda en nuestra contra en  virtud  de  la  garantía  y  del  acuerdo  de  compra  standby  y  sólo  podrían  entablarla  contra  PifCo.  No  podemos  garantizar  que,  después  de  responder  a  todas  las  demandas  previas,  el  capital  será  suficiente  para  satisfacer  las  demandas  de  los  tenedores de obligaciones de PifCo en relación con  las  partes  eludidas  de  la  garantía  y  del  acuerdo  de  compra standby. 

  Item 4. Información sobre la Compañía   Historia y Desarrollo  

acciones  en  circulación  y  del  55,7%  de  nuestras  acciones con derecho a voto.  Operamos a través de  subsidiarias,  joint  ventures,  y  compañías  asociadas  establecidas  en  Brasil  y  en  muchos  otros  países.  Nuestra  sede  social  se  encuentra  ubicada  en  Avenida  Republica  do  Chile  65,  20031‐912  Rio  de  Janeiro,  RJ,  Brasil  y  nuestro  teléfono  es  (55‐21)  3224‐4477.  

Petróleo Brasileiro S.A. ‐ PETROBRAS ‐ se constituyó  en  1953  con  el  fin  de  desarrollar  las  actividades  relacionadas  con  hidrocarburos  del  gobierno  brasileño. Iniciamos nuestras operaciones en 1954 y  durante  aproximadamente  cuarenta  años  llevamos  a  cabo  actividades  relativas  a  la  producción  y  refinación de petróleo crudo y gas natural en Brasil  en representación del gobierno.  

Descripción General del Grupo  Somos una empresa integrada de petróleo  y  gas,  la  más  grande  de  Brasil  y  una  de  las  más  grandes de América Latina en términos de ingresos.   Debido al legado recibido como único ex proveedor  de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  de  Brasil  y  nuestro  continuo  compromiso  con  el  desarrollo y el crecimiento, operamos la mayoría de  los  yacimientos  de  petróleo  y  gas  de  Brasil  y  tenemos  una  amplia  base  de  reservas  probadas  y  una  infraestructura  operativa  totalmente  desarrollada.    En  2008,  nuestra  producción  promedio  diaria  interna  de  hidrocarburos  era  de  2.176  mboe/d,  representando  aproximadamente  el  98,5% de la producción total de Brasil.  Más del 84%  de  nuestras  reservas  probadas  se  encuentran  en  yacimientos  grandes,  contiguos  y  altamente  productivos en la Cuenca Campos en mar abierto, lo  que nos permite concentrar nuestra infraestructura  operativa  y  limitar  los  costos  de  exploración,  desarrollo  y  producción.    Durante  40  años  de  dedicación  al desarrollo  de cuencas  en  mar  abierto  en  Brasil  hemos  desarrollado  especial  experiencia  en  exploración  y  producción  en  aguas  profundas,  aplicada  tanto  en  Brasil  como  en  otras  áreas  petroleras en mar abierto. 

En la década del 90, como consecuencia de  una  serie  de  medidas  legislativas,  el  estado  brasileño  renunció  al  monopolio  sobre  las  actividades de petróleo y gas. El 9 de noviembre de  1995,  en  virtud  de  una  reforma  constitucional,  el  gobierno  brasileño  fue  autorizado  a  contratar  compañías  públicas  y  privadas  para  llevar  a  cabo  actividades  relacionadas  con  los  segmentos  upstream  y  downstream  del  sector  del  petróleo  y  gas  brasileño.    El  6  de  agosto  de  1997,  Brasil  promulgó  la  Ley  de  Petróleo  (Ley  N°  9.478)  que  estableció  la  competencia  en  los  mercados  brasileños  de  crudo,  productos  derivados  del  petróleo y gas natural.  Con vigencia a partir del 2 de  enero  de  2002,  Brasil  desreguló  los  precios  del  crudo, los productos derivados del petróleo y el gas  natural.    Véase  “Regulación  de  la  Industria  del  Petróleo y el Gas en Brasil ‐ Regulación de Precios.”   La  Compañía  negocia  sus  acciones  ordinarias  y  preferidas  en  la  Bolsa  de  São  Paulo  desde  1968.  Petrobras  se  constituyó    como  una  compañía controlada por el estado de conformidad  con  la  Ley  N°  2.004  (vigente  el  3  de  octubre  de  1953),  y  el  paquete  mayoritario  de  nuestro  capital  accionario  con  derecho  a  voto  debe  ser  propiedad  del  gobierno  federal  de  Brasil,  un  estado  o  una  municipalidad.  Al  31  de  diciembre  de  2008,  el  gobierno brasileño era titular del 32,2% de nuestras 

 

Operamos  básicamente  toda  la  capacidad  de  refinación  de  Brasil.    La  mayoría  de  nuestras  refinerías  se  encuentra  ubicada  en  el  sudeste  de 

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Brasil,  en  los  mercados  más  poblados  e  industrializados  del  país  y  contiguos  a  la  Cuenca  Campos  de  donde  proviene  la  mayoría  de  nuestro  crudo.    Nuestra  capacidad  de  refinación  interna  de  1.942  mbbl/d  está  bien  equilibrada  con  nuestra  producción interna de crudo de 1.787 mbbl/d y con  la  venta  de  productos  derivados  del  petróleo  a  los  mercados  internos  de  1.748  mbbl/d.    Participamos  también  en  la  producción  de  productos  petroquímicos  y  fertilizantes.    Somos  distribuidores  de productos derivados del petróleo a mayoristas a  través de nuestra propia red minorista “BR”. 

Nuestras  actividades  comprenden  cinco  segmentos de negocio:  

Participamos  en  la  mayoría  de  los  segmentos  del  mercado  de  gas  natural  brasileño.  Este  mercado  se  ha  visto  limitado  por  el  nivel  de  producción interna de gas  y nuestra infraestructura  de  transporte  y  distribución.    Prevemos  un  crecimiento  de  nuestras  actividades  relacionadas  con  el  gas  natural  cuando  ampliemos  nuestra  producción  de  gas  asociado  y  no  asociado,  principalmente  proveniente  de  yacimientos  en  mar  abierto  en  las  Cuencas  Campos,  Espírito  Santo  y  Santos,  y  ampliemos  la  infraestructura  de  transporte  de  gas  de  Brasil.  Utilizamos  las  terminales  de  GNL  para  satisfacer  la  demanda  y  diversificar nuestra oferta. Participamos también en  el mercado de energía local principalmente a través  de nuestras inversiones en centrales termoeléctricas  de generación a gas.  A  nivel  internacional,  operamos  en  23   países.    En  América  Latina,  nuestras  operaciones  abarcan  desde  exploración  y  producción  hasta  refinación,  comercialización,  servicios  minoristas  y  gasoductos.  En  América  del  Norte,  producimos  petróleo  y  gas  y  contamos  con  operaciones  de  refinación  en  los  Estados  Unidos.    En  Africa,  producimos petróleo en Angola y Nigeria, y en Asia  tenemos  operaciones  de  refinación  en  Japón.    En  otros  países  llevamos  a  cabo  exclusivamente  actividades de exploración de petróleo y gas.  

 

•

Exploración y Producción: exploración,  desarrollo  y  producción  de  petróleo  y  gas en Brasil;  

•

Suministro:  actividades  de  downstream  en  Brasil,  incluyendo,  refinación,  exportaciones  e  importaciones  de  productos  derivados  del  petróleo  y  de  crudo,  productos  petroquímicos y fertilizantes en Brasil; 

•

Distribución: distribución de productos  derivados del petróleo a mayoristas y a  través  de  nuestra  red  minorista  “BR”  en Brasil; 

•

Gas  y  Energía:  transporte  y  distribución  de  gas,  generación  eléctrica mediante la utilización de gas  natural  y  fuentes  de  energía  renovables y operaciones relacionadas  con biocombustibles en Brasil; e  

•

Internacional:  exploración  y  producción, suministro (actividades de  downstream,  incluyendo,  refinación,  productos  petroquímicos  y  fertilizantes),  distribución  y  operaciones  relacionadas  con  el  gas  natural y la energía fuera de Brasil. 

   

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El siguiente cuadro describe información clave correspondiente a cada segmento de negocio en 2008:    2008 

  Exploración y  Producción 

 

  Ingresos operativos  netos ............................... Resultados antes de  participaciones  minoritarias e  impuesto a las  ganancias......................... Total activo al 31 de  diciembre ........................ Inversiones ......................

 

Suministro 

Distribución 

Gas y Energía 

Internacional 

Corporativo(1) 

(millones de U$S)  8.802  10.940 

59.024 

96.202 

30.892 

31.657 

(2.956) 

1.245 

(504)

51.326  14.293 

27.521  7.234 

4.775  309 

14.993  4.256 

Eliminaciones 

− 

(605) 

(87.603) 

(1.986) 

13.439  2.908 

Total del  Grupo 

118.257 

141 

17.583  874 

(3.942)  − 

26.992  125.695  29.874 

 

(1) 

El segmento Corporativo incluye las actividades de financiación de la Compañía no atribuidas a otros segmentos, incluyendo la  administración financiera corporativa, gastos generales administrativos centrales y gastos actuariales relacionados con los planes de  pensión y salud de la Compañía para participantes inactivos. 

  El siguiente cuadro describe nuestra producción de petróleo crudo y gas natural por área geográfica en  2008, 2007 y 2006:   

2008  Petróleo  (mbbl/d) 

  Brasil:    Mar abierto:    Cuenca Campos .............. Otros............................... Total mar abierto............ En tierra ............................ Total Brasil(1) ........................ Internacional:  Argentina ........................ Bolivia ............................. Colombia......................... Ecuador........................... Perú ................................ Venezuela ....................... Estados Unidos ............... Angola............................. Nigeria ............................ Total Internacional ................ Total producción  consolidada ........................... Filiales y Afiliadas no  consolidadas: (2)  Venezuela ....................... Producción Mundial .............

2007 

Gas  Natural  (mmcf/d) 

Total (mboe/d) 

   

   

Petróleo  (mbbl/d) 

   

Gas Natural  (mmcf/d) 

   

2006 

   

1.546,8  86,5  1.633,3  221,3  1.854,6 

824,9  499,5  1.324,4  603,1  1.927,5 

1.684,3  169,7  1.854,0  321,8  2.175,8 

1.475,3  87,8  1.563,1  229,0  1.792,1 

750,0  281,8  1.031,8  605,0  1.636,8 

  51,8  8,4  15,3  11,4  14,1  0,0  1,9  2,6  5,3  110,8 

  289,9  276,4  0,8  0,0  11,9  0,0  15,7  0,0  0,0  594,7 

  100,0  54,5  15,5  11,4  16,1  0,0  4,5  2,6  5,3  209,9 

  54,4  9,3  16,6  10,4  13,3  0,0  4,7  3,6  0,0  112,3 

  285,7  307,3  0,1  0,0  10,9  0,0  40,8  0,0  0,0  644,8 

1.965,4   

2.522,2   

2.385,7   

1.904,4   

2.281,6   

12,8  1.978,2 

7,8  2.530,0 

14,1  2.399,8 

13,9  1.918,3 

11,5  2.293,1 

Petróleo  (mbbl/d) 

Total (mboe/d) 

    1.600,3  134,8   1.735,1  329,8  2.064,9 

 

Gas  Natural  (mmcf/d)  

   

Total (mboe/d) 

   

1.468,3 759,1  77,4  256,5  1.545,7 1.015,6  232,0 644,0  1.777,7 1.659,6    62,1 8,9 16,8 11,9 12,7 10,5 1,4 5,3 0,0 129.6 

  274,9  288,9  0,2  0,0  10,9  4,3  15,9  0,0  0,0  595,1 

  107,9  57,0  16,9  11,9  14,6  11,2  4,0  5,3  0,0  228,8 

2.285,2 

1.907,3  

2.254,7   

2.283,1   

15,9  2.300,5 

12,6 1.919,9

11,5  2.266,2 

14,4  2.297,5 

102,0  60,5  16,6  10,4  15,1  0,0  11,5  3,6  0,0  219,7 

 

   

(1)  Las cifras correspondientes a la producción brasileña incluyen volúmenes de gas reinyectado, que no se encuentran incluidos en las  cifras de nuestras reservas probadas.  (2)  Compañías en las que Petrobras es titular de una participación minoritaria. 

 

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1.594,9   120,1  1.715,0  339,3  2.054,3 

Los  siguientes  cuadros  describen  nuestras  reservas  netas  probadas  estimadas  desarrolladas  y  no  desarrolladas de petróleo crudo y gas natural por región al 31 de diciembre de 2008:         Brasil:    Mar Abierto:    Cuenca Campos ........................................................ Otras ......................................................................... Total mar abierto ...................................................... En tierra ...................................................................... Total Brasil.....................................................................

Reservas de Petróleo Crudo  No Desarrolladas  (millones de barriles)      3.066,5  107,1  3.173,6  196,2  3.369,8 

Desarrolladas 

4.802,2  116,7  4.918,9  427,6  5.346,5 

Internacional:    Argentina .................................................................... Bolivia ......................................................................... Colombia ..................................................................... Ecuador ....................................................................... Perú............................................................................. Estados Unidos............................................................ Angola ......................................................................... Nigeria......................................................................... Total Internacional ........................................................

 

Grupo ............................................................................ Filiales y afiliadas no consolidadas (1):  Venezuela ...................................................................

Total      7.868,7  223,8  8.092,5  623,8  8.716,3   

90,3  28,7  18,3  5,7  46,0  5,9  1,2  14,8  210,9 

27,5  7,4  10,3  0,6  54,1  9,6  0,0  68,8  178,3 

117,8  36,1  28,6  6,3  100,1  15,5  1,2  83,6  389,2 

5.557,4    27,6 

3.548,1    21,6 

9.105,5    49,2 

 

 (1)  Compañías en las que Petrobras es titular de una participación minoritaria.        Brasil:  Mar Abierto:  Cuenca Campos ....................................................... Otras ........................................................................ Total mar abierto ..................................................... En tierra ..................................................................... Total Brasil....................................................................

Reservas de Gas Natural  No Desarrolladas  (miles de millones de pies cúbicos)      2.005,9  1.680,5  3.686,4  589,7  4.276,1 

Desarrolladas 

Internacional:  Argentina ................................................................... Bolivia ........................................................................ Colombia .................................................................... Ecuador ...................................................................... Nigeria........................................................................ Perú............................................................................ Estados Unidos........................................................... Total Internacional ....................................................... Grupo ........................................................................... Filiales y afiliadas no consolidadas (1):  Venezuela ..................................................................  

    2.610,3  1.168,2  3.778,5  1.291,4  5.069,9   

 

Total      4.616,2  2.848,7  7.464,9  1.881,1  9.346,0 

555,4  1.040,8  0,6  1,4  25,6  63,2  67,9  1.754,9 

481,8  448,8  0,5  0,3  1,3  47,5  58,3  1.038,5 

  1.037,1  1.489,6  1,1  1,8  26,9  110,7  126,2  2.793,4 

6.824,8    47,3 

5.314,6    28,4 

12.139,4    75,7 

(1)  Compañías en las que Petrobras es titular de una participación minoritaria. 

Calculamos  las  reservas  en  base  a  pronósticos  de  producción  en  yacimientos,  que  dependen  de  una  serie  de  parámetros  técnicos,  tales  como  interpretación  sísmica,  mapas  geológicos,  pruebas  de  pozos  y  datos  económicos. 

 

Todas  las  estimaciones  de  reservas  implican  un  cierto  grado  de  incertidumbre.  La  incertidumbre  depende  principalmente  de  la  cantidad  de  datos  geológicos  y  de  ingeniería  confiables  disponibles  al  momento  de  la  estimación  e  interpretación  de  los 

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datos.  En  consecuencia,  nuestras  estimaciones  se  realizan  utilizando  los  datos  más  confiables  al  momento de la estimación, de conformidad con las  mejores  prácticas  de  la  industria  del  petróleo  y  del  gas. DeGolyer and MacNaughton (D&M) ha revisado  y  certificado  el  94%  de  nuestras  estimaciones  de  reservas  probadas  internas  de  petróleo  crudo,  condensado  y  gas  natural  al  31  de  diciembre  de  2008.  Las  estimaciones  para  la  obtención  de  la  certificación se realizaron de acuerdo con la Norma  4‐10  de  la  Reglamentación  S‐X  de  la  SEC.    Véase  “Información  Complementaria  relativa  a  las  Actividades  de  Producción  de  Petróleo  y  Gas”  a  partir  de  la  página  F‐138  en  relación  con  una  descripción de nuestras reservas probadas.   Las  declaraciones  contenidas  en  este  Item  4  en  relación  con  los  proyectos  de  exploración  y  desarrollo  y  las  estimaciones  de  producción  constituyen  declaraciones    sobre  hechos  futuros  y  están  sujetas  a  riesgos  significativos  e  incertidumbre.    A  pesar  de  que  consideramos  que  las  expectativas  reflejadas  en  las  declaraciones  sobre  hechos  futuros  son  razonables,  no  podemos  garantizar  que  nuestros  niveles  reales  de  actividad,  producción  o  rendimiento  cumplirán  estas  expectativas.  Véase el Item 3. “Información  Clave ‐  Factores de Riesgo.” 

Las  actividades  de  exploración  y  producción  de  petróleo  y  gas  en  Brasil  constituyen  el  principal  componente  de  la  cartera  de  negocios  de nuestra compañía.  En 1970, nuestra producción  de  crudo,  condensado  y  líquidos  de  gas  natural  en  Brasil  ascendió  a  164  mbbl/d.    Incrementamos  la  producción  a  181  mbbl/d  en  1980,  654  mbbl/d  en  1990,  1.271  mbbl/d  en  2000  y  1.855  mbbl/d  en  2008.    En  1974  realizamos  nuestro  primer  descubrimiento en la Cuenca Campos, mar adentro  en  Brasil,  la  cual  actualmente  representa  más  del  84%  de  nuestras  reservas  probadas.    Nuestro  objetivo  es  crecer  en  reservas  y  producción  de  petróleo  y  gas  en  forma  sustentable  y  ser  reconocidos por la excelencia en las operaciones de  Exploración  y  Producción.    Nuestros  principales  objetivos son:  

 

explorar  y  desarrollar  dos  de  las  otras  mar  adentro  más  cuencas  prometedoras de Brasil: Espírito Santo  (crudo  liviano,  crudo  pesado  y  gas)  y  Santos (gas y crudo liviano); 

•

desarrollar  recursos  de  gas  en  la  Cuenca  Santos  y  en  otras  áreas  con  el  fin  de  satisfacer  la  creciente  demanda  brasileña  de  gas  y  aumentar  la  producción  interna  de  gas  para  cubrir  dicha demanda; 

•

explorar  y  desarrollar  las  secciones  anteriores  al  estrato  de  sal  potencialmente  importantes  que  se  encuentran  debajo  de  las  Cuencas  Espírito Santo, Campos y Santos; y 

•

mantener y aumentar la producción de  los  yacimientos    en  tierra  a  través  de  actividades  de  perforación  y  operaciones  de  mejora  del  nivel  de  recuperación de crudo. 

En  las  áreas  nuevas,  generalmente  se  comienza con actividades de investigación geológica  y  de  sísmica,  seguidas  de  perforaciones  exploratorias.    Cuando  los  resultados  son  exitosos,  continuamos  con  pruebas  de  pozos  de  alcance  extendido, perforaciones de desarrollo y producción  piloto,  que generalmente  implican  la  realización de  importantes  inversiones.  Generalmente  lleva  varios  años  lograr  que  el  éxito  de  las  actividades  de  exploración  se  vea  reflejado en  mayores  reservas  y  producción.  

Exploración y Producción  

•

•

Durante  2008,  nuestra  producción  de  petróleo  y  gas  en  Brasil  alcanzó  un  promedio  de  2.176 mboe/d, de los cuales el 85% correspondió a  petróleo y el 15% a gas natural.  Al 31 de diciembre  de  2008,  nuestras  reservas  netas  probadas  estimadas  de  petróleo  y  gas  en  Brasil  ascendían  a  aproximadamente  10.300  mmboe,  de  los  cuales  el  85% correspondía a petróleo y el 15% a gas natural.   Brasil aportó el 91% de nuestra producción mundial  en  2008  y  representó  el  92%  de  nuestras  reservas  mundiales  al  31  de  diciembre  de  2008  sobre  una  base  de  barriles  de  petróleo  equivalente.  Históricamente,  aproximadamente  el  85%  de  nuestra  producción  total  en  Brasil  ha  sido  de  petróleo;  en  el  futuro,  proyectamos  aumentar 

explorar  y  desarrollar  recursos  petroleros  en  aguas  cada  vez  más  profundas en la Cuenca Campos; 

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nuestra  participación  de  gas  natural  a  fin  de  satisfacer la creciente demanda.  

Los  costos  de  exploración,  desarrollo  y  producción  en  mar  abierto  son  generalmente  más  elevados  que  los  costos  en  tierra,  pero  hemos  podido  compensar  estos  mayores  costos  con  mayores  porcentajes  de  éxito  en  perforación  y  mayores  descubrimientos  y  volúmenes  de  producción. Históricamente, hemos sido exitosos en  el  descubrimiento  y  desarrollo  de  importantes  reservorios de petróleo en mar abierto,  lo que nos  ha  permitido  lograr  economías  de  escala  distribuyendo  los  costos  totales  de  exploración,  desarrollo  y  producción  sobre  una  base  amplia.    Al  concentrarnos  en  oportunidades  cercanas  a  la  infraestructura  de  producción  existente,  limitamos  los  mayores  requerimientos  de  capital  necesarios  para el desarrollo de nuevos yacimientos. 

Los  yacimientos  de  petróleo  más  ricos  de  Brasil  se  encuentran  ubicados  en  mar  abierto,  la  mayoría en aguas profundas.  A partir de 1971, año  en  el  que  iniciamos  las  actividades  de  exploración  en  la  Cuenca  Campos,  hemos  desarrollado  actividades  en  dichas  aguas,  siendo  reconocidos  internacionalmente  como  innovadores  en  la  tecnología  requerida  para  explorar  y  producir  hidrocarburos en aguas profundas y ultraprofundas.   Según PFC Energy, consultora de energía, Petrobras  opera la mayor producción (en términos de barriles  de  petróleo  equivalente)  de  yacimientos  en  aguas  profundas y ultraprofundas.  En 2008, la producción  mar  adentro  representó  el    88%  de  nuestra  producción  y  la  producción  en  aguas  profundas  representó el 76% de nuestra producción en Brasil.  Al 31 de diciembre de 2008, operábamos 155 pozos  en  profundidades  de  más  de  1.000  metros  (3.281  pies).    Al  31  de  diciembre  de  2008,  habíamos  perforado  alrededor  de  322  pozos  exploratorios  en  profundidades de más de 1.000 metros (3.281 pies).  Continuamos perfeccionando nuestra tecnología en  aguas  profundas.  Véase  el  Item  5.  “Análisis  y  Perspectivas Operativas y Financieras ‐ Investigación  y Desarrollo.”    

Además,  hemos  implementado  una  variedad de programas de racionalización de activos  con  el  objeto  de  incrementar  la  recuperación  de  petróleo  de  yacimientos  existentes  y  reducir  la  declinación natural de los yacimientos productivos.   Nuestras  actividades  de  exploración  y  producción  fuera  de  Brasil  se  incluyen  en  nuestro  segmento  de  negocios  Internacional.    Véase  “Internacional.”

Estadísticas Clave de las Actividades de Exploración y Producción      Exploración y Producción:  Ingresos operativos netos ....................................................................   Resultado antes de participaciones minoritarias e impuesto a las  ganancias..............................................................................................   Total  activo al 31 de diciembre ...........................................................   Inversiones ...........................................................................................  

 

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2008 

59.024    31.657  51.326  14.293 

2007  (millones de U$S)    41.991    21.599  53.175  9.448 

2006 

35.738    18.441  38.366  7.329 

En  el  siguiente  cuadro  se  presenta  información  resumida  sobre  nuestros  principales  yacimientos    productivos de petróleo y gas en Brasil.    Cuenca  Alagoas    Camamu    Campos                                 

Yacimientos  Pilar/Rio Remedio    Manati    Albacora    Albacora Leste  Barracuda  Bicudo  Bijupirá/Salema  Bonito  Carapeba  Caratinga  Cherne  Corvina  Enchova  Espadarte  Jubarte  Marimba  Marlim  Marlim Leste 

% de Petrobras  100%    35%    100%    90%  100%  100%  22,4%(2)  100%  100%  100%  100%  100%  100%  100%  100%  100%  100%  100% 

                Espírito Santo 

Marlim Sul  Namorado  Pampo  Pargo  Roncador  Vermelho  Voador    Fazenda Alegre  Peroá  Golfinho 

100%  100%  100%  100%  100%  100%  100%    100%  100%  100% 

  Potiguar 

  Canto do Amaro/Alto da  Pedra/Cajazeira Estreito/Rio  Panon    Jandaia  Miranga    Merluza    Carmopolis  Sirirízinho    Leste do Urucu  Rio Urucu 

  100%    100%    100%  100%    100%    100%  100%    100%  100% 

  Recôncavo    Santos    Sergipe      Solimões   

Tipo   En tierra    Poco profundo    Poco profundo  Profundo  Profundo  Profundo  Poco profundo  Profundo  Poco profundo  Poco profundo  Profundo  Poco profundo  Poco profundo  Poco profundo  Profundo  Profundo  Profundo  Profundo  Profundo   Ultra profundo  Profundo  Poco profundo  Poco profundo  Poco profundo   Ultra profundo  Poco profundo  Profundo    En tierra  Poco profundo  Profundo  Ultra profundo    En tierra    En tierra    En tierra  En tierra    Poco profundo    En tierra  En tierra    En tierra  En tierra 

Fluido(1)  Crudo Liviano/Gas Natural    Gas Natural    Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Pesado  Crudo Intermedio  Crudo Pesado  Crudo Intermedio  Crudo Pesado  Crudo Intermedio   Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio  Crudo Pesado  Crudo Pesado    Crudo Pesado  Crudo Liviano  Crudo Intermedio  Crudo Intermedio    Crudo Intermedio /Gas Natural  Crudo Pesado/Gas Natural    Crudo Liviano  Crudo Liviano/Gas Natural    Gas Natural    Crudo Intermedio  Crudo Intermedio    Crudo Liviano/Gas Natural  Crudo Liviano/Gas Natural 

 

(1)  Crudo Pesado = hasta 22° API; Crudo Intermedio = 22° API a 31° API; Crudo Liviano = más de 31° API  (2)  Petrobras no es el operador de este yacimiento. 

  licitación  en  1998,  de  conformidad  con  la  Ley  de  Petróleo.    Estas  concesiones  se  denominan  “Ronda  Cero”. Desde entonces hemos participado en todas  las rondas de licitación y en la 9a ronda realizada en  diciembre de 2008 adquirimos 27 de los 54 bloques 

En  Brasil  realizamos  actividades  de  exploración,  desarrollo  y  producción  conforme  a  contratos de concesión que obtenemos a través de  la  participación  en  rondas  de  licitación  llevadas  a  cabo  por  la  ANP.  Algunas  de  las  concesiones  existentes  fueron  adjudicadas  por  la  ANP  sin 

 

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ofrecidos  por  un  total  de  10.476  km2  (2,6  millones  de acres).  

cuencas principales en mar abierto en el sudeste de  Brasil: Campos, Espírito Santo y Santos. 

Nuestras  actividades  relativas  a  la  exploración y producción de petróleo y gas en Brasil  se  encuentran  básicamente  concentradas  en  tres 

   

  El siguiente mapa indica las áreas de concesión de la Compañía en Brasil a diciembre de 2008. 

    Cuenca Campos  de  petróleo  en  aguas  profundas  y  ultra  profundas.  La Cuenca Campos es la mayor región productora de  petróleo  y  gas  de  Petrobras  con  una  producción  promedio  de  1.547  mbbl/d  de  petróleo  y  23,7  millones  de  metros  cúbicos  diarios  (894,3  mmcf/d)  de  gas  natural  asociado  durante  2008,  lo  que  representa  el  77%  de  nuestra  producción  total  en  Brasil. 

La  Cuenca  Campos,  que  abarca  una  superficie  de  aproximadamente  115.000  km2  (28,4  millones  de  acres),  es  la  cuenca  más  prolífica  de  petróleo  y  gas  de  Brasil  en  términos  de  reservas  probadas  de  hidrocarburos  y  producción  anual.   Desde  que  comenzamos  las  actividades  de  exploración  en  esta  área  en  1971,  se  han  descubierto  más  de  60  acumulaciones  de  hidrocarburos,  incluidos  ocho  grandes  yacimientos 

 

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Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestra  producción alcanzaba un promedio de 1.593 mbbl/d  de  petróleo  en  39  yacimientos,  con  reservas  probadas  de  crudo  que  representaban  el  90%  de  nuestras  reservas  probadas  totales  de  petróleo  en  Brasil.  Al  31  de  diciembre  de  2008,  las  reservas  probadas  de  gas  natural  en  la  Cuenca  Campos  representaron el 49% de nuestras reservas probadas  totales  de  gas  natural  en  Brasil.  Operamos  34  sistemas  flotantes  de  producción,  14  plataformas  fijas  y  5.697  km  (3.540  millas)  de  oleoductos  y  tuberías  flexibles  a  profundidades  de  80  a  1.886  metros  (262  a  6.188  pies),  con  una  producción  de  petróleo  de  un  promedio  de  23,1°  API  y  un  contenido promedio de agua y sedimento (BWS) del  1%.  

Al  31  de  diciembre  de  2008,  éramos  titulares de derechos de exploración en 35 bloques,  18 en tierra y 17 en mar abierto, cubriendo un área  de 9.359,88 km2 (2,3 millones de acres).  Estamos  desarrollando  dos  proyectos  en  aguas  profundas  para  aumentar  la  producción  de  gas natural en la Cuenca Espirito Santo: el proyecto  Camarupim,  en  el  que  se  utiliza  la  unidad  FPSO  Cidade  de  São  Mateus  con  una  capacidad  de  producción  de  10  millones  de  metros  cúbicos  por  día  y  el  proyecto  Canapu,  en  el  que  se  utiliza  la  unidad FPSO Cidade de Vitória con una capacidad de  producción de 2 millones de metros cúbicos por día.  Se  estima  que  ambos  proyectos  comenzarán  a  operar en el segundo trimestre de 2009.  Además  de  desarrollar  nuevos  proyectos,  Petrobras  está  optimizando  los  recursos  existentes  en el yacimiento Golfinho mediante el traslado de la  FPSO Capixaba al yacimiento de Parque das Baleias  en  la  Cuenca  Campos  antes  de  que  se  inicien  los  trabajos  de  exploración  en  la  sección  anterior  al  estrato de sal en ese lugar.  Reconectaremos el pozo  en el que previamente se utilizó la FPSO Capixaba a  otra FPSO en el yacimiento Golfinho.  

Estimamos  que  la  futura  producción  de  nuevas fuentes en la Cuenca Campos provendrá de  yacimientos  de  petróleo  en  aguas  profundas.  En  la  actualidad  estamos  desarrollando  12  importantes  proyectos  en  la  Cuenca  Campos:  Marlim  Sul  Módulos  2  y  3,  Marlim  Leste  Módulo  2,  Roncador  Módulos  3  y  4,  Jubarte  Fase  II,  Cachalote  Fase  I,  secciones anteriores al estrato de sal de Parque das  Baleias, Papa‐Terra, Frade, Ostra y Baleia Azul. 

Cuenca Santos  

Al  31  de  diciembre  de  2008,  éramos  titulares de derechos de exploración en 22 bloques  en  la  Cuenca  Campos,  en  un  área  de  6.679,71  km2  (1,6 millones de acres).  

La  Cuenca  Santos,  que  cubre  un  área  de  aproximadamente  348.900  km2  (86  millones  de  acres) fuera de la ciudad de  Santos, en el estado de  São  Paulo,  representa  una  de  las  áreas  de  exploración  en  mar  abierto  más  prometedoras  de  Brasil  y  el  foco  de  nuestros  planes  para  desarrollar  gas  natural  local.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestra  producción  de  petróleo  alcanzó  un  promedio  de  1,8  mbbl/d  en  un  yacimiento,  con  reservas  probadas  de  petróleo  crudo  que  representaban  el  0,5%  de  nuestras  reservas  probadas  totales  de  petróleo  en  Brasil.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestra  producción  de  gas  natural  alcanzó  un  promedio  de  0,721  millones  de  metros  cúbicos  por  día  (25,46  mmcf/d)  y  nuestras  reservas  probadas  de  gas  natural  en  la  Cuenca  Santos  representaban  el  17%  de  nuestras  reservas  probadas totales de gas natural en Brasil.      En  enero  de  2006,  aprobamos  un  Plan  Maestro  para  el  Desarrollo  de  Gas  Natural  y  Producción de Petróleo en la Cuenca Santos por un  monto  de  U$S18.000  millones,  por  un  plazo  de  10  años,  el  cual  incrementará  substancialmente 

Cuenca Espírito Santo  Hemos realizado varios descubrimientos de  petróleo  liviano  y  gas  natural  en  la  Cuenca  Espírito  Santo  que  abarca  una  superficie  de  aproximadamente  75.000  km2  (18,5  millones  de  acres) en mar abierto y 14.000 km2 (3,5 millones de  acres) en tierra. Al 31 de diciembre de 2008 nuestra  producción alcanzó un promedio de 69,2 mbbl/d en  41  yacimientos,  con  reservas  probadas  de  petróleo  crudo que representaban el 1% de nuestras reservas  probadas  totales  de  petróleo  en  Brasil.  Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestra  producción  de  gas  natural  alcanzó  un  promedio  de  7,2  millones  de  metros  cúbicos  por  día  (273  mmcf/d), con  reservas  probadas  de  gas  natural  que  representaban  el  7%  de  nuestras  reservas  probadas  totales  de  gas  natural en Brasil.  

 

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Sección anterior al estrato de sal 

nuestra producción de gas con el fin de satisfacer la  creciente demanda interna de gas.  Posteriormente,  establecimos  un  segundo  plan,  denominado  Plangas, con el fin de acelerar la producción de gas y  construir  infraestructura de soporte  en  las  Cuencas  Santos  y  Espírito  Santo.    Como  parte  de  este  plan,  estamos  desarrollando  los  yacimientos  de  aguas  profundas  Mexilhão  y  Urugua‐Tambau  descriptos  a  continuación.  Estimamos  que  estos  planes  de  inversión aumentarán nuestra producción de gas en  la  Cuenca  Santos  de  0,66  millones  de  metros  cúbicos  por  día  (23,3  mmcf/d)  en  2008  a  11,4  millones de metros cúbicos por día (402,5 mmcf/d)  en 2010.  

Durante  los  últimos  años,  nuestras  actividades  de  exploración  en  mar  abierto  estuvieron concentradas en las secciones anteriores  al estrato de sal ubicadas en un área de una longitud  de  aproximadamente  800  km  (497  millas)  y  un  ancho de 200 km (124 millas) que se extiende desde  la Cuenca Campos hasta la Cuenca Santos.  En esta  área de 114.000 km2 (28,2 millones de acres) hemos  perforado  30  pozos  desde  2005,  en  el    87%  de  los  cuales  se  produjeron  descubrimientos  de  recursos  hidrocarburíferos. Somos operadores en la mayoría  de  estas  áreas  de  exploración  y  somos  titulares  de  participaciones que oscilan entre el 20% y el 100%.   En el sur de la región, donde la capa de sal es gruesa  y  los  hidrocarburos  han  estado  mejor  conservados,  hemos  realizado  descubrimientos  particularmente  prometedores,  incluyendo  el  Bloque  BM‐S‐11  (Tupi  e  Iara)  en  la  Cuenca  Santos  en  2006  y  2008.  En  el  norte  de  esta  región,  hemos  realizado  un  importante  descubrimiento  en  el  área  denominada  Parque das Baleias, en la Cuenca Campos en 2008. 

Los  planes  de  desarrollo  de  gas  correspondientes a la Cuenca Santos incluyen:   •

Mexilhão,  ubicado  en  aguas  poco  profundas  en  el  Bloque  BS‐400  de  la  Cuenca  Santos,  el  cual  se  estima  comenzará  a  operar  en  2010  con  una  producción  inicial  de  aproximadamente  6,5  millones  de  metros  cúbicos  por  día  (229,5  mmcf/d), aumentando potencialmente  a  8,0  millones  de  metros  cúbicos  por  día (282,5 mmcf/d) en 2012;  

•

Urugua‐Tambau,  cuya  producción  promedio  inicial  se  estima  en  3,5  millones  de  metros  cúbicos  por  día  (123,6  mmcf/d)  en  2010,  aumentando  potencialmente  a    7,0  millones  de  metros cúbicos por día (247,2 mmcf/d)  de  gas  y  30  mil  bbl/d  de  petróleo  liviano en 2012; y  

•

Lagosta, el cual se estima comenzará a  operar  en  2009,  con  una  producción  inicial  de  aproximadamente  1,4  millones  de  metros  cúbicos  por  día  (49,4  mmcf/d),  aumentando  potencialmente  a  1,8  millones  de  metros cúbicos por día (63,6 mmcf/d).  

Nuestro objetivo es asignar una importante  cantidad  de  recursos  para  el  desarrollo  de  estos  descubrimientos en la sección anterior al estrato de  sal, que se encuentran ubicados en aguas profundas  y  ultra  profundas  en  profundidades  objetivo  que  oscilan entre 5.000 y 7.000 metros (16.404 y 22.966  pies)  y  presentan  importantes  desafíos  técnicos.   Durante los próximos cinco años, planeamos invertir  U$S28.900  millones,  aproximadamente  el  31%  del  total  de  nuestras  inversiones  locales  correspondientes  a  exploración  y  producción  en  el  período, en el desarrollo de las secciones anteriores  al estrato de sal.  vigentes  cubren  Las  concesiones  aproximadamente el 23% (26.000 km2 o 6,4 millones  de  acres)  de  las  secciones  anteriores  al  estrato  de  sal.    La  concesión  de  un  2%  adicional  (3.000  km2  o  0,7  millones  de  acres)  se  encuentra  en  manos  de  otras  compañías  petroleras  para  la  realización  de  actividades de exploración. El 75% restante (85.000  km2  o  21  millones  de  acres)  de  las  secciones  anteriores  al  estrato  de  sal  aún  no  ha  sido  adjudicado  y  el  otorgamiento  de  nuevas  concesiones  de  las  secciones  anteriores  al  estrato  de  sal  se  encuentra  a  la  espera  del  resultado  del  análisis  de  las  reglamentaciones  aplicables    a  ser  realizado  por  el  gobierno  brasileño.    Véase  “Reglamentación  de  la  Industria  del  Petróleo  y  el 

Al  31  de  diciembre  de  2008,  éramos  titulares de derechos de exploración en 62 bloques  en  la  Cuenca  Santos,  cubriendo  una  superficie  de  36.259,54 km2 (9,0 millones de acres).    

 

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Gas en Brasil – Análisis de Posibles Modificaciones a  la Ley de Petróleo.” 

básicamente  provendrá  de  las  secciones  anteriores  al estrato de sal.  

En la sección anterior al estrato de sal de la  Cuenca  Santos  se  produjeron  los  primeros  descubrimientos de petróleo durante una prueba de  pozo de alcance extendido en Tupi que comenzó en  mayo de 2009.  Luego de esta prueba se instalará un  sistema  FPSO  piloto  con  una  capacidad  de  100  mil  bbl/d, el cual se estima comenzará a operar en Tupi  hacia  fines  de  2010.  Si  bien  hemos  realizado  descubrimientos  prometedores  en  la  región,  aún  nos  encontramos  en  las  etapas  iniciales  de  exploración y no prevemos clasificar como probada  ninguna reserva de la sección anterior al estrato de  sal antes de 2010.  Además de la prueba de pozo de  alcance extendido, perforaremos una serie de pozos  de  evaluación,  con  el  fin  de  comprender  y  delinear  de mejor manera las secciones anteriores al estrato  de  sal  en  la  Cuenca  Santos.    Proyectamos  también  poner en marcha dos sistemas piloto en Iara y Guará  durante  2013‐2014.    Estimamos  que  la  futura  producción  de  nuevas  fuentes  de  la  Cuenca  Santos 

En la sección anterior al estrato de sal de la  Cuenca  Campos  hemos  perforado  dos  pozos  costa  afuera  del  Estado  de  Espírito  Santo  y  hemos  realizado un importante descubrimiento de petróleo  intermedio  (30°  API)  en    el  área  de  Parque  das  Baleias.    En  septiembre  de  2008,  comenzamos  una  prueba de pozo de alcance extendido en esta área,  obtuvimos  a  partir  de  un  único  sistema  piloto  una  producción  promedio  de  10  a  12  mil  bbl/d  en  el  yacimiento Jubarte.  Continuamos estudiando estos  descubrimientos  prometedores  y  estimamos  acelerar la producción de estas secciones anteriores  al estrato de sal en Parque das Baleias utilizando la  infraestructura existente en el área. En diciembre de  2008, comenzamos otra prueba de pozo de alcance  extendido con un buque itinerante en el yacimiento  Cachalote.  Estimamos  iniciar  la  producción  en  este  yacimiento  y  en  el  yacimiento  Baleia  Franca  utilizando  una  FPSO  existente  en  el  segundo  semestre de 2010. 

  El siguiente mapa indica la ubicación de las secciones anteriores al estrato de sal y el estado de nuestras  actividades de exploración en las mismas.   

 

 

 

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Otras Cuencas  

principalmente  de  campos  maduros,  proyectamos  mantener  y  aumentar  levemente  la  producción  en  estos  campos  en  el  futuro  utilizando  métodos  de  recuperación mejorada. 

Producimos  hidrocarburos  y  somos  titulares  de  derechos  de  exploración  en  otras  ocho  cuencas  en  Brasil.    Las  más  importantes  son  la  Cuenca  Camamu,  en  mar  abierto  y  de  aguas  poco  profundas,  y  las  Cuencas  Potiguar,  Reconcavo,  Rio  Grande  do  Norte,  Sergipe,  Alagoas  y  Solimões,  en  tierra.  Si bien nuestra producción en tierra proviene 

 

Al  31  de  diciembre  de  2008,  contábamos  con  un  total  de  312  contratos  de  producción  y  éramos  titulares  del  100%  de  285  de  dichos  contratos. Somos operadores en 15 de nuestros 27  acuerdos de asociación.  

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El  siguiente  cuadro  describe  nuestros  principales  proyectos  de  desarrollo  en  las  distintas  cuencas  y  la  capacidad de producción de las mismas:  

Canapu ....................................  

Tipo de  Unidad de  Unidad  Producción  SS  P‐51  FPSO  Cidade de  Niteroi  FPSO  BW Cidade  de São  Vicente  n/a  n/a 

Camarupim .............................  

FPSO 

Lagosta ....................................  

n/a 

Frade(4)  ..................................   Ostra(5) ...................................  

FPSO  FPSO 

Yacimiento  Marlim Sul–Módulo 2..............   Marlim Leste–Módulo 2 ..........     Tupi EWT .................................  

Capacidad  Nominal de  Petróleo  Crudo  (bbl/d)  180.000  100.000 

Capacidad  Nominal de  Gas Natural   (mcf/d)  211.884  123.599 

Profundidad  (metros)  1.255  1.400 

Inicio  (año)  Notas  2009(1)     2009(2)  Contratada a Modec 

30.000 

0 

2.170 

0 

70.628 

1.440 

2009 

25.000 

353.140 

720 

2009 

0 

52.971 

131 

2009 

100.000  100.000 

81.222  49.440 

900  1.600 

2009  2009 

0 

529.710 

172 

2010 

 

35.000 

353.140 

1.300 

2010 

Contratada a Modec 

PIPA 2–Baleia Azul...................  

Frade  Espírito  Santo  Platafor PMXL‐1  ma Fija  FPSO  Cidade de  Santos  FPSO  Itinerante 

Producción por  FPSO Cidade de  Vitória  Contratada a  Prosafe  Producción por  PMLZ‐1     

30.000 

0 

1.400 

2010 

Piloto ‐ Tupi 

FPSO 

Contratada a  Petroserv  Contratada a Modec 

Cachalote y Baleia Franca 

Mexilhão .................................   Urugua–Tambau......................  

Cidade de  São Mateus  n/a 

2009(3)  Contratada a BW  Offshore 

100.000 

123.603 

2.200 

2010 

FPSO 

Cidade de  Angra dos  Reis  Capixaba 

100.000 

123.599 

n/a 

2010 

Marlim Sul–Módulo 3..............   Jubarte–Fase II ........................   Baleia Azul ...............................  

SS  FPSO  FPSO 

P‐56  P‐57  Espadarte 

100.000  180.000  100.000 

211.884  70.628  88.285 

n/a  1.300  1.400 

2011  2011  2012 

Roncador–Módulo 3................   Roncador–Módulo 4................   Papa‐Terra–Módulo 1 .............   Papa‐Terra–Módulo 2 .............   Piloto de Guara........................   Secciones anteriores al estrato  de sal de Parque das Baleias ...  

SS  FPSO  TLWP  FPSO  FPSO  FPSO 

P‐55  P‐62  P‐61  P‐63  n/a  P‐58 

180.000  180.000  0  150.000  100.000  180.000 

211.884  211.884  0  31.783  176.570  211.884 

1.790  1.545  1.180  1.165  n/a  1.400 

2012  2013  2013  2013  2013  2014 

 

FPSO existente,  contratada a SBM      FPSO existente,  contratada a SBM      Producción por P‐63       

 

(1)  (2) (3) (4) (5)

La producción comenzó en enero de 2009.  La producción comenzó en febrero de 2009.  La producción comenzó en mayo de 2009.  Petrobras 30%, Chevron (operador) 51,74%, Frade Japão 18,26%.  Petrobras 35%, Shell (operador) 35%, Esso 30%. 

  exploración  con  29  compañías  nacionales  y  extranjeras.  Llevamos  a  cabo  actividades  de  exploración  en  virtud  de  70  de  dichos  109  convenios.  

Exploración   Al  31  de  diciembre  de  2008,  contábamos  con  186  contratos  de  exploración    que  abarcaban  256  bloques  y  35  planes  de  evaluación.    Somos  responsables  exclusivos  de  llevar  a  cabo  las  actividades  de  exploración  en  77  de  los  186  contratos  de  exploración.  Al  31  de  diciembre  de  2008,  habíamos  celebrado  109  convenios  de 

 

La  mayoría  de  nuestras  actividades  de  exploración se concentra en perforaciones en aguas  profundas,  donde  los  descubrimientos  son  substancialmente  mayores  y  nuestra  tecnología  y 

39

experiencia  otorgan  una  ventaja  competitiva.    En  2008,  hemos  invertido  un  total  de  U$S2.470  millones  en  actividades  de  exploración  en  Brasil.   Hemos  perforado  un  total  de  135  pozos  exploratorios  brutos  en  2008,  47  de  los  cuales  estaban ubicados en mar abierto y 88 en tierra, con  un porcentaje de éxito del 44%.  

unidades  que  contratamos  por  períodos  de  cinco  años  o  más,  históricamente  hemos  garantizado  la  disponibilidad  de  unidades  de  perforación  para  cubrir nuestras necesidades, y hemos pagado tarifas  diarias promedio más bajas que las que hubiéramos  pagado  de  haber  contratado  las  unidades  sobre  la  base  de  entrega  inmediata.  Continuamente  evaluamos  nuestros  requerimientos  de  equipos  de  perforación,  renovamos  nuestros  contratos  de  perforación,  contratamos  con  anticipación  equipos  según  las  necesidades  y  promovemos  la  construcción  de  nuevos  equipos  mediante  la  firma  de  contratos  de  arrendamiento  a  largo  plazo  con  contratistas de perforación en relación con equipos  de perforación que aún no han sido construidos. 

Dado que las áreas en mar abierto en Brasil  se  encuentran  geográficamente  aisladas  de  otras  áreas  de  perforación  en  mar  abierto  y  dado  que  a  menudo  perforamos  en  aguas  inusualmente  profundas,  planeamos  cuidadosamente  nuestras  necesidades  futuras  de  equipos  de  perforación.    Al  utilizar  una  combinación  de  equipos  propios  y  de    Unidades de Perforación en Uso por Exploración y  Producción 

  31 de diciembre de  2008 

    En tierra......................................................................  Mar abierto, por profundidad  ...................................  Equipos autoelevables................................................  Equipos flotantes:    500 a 1000 metros de profundidad........................  1000 a 1500 metros de profundidad........................  1500 a 2000 metros de profundidad........................  2000 a 2500 metros de profundidad........................  2500 a 3000 metros de profundidad........................ 

Arrendadas 

25  31  2    9  10  7  2  1 

Arrendadas 

11  8  4    2  1  1  0  0 

  Hemos celebrado contratos por un plazo de  cinco  a  siete  años  a  partir  de  2009  y  2010  en  relación con 15 nuevos equipos de perforación.  Dos  de las unidades operarán a profundidades de menos  de  1.000  metros  (6.560  pies),  tres  unidades  operarán  a  profundidades  de  hasta  2.000  metros  (6.560  pies),  nueve  unidades  operarán  en  profundidades  de  2.400  metros  (7.830  pies),  y  una  unidad  perforará  a  una  profundidad  de  3.000  metros  (9.840  pies).  La  totalidad  de  las  unidades  nuevas serán contratadas.  

14  27  1    6  10  7  2  1 

2006  Propias 

13  8  4    2  1  1  0  0 

Arrendadas 

6  24  1    4  10  7  1  1 

Propias 

13  9  5    2  1  1  0  0 

mayor número de competidores, como así también  incrementando el control sobre los proveedores.  Reservas  Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestras  reservas  estimadas de  petróleo crudo y  gas  natural  en  Brasil  totalizaron  10.300  mmboe,  incluyendo  8.700 millones de barriles de crudo y líquidos de gas  natural y 247,6 miles de millones de metros cúbicos  (9,3 billones  de  pies  cúbicos)  de gas  natural.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestras  reservas  internas  probadas  desarrolladas  de  crudo  representaban  el  61%  del  total  de  nuestras  reservas  internas  probadas  desarrolladas  y  no  desarrolladas  de  petróleo  crudo.    Nuestras  reservas  internas  probadas  desarrolladas  de  gas  natural  representaban el 54% del total de nuestras reservas  internas  probadas  desarrolladas  y  no  desarrolladas  de  gas  natural.    Las  reservas  internas  probadas  totales  de  petróleo  crudo  disminuyeron  un  promedio  del  1%  anual  durante  los  últimos  cinco  años.    Las  reservas  probadas  de  gas  natural  se  incrementaron un promedio del 3% anual durante el  mismo  período.  Los  recientes  descubrimientos  en 

En  2008,  los  mayores  precios  del  petróleo  provocaron la inflación en los costos de la industria  y  una  menor  disponibilidad  de  equipos  de  producción de petróleo y gas. Hemos adoptado una  serie de medidas con el fin de minimizar los costos y  riesgos mediante la simplificación y estandarización  de  nuestros  equipos  en  los  casos  en  que  fuera  posible.  Incrementaremos  el  uso  de  equipos  estándar  en  lugar  de  desarrollar  nuestros  propios  equipos. También tenemos el objetivo de minimizar  costos  dividiendo  los  paquetes  de  compras  de  ingeniería  y  de  construcción  en  partes  más  pequeñas y comprando o contratando equipos a un 

 

2007  Propias 

40

las  secciones  anteriores  al  estrato  de  sal  se  encuentran  en  evaluación  y  no  están  incluidos  en  nuestras reservas probadas. 

convierte  en  la  octava  compañía  refinadora  más  grande del mundo entre las compañías que cotizan  en bolsa. 

Actualmente  estamos  negociando  con  la  ANP  la  posible  ampliación  de  las  concesiones  de  producción  de  las  que  somos  titulares  en  nuestros  principales  yacimientos  productivos.  En  2007  y  en  2008, recibimos una respuesta positiva de la ANP en  relación  con  la  ampliación  de  la  concesión  correspondiente  a  los  yacimientos  Albacora,  Leste,  Barracuda,  Marlim  Leste,  Marlim  Sul,  Roncador,  Marlim,  Espadarte,  Albacora,  Jubarte,  Cachalote,  Baleia Franca, Candeias, Canto do Armaro, Ubarana  y  Siririzinho,  lo  cual  originó  un  incremento  de  nuestras  reservas  probadas  en  dichos  yacimientos.  Estamos  negociando  con  la  ANP  reformas  similares  en relación con otras concesiones de producción.   

Operamos  una  amplia  y  compleja  infraestructura  de tuberías  y terminales  y una  flota  de  buques  para  el  transporte  de  petróleo  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  a  los  mercados  local  e  internacional.  La  mayoría  de  nuestras  refinerías  están  ubicadas  cerca  de  nuestros  oleoductos,  plantas  de  almacenamiento,  conductos  de  productos  refinados  y  las  principales  plantas  petroquímicas, facilitando así el acceso al suministro  de crudo y a los usuarios finales.  También  importamos  y  exportamos  petróleo  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo.  Importamos  determinados  productos  derivados  del  petróleo, particularmente  diesel,  en  relación con el  cual  la  demanda  brasileña  excede  la  capacidad  de  refinación.  Estimamos que la necesidad de importar  disminuirá  en  el  futuro  cuando  construyamos  capacidad  de  refinación  adicional  y  optimicemos  nuestras  refinerías  con  el  fin  de  facilitar  el  procesamiento  de  crudos  producidos  localmente.  Exportamos  nuestro  crudo  pesado  excedente  y  estimamos  que  aumentarán  las  exportaciones  cuando  nuestra  producción  aumente  más  rápidamente que la demanda de crudo de Brasil.  

Véase  “Descripción  General  del  Grupo”  e  “Información  Complementaria  relacionada  con  las  Actividades  de  Producción  de  Petróleo  y  Gas”  en  nuestros  estados  contables  consolidados  auditados  en  relación  con  mayor  información  sobre  nuestras  reservas probadas.  Suministro (Downstream – Brasil)   Somos  una  compañía  integrada  con  una  participación  dominante  en  nuestro  mercado  interno. Al 31 de diciembre de 2008, operábamos el  98,4%  del  total  de  la  capacidad  de  refinación  y  abastecíamos  prácticamente  toda  la  demanda  de  productos  refinados  por  parte  de  mayoristas,  exportadores  y  compañías  petroquímicas  además  de  las  necesidades  de  nuestro  segmento  de  Distribución.  Operamos  y  somos  propietarios  de  once  refinerías  en  Brasil,  con  una  capacidad  neta  total  de  destilación  de  1.942  mbbl/d,  lo  que  nos    Estadísticas Clave de Suministro      Suministro:  Ingresos operativos netos .........................................................   Resultados antes de participación minoritaria e impuesto a las  ganancias...................................................................................   Total activo al 31 de diciembre  ................................................   Inversiones ................................................................................  

Nuestro  segmento  de  Suministro  también  incluye  operaciones  relacionadas  con  productos  petroquímicos y fertilizantes que agregan valor a los  hidrocarburos  que  producimos  y  constituyen  un  aporte positivo a la creciente economía brasileña. 

2008   

2007  (millones de U$S)   

2006   

96.202  (2.956) 

69.549  4.171 

57.959  3.850 

27.521  7.234 

31.218  4.488 

20.820  1.936 

  Refinación   Nuestra capacidad de refinación en Brasil al  31  de  diciembre  de  2008  era  de  1.942  mbbl/d  y 

 

nuestra  producción  promedio  durante  2008  fue  de  1.765 mbbl/d. 

41

El siguiente cuadro describe la capacidad instalada de nuestras refinerías brasileñas al 31 de diciembre  de 2008, y la producción diaria promedio de nuestras refinerías en Brasil y los volúmenes de producción de los  principales productos derivados del petróleo en 2008, 2007 y 2006.     

 

Denominación (Denominación  Alternativa)(1) 

Ubicación     Fortaleza (CE)  Capuava (SP)  Rio de Janeiro (RJ)  Canoas (RS)  Betim (MG)  Manaus (AM)  Araucária (PR)  Paulinia (SP)  São Jose dos  Campos (SP)  RLAM (Landulpho Alves) ....................... Mataripe (BA)  RPBC (Presidente Bernardes) ................ Cubatão (SP)  Total  .................................................      LUBNOR................................................. RECAP (Capuava) ................................... REDUC (Duque de Caxias)...................... REFAP (Alberto Pasqualini).................... REGAP (Gabriel Passos) ......................... REMAN (Isaac Sabbá) ............................ REPAR (Presidente Getúlio Vargas) ....... REPLAN (Paulínia).................................. REVAP (Henrique Lage) .........................

Capacidad  de  Destilación  de Crudo  al 31 de  diciembre  de 2008  (mbbl/d)  7  53  242  189  151  46  189  365  251  279  170  1.942 

      Producción Promedio 

2008  6  45  256  142  143  39  183  324  205  254  168  1.765 

2007  (mbbl/d)  6  42  243  148  132  41  169  348  236  261  153  1.779 

2006  7  40  254  114  136  36  183  341  211  261  163  1.746 

 

(1)  Somos titulares de una participación del 100%  en cada una de estas refinerías, con excepción de REFAP, en la que somos titulares de  una participación del 70%. 

El  petróleo  crudo  que  producimos  actualmente  en  Brasil  es  pesado  o  intermedio,  si  bien  nuestras  refinerías  fueron  originalmente  diseñadas  para  procesar  crudo  importado  liviano.   Importamos  volúmenes  de  crudo  liviano  para  equilibrar los tipos de crudo de nuestras refinerías y  realizaremos  inversiones  en  nuestro  sistema  de  refinación  a  fin  de  maximizar  nuestra  capacidad  de  procesar crudo pesado local.  Estas inversiones nos  proporcionarán la flexibilidad necesaria para ajustar  nuestro mix entre crudos pesados y livianos, con el  fin de capitalizar los precios de mercado y  adecuar  la  producción  de  nuestras  refinerías  a  la  demanda  de productos.   

 

aumentar  el  valor  del  crudo  brasileño  incrementando  nuestra  capacidad  de  refinar  mayores  cantidades  de  crudo  pesado producido en Brasil; 

•

incrementar  la  producción  de  los  productos  derivados  del  petróleo  que  el  mercado  brasileño  demanda  pero  que  actualmente  debemos  importar,  tales como el diesel; 

mejorar  la  calidad  de  la  gasolina  y  el  diesel  con  el  fin  de  cumplir  con  las  reglamentaciones  ambientales  más  estrictas  que  actualmente  se  están  implementando; y 

•

reducir  emisiones  contaminantes. 

y 

corrientes 

Nos encontramos en las primeras etapas de  construcción  de  una  nueva  refinería  con  una  capacidad  de  230  mil  bbl/d  en  Abreu  e  Lima  en  el  noreste  de  Brasil  en  asociación  con  PDVSA,  compañía  petrolera  del  gobierno  de  Venezuela.   Esta refinería está  diseñada para procesar crudo de  16°  API  y  producirá  162  mil  bbl/d  de  diesel  y  GLP,   nafta, combustible bunker y coque.  

En  general,  proyectamos  invertir  en  proyectos de refinación destinados a:   •

•

Además, proyectamos construir dos nuevas  refinerías  en  el  noreste  de  Brasil:  Premium  I  y  Premium  II,  con  una  capacidad  de  600  mil  bbl/d  y  300 mil bbl/d, respectivamente.  Estas refinerías han  sido diseñadas para procesar crudo pesado (20° API)  y  maximizar  la  producción  de  diesel  de  bajo  contenido de azufre además de GLP,  nafta, kerosén  de bajo contenido de azufre, combustible bunker  y  coque.  

42

El siguiente cuadro describe las inversiones más significativas proyectadas en nuestras refinerías para el  período 2009 ‐ 2013:  Inversiones Proyectadas 2009‐2013  Calidad  (diesel  y gasolina) ...................................................................... Unidades de coquización.......................................................................... Expansión y adaptación metalúrgica ........................................................ Total .........................................................................................................

(millones de U$S)  13.196  4.602  590  18.388 

  Principales Proyectos de Refinería   Además  de  los  nuevos  proyectos  mencionados  anteriormente,  nuestro  Plan  de  Negocios  2009‐2013  incluye  inversiones  en  varias  refinerías  clave,  principalmente  en  unidades  de  hidrotratamiento  para  reducir  el  contenido de azufre de forma tal que los productos cumplan con los estándares internacionales y en unidades de  coquización  con  capacidad  para  convertir  petróleo  crudo  en  productos  más  livianos.    Estas  inversiones  nos  permitirán comenzar a ofrecer diesel en áreas metropolitanas con un contenido máximo de azufre de 50 partes  por millón, nivel significativamente inferior a los niveles actuales en 2009. De un total de U$S18.400 millones en  inversiones proyectadas en refinación para el período 2009 ‐ 2013, U$S13.200 millones se utilizarán para mejorar  la calidad del diesel y de la gasolina y U$S4.600 millones para unidades de coquización retardada para convertir  fuel oil en fracciones livianas. Las principales inversiones proyectadas son las siguientes:    

 

Refinería (Denominación Alternativa) 

Objetivo 

RECAP (Capuava)  ...................................................................................... Mejorar la calidad del diesel y la gasolina  REDUC (Duque de Caxias) ......................................................................... Aumentar el procesamiento de crudo pesado, mejorar la calidad del  diesel y la gasolina  REFAP (Alberto Pasqualini) ....................................................................... Mejorar la calidad del diesel y la gasolina  REGAP (Gabriel Passos)  ............................................................................ Mejorar la calidad del diesel y la gasolina  REMAN (Isaac Sabbá)  ............................................................................... Instalar unidades de craqueo térmico suave para mejorar la calidad  del diesel y la gasolina  REPAR (Presidente Getúlio Vargas)  .......................................................... Ampliar  la  refinería,  aumentar  el  procesamiento  de  crudo  pesado,  mejorar la calidad del diesel y la gasolina y crear una nueva unidad  de propileno  REPLAN (Paulínia)  ..................................................................................... Ampliar  la  refinería,  aumentar  el  procesamiento  de  crudo  pesado,  mejorar la calidad del diesel y la gasolina y crear una nueva unidad  de propileno  REVAP (Henrique Lage)  ............................................................................ Aumentar el procesamiento de crudo pesado, mejorar la calidad del  diesel y de la gasolina y crear una nueva unidad de propileno  RLAM (Landulpho Alves) ........................................................................... Mejorar la calidad del diesel y la gasolina  RPBC (Presidente Bernardes)  ................................................................... Mejorar la calidad del diesel y la gasolina 

  Importaciones y Exportaciones    

Utilizamos  las  exportaciones  e  importaciones  de  crudo  y  de  productos  derivados  del petróleo para equilibrar la producción interna y 

 

la capacidad de la refinería con las necesidades del  mercado  y  optimizar  nuestros  márgenes  de  refinación,  importando  crudo  liviano  para  nuestras 

43

refinerías  y  exportando  crudo  pesado  que  exceda  nuestras  necesidades.    Importamos  diesel  debido  a  una  producción  insuficiente  en  nuestras  refinerías  de  Brasil  y  exportamos  gasolina,  mayormente  porque  el  etanol  y  el  gas  natural  vehicular 

proporcionan  una  participación  significativa  en  los  combustibles  livianos  para  el  transporte  vehicular  en  Brasil.  También  exportamos  fuel  oil  y  aproximadamente el 79% de nuestra producción de  combustible bunker.   

  El siguiente cuadro describe nuestras exportaciones e importaciones de petróleo crudo y de productos  derivados del petróleo en 2008, 2007 y 2006:      Exportaciones(1)  Petróleo crudo .................................................................................................. Fuel oil (incluyendo combustible bunker) ......................................................... Gasolina............................................................................................................. Otros ................................................................................................................. Total exportaciones.................................................................................... Importaciones  Petróleo crudo .................................................................................................. Diesel y otros destilados.................................................................................... GLP .................................................................................................................... Nafta ................................................................................................................. Otros ................................................................................................................. Total importaciones ............................................................................. 

2008   

2007  (mbbl/d)   

439  152  40  42  673    373  100  40  23  34  570 

2006   

353  160  59  43  615   

335  168  44  34  581    

390  83  29  17  19  538 

370  56  27  20  15  488 

 

(1)  Incluye ventas realizadas por PifCo a terceros no afiliados, incluyendo ventas de petróleo crudo y productos derivados del petróleo  comprados internacionalmente.   

Logística  e Infraestructura   Operamos  y  somos  propietarios  de  una  extensa red de oleoductos de crudo y de productos  derivados  de  petróleo  en  Brasil  que  conectan  nuestras  terminales,  refinerías  y  otros  puntos  de  distribución  primaria.  Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestros  oleoductos  para  el  transporte  de  crudo  y  de productos derivados del petróleo en mar abierto  y  en  tierra  tenían  una  longitud  total  de  13.830  km  (8.595 millas).  Somos operadores de 26 terminales  de  almacenamiento  marítimas  y  otras  20 playas  de  tanques  con  una  capacidad  nominal  total  de  almacenamiento  de  65  millones  de  barriles.   Nuestras terminales marítimas operan un promedio  de 5.000 buques por año.  

y  Africa  exclusivamente.  De  acuerdo  con  nuestro  Plan  de  Negocios  2009‐2013,  celebraremos  contratos con astilleros brasileños para construir 49  nuevos buques para el año 2015. Los nuevos buques  son necesarios para mejorar nuestra flota y manejar  mayores  volúmenes  de  producción.  Las  mejoras  incluirán  el  reemplazo  de  los  buques  petroleros  de  casco  simple  por  buques  de  doble  casco  y  el  reemplazo  de  buques  que  estén  por  alcanzar  el  fin  de la vida útil de 25 años.   Hemos  firmado  contratos  con  tres  astilleros  en  relación  con  23  de  estos  buques  que  serán entregados entre 2010 y 2014, incluyendo:  

Operamos  una  flota  de  buques  propios  y  fletados.  Estos proporcionan servicios de transporte  entre nuestras cuencas productoras en mar abierto  en  Brasil  y  el  continente  como  así  también  transporte  local  e  internacional  a  otras  partes  de  Sudamérica, el Mar del Caribe y el Golfo de México,  Europa,  Africa  Occidental  y  Medio  Oriente.  La  flota  incluye  buques  petroleros  de  doble  casco  que  operan  internacionalmente  donde  lo  exige  la  ley,  y  buques de casco simple que operan en Sudamérica 

 

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•

diez  buques  Suezmax  y  cinco  buques  Aframax  a  ser  construidos  por  el  astillero  Atlantico  Sul,  en  Suape,  Pernambuco; 

•

cuatro  buques  Panamax  a  ser  construidos por el astillero EISA en Rio  de Janeiro; y 

•

Proyectamos  seguir  fletando  buques  adicionales según las necesidades futuras. 

cuatro  buques  petroleros  a  ser  construidos  por  el  astillero  Mauá  en  Niteroi. 

  El  siguiente  cuadro  describe  nuestra  flota  operativa  y  los  buques  en  proceso  de  construcción  al  31  de  diciembre de 2008.      

Flota propia:   Buques petroleros  ..................................................... Buques para GLP  ....................................................... Remolcadores de apoyo y manejo de ancla (AHTS) ... Unidad de Flotación, Almacenamiento y Descarga  (FSO) .......................................................................... Buque inactivo............................................................ Total ...........................................................................   Buques fletados:   Buques petroleros ...................................................... Buques para GLP  ....................................................... Total  ..........................................................................

En Operación  Capacidad Peso  Muerto en  Miles  Cantidad  de Toneladas      45  2.666.082  6  40.146  1  1.920  1  28.903  1  54 

143.929  2.880.980 

   

    111  24  135 

0  2.620.450     

     

     

Guanabara  para  transportar  2,88  millones de metros cúbicos por año de  etanol para junio de 2010, con un plan  de  ampliación  a  4  millones  de  metros  cúbicos  por  año  para  diciembre  de  2010; y  •

la  construcción  de  una  nueva  tubería  para el transporte de 12,9 millones de  metros  cúbicos  por  año  de  etanol  desde  Paulínia  a  São  Sebastião,  principalmente para exportación. 

Productos Petroquímicos y Fertilizantes   Nuestras  operaciones  petroquímicas  constituyen  un  mercado  creciente  para  el  petróleo  crudo  y  otros  hidrocarburos  que  producimos,  aumentan  nuestro  valor  agregado  y  proporcionan  fuentes locales  para productos que de otra manera  se  importarían.    Nuestro  objetivo  es  expandir  nuestras  operaciones  petroquímicas  en  Brasil  y  en  otros  países  de  Sudamérica  e  integrarlas  a  nuestro  negocio global.   

Hemos  distribuido  etanol  al  mercado  local  a través de nuestras tuberías durante 30 años. Dado  que  ha  aumentado  la  demanda  mundial  de  etanol,  estamos invirtiendo para ampliar nuestra capacidad  de  transporte  y  logística  en  relación  con  el  etanol,  incluyendo:  

 

0  23     

11.092,76  539,09  11.631,85 

  Con  anterioridad  a  la  sanción  de  la  Ley  de  Petróleo  de  1997,  teníamos  el  monopolio  de  las  tuberías  brasileñas  de  petróleo  y  gas  natural  y  del  transporte  de  productos  derivados  del  petróleo  desde  y hacia Brasil.    La  Ley  de  Petróleo  estableció  la libre competencia en la construcción y operación  de  tuberías  y  facultó  a  la  ANP  a  autorizar  a  otras  entidades  a  transportar  crudo,  gas  natural  y  productos  derivados  del  petróleo.    Posteriormente  transferimos  nuestra  red  de  transporte  y  almacenamiento  y  flete  a  una  subsidiaria  totalmente  controlada  por  Petrobras,  Petrobras  Transporte  S.A.—Transpetro.  Dicha  transferencia  fue  exigida  por  la  Ley  de  Petróleo  y  facilita  a  terceros  el  acceso  a  la  capacidad  excedente  sin  discriminación alguna. Tenemos acceso preferencial  a  la  red  de  Transpetro  en  base  a  nuestros  niveles  históricos  de  utilización.  En  la  práctica,  esta  red  tiene un uso muy limitado por parte de terceros.   

•

En Construcción  Capacidad Peso  Muerto en Miles  Cantidad  de Toneladas      23  2.620.450  0  0  0  0  0  0 

Nuestras estrategias consisten en:  •

la  conversión  de  la  tubería  existente  entre  Guararema  y  Bahía  de 

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aumentar  la  producción  local  de  productos  petroquímicos  básicos  y 

realizar  actividades  de  segunda  generación  y  relacionadas  con  biopolímeros  a  través  de  inversiones  en compañías de Brasil y en compañías  extranjeras,  captando  sinergias  dentro  de todos nuestros negocios; y  •

S.A.  y  Petroquímica  União,  con  determinados  activos  petroquímicos  de  União  de  Indústrias  Petroquímicas S.A. (Unipar) en una nueva compañía,  Quattor Participações (Quattor).  Como resultado de  esta  asociación,  Petrobras  y  Unipar  aumentaron  la  producción  de  poliolefinas  y  productos  petroquímicos básicos. 

aumentar  la  producción  de  fertilizantes  con  el  fin  de  abastecer  el  mercado brasileño. 

También,  en  2008,  Odebrecht  S.A.,  Nordeste  Química  S.A.  y  Braskem  S.A.  (Braskem)  implementaron  una  reestructuración  similar  en  relación con la adquisición de los activos de Ipiranga  Química.  

En  el  pasado,  la  industria  petroquímica  brasileña  estaba  fragmentada  en  un  gran  número  de  pequeñas  empresas,  muchas  de  las  cuales  no  eran  competitivas  a  nivel  internacional  y  en  consecuencia no eran buenos clientes para nuestras  materias  primas  petroquímicas.    Durante  2008,  participamos en la consolidación y reestructuración  de la industria petroquímica brasileña. 

Nosotros  y  nuestros  socios  combinamos  nuestras  participaciones  en  determinadas  compañías petroquímicas en Braskem.    Como  resultado  de  esta  reestructuración,  somos  titulares  de  participaciones  minoritarias  en  dos  compañías  líderes  en  la  industria  petroquímica  brasileña,  Quattor  (40%  del  capital  total,  40%  del  capital  con  derecho  a  voto)  y  Braskem  (23,8%  del   capital  total,  31%  del  capital  con  derecho  a  voto).

En  junio  de  2008,  combinamos  nuestra  participación  en  Suzano  Petroquímica  (Suzano),  incluyendo  nuestra  participación  en  Rio  Polímeros   

Quattor y Braskem operan en conjunto 27 plantas petroquímicas que producen productos petroquímicos  básicos y plásticos y operaciones relacionadas de procesamiento de desechos y distribución.  El siguiente cuadro  describe la capacidad de producción primaria de Quattor y de Braskem al 31 de diciembre de 2008.   Materiales Petroquímicos 

Capacidad Nominal  (en millones de toneladas  por año) 

  Quattor Participações  Etileno...........................................................................................   Propileno ......................................................................................   Cumeno.........................................................................................   Polietileno  ....................................................................................   Polipropileno.................................................................................     Braskem  Etileno...........................................................................................   Propileno ......................................................................................   Polietileno.....................................................................................   Polipropileno.................................................................................   PVC................................................................................................  

 

 

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  1,02  0,32  0,31  1,01  0,88      2,48  1,13  1,82  1,04  0,52 

A  través  de  nuestra  participación  minoritaria  en  las  dos  nuevas  compañías  petroquímicas líderes de Brasil, podemos participar  mejor en la planificación de las necesidades futuras  de la industria. 

combinada  de  700.000  toneladas  por  año.  La  puesta  en  marcha  de  la  primera  de  las  dos  plantas  está  prevista  para  2011.    Coquepar  es  una  joint  venture  entre  Petroquisa  (40%),  Unimetal (30%) y Brazil Energy (30%). 

Contamos  con  cuatro  nuevos  proyectos  petroquímicos  en  proceso  de  construcción  o  en  distintas etapas de ingeniería o diseño:   •

•

•

•

 

Nuestras plantas de fertilizantes en Bahia y  Sergipe producen amoníaco y urea para el mercado  brasileño. En 2008, estas plantas vendieron 231.000  toneladas  métricas  de  amoníaco  y  695.000  toneladas  métricas  de  urea.  Actualmente  estamos  realizando  estudios  de  factibilidad  en  relación  con  otras dos plantas de fertilizantes:  

Complexo  Petroquímico  do  Rio  de  Janeiro—Comperj:  planta  petroquímica  con  una  capacidad  de  150  mil  bbl/d  que  utilizará  nuestra  tecnología  petroquímica  FFC  innovadora  exclusiva  para  convertir  crudo  pesado  brasileño  en  productos  petroquímicos  básicos  e  intermedios,  resinas  plásticas,  aromáticos,  coque,  diesel y  nafta.  Estamos en proceso de  seleccionar  socios  estratégicos  y  planificar este proyecto con el objetivo  de iniciar operaciones en 2012;   Companhia  Petroquímica  Pernambuco–PetroquímicaSuape:  planta  de  ácido  tereftálico  purificado  con  una  capacidad  de  producción  de  700.000  toneladas  por  año,  cuya  puesta  en  marcha  tendrá  lugar  en  2010.    PetroquímicaSuape  fue  originalmente  una  joint  venture  entre  Companhia  Integrada  Têxtil  do  Nordeste—Citene  y  Petroquisa.  En  agosto  de  2008,  Citene  dio  a  conocer  su  decisión  de  retirarse  de  esta  asociación y Petroquisa luego adquirió  el  100%  del  proyecto.  La  construcción  comenzó en 2008; 

•

Bahia:  planta  de  ácido  nítrico  con  una  capacidad  de  120.000  toneladas  por  año  para  abastecer  el  Polo  Petroquímico de Camaçari; y  

•

Centro‐Sur  de  Brasil:  planta  (UFN‐3)  para  la  producción  de  1  millón  de  toneladas  anuales  de  urea  y  760.000  toneladas  anuales  de  amoníaco  a  partir del gas natural. 

Distribución   Nuestro  segmento  de  Distribución  vende  productos  derivados  del  petróleo  producidos  principalmente  por  nuestras  operaciones  de  Suministro y trabaja para expandir el mercado local  de estos y otros combustibles líquidos y de uso en el  transporte. Nuestros principales objetivos son: crear  valor  satisfaciendo  las  crecientes  necesidades  de  combustibles  por  parte  de  los  clientes,  incluyendo  los hidrocarburos y biocombustibles tradicionales; y  mantener  y  ampliar  nuestra  participación  en  el  mercado  proporcionando  calidad,  servicio  y  liderazgo  superior  en  el  creciente  sector  de  biocombustibles. 

Companhia  Integrada  Têxtil  de  Pernambuco—Citepe:  planta  de  eslingas  de  poliéster  con  una  capacidad  de  producción  de  240.000  toneladas  por  año  cuya  puesta  en  marcha está prevista para 2010; y  

Abastecemos  y  operamos  Petrobras  Distribuidora S.A.—BR, que representa el 34,9% del  total  del  mercado  de  distribución  de  Brasil,  de  acuerdo  con  la  ANP.      BR  distribuye  productos  derivados  del  petróleo,  etanol  y  biodiesel,  y  gas  natural  vehicular  para  clientes  minoristas,  comerciales  e  industriales.    En  2008,  BR  vendió  el  equivalente a 698 mil bbl/d de productos derivados  del  petróleo  a  clientes  mayoristas  y  minoristas,  de  los  cuales  la  mayor  parte  correspondió  al  diesel  (39,6%).  

Companhia  de  Coque  Calcinado  de  Petróleo—Coquepar:  dos  plantas  de  coque  calcinado  de  petróleo,  una  de  ellas ubicada en Rio de Janeiro y la otra  en  Paraná,  con  una  capacidad 

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Estadísticas Clave de Distribución       Distribución:  Ingresos operativos netos ................................................................................  Resultados antes de participación minoritaria e impuesto a las ganancias......  Total activo al 31 de diciembre ........................................................................  Inversiones ....................................................................................................... 

2008    30.892  1.245  4.775  309 

2007  (millones de U$S)    23.320  676  5.652  327 

2006    18.681  451  3.675  351 

  Al 31 de diciembre de 2008, nuestra red BR  incluía  5.998  estaciones  de  servicio  o  17,1%  de  las  estaciones  de  Brasil.    Esta  cifra  no  incluye  las  784  estaciones en el norte, noreste y noroeste de Brasil  que  adquirimos  a  Ipiranga  en  2007  y  que  fueron  incorporadas  a  la  red  BR  en  abril  de  2009.    Véase  “Suministro‐Productos  Petroquímicos  y  Fertilizantes.”  La  integración  de  Ipiranga  y  sus  estaciones  de  servicio  a  nuestra  red  fue  aprobada  por el Conselho Administrativo de Defesa Econômica  o  CADE  (Autoridad  Brasileña  Antimonopolio)  en  diciembre de 2008.  

mil  bbl/d  (45,5%)  del  total  del  mercado  de  combustibles brasileño.  De conformidad con la ley,  se  exige  que  el  diesel  vendido  en  Brasil  a  partir  de  julio  de  2008  contenga  un  mínimo  de  3%  de  biodiesel; este porcentaje se incrementará a 4% en  julio  de  2009.    Actuamos  como  catalizador  para  desarrollar  el  nuevo  mercado  obteniendo    y  mezclando  suministros  de  biodiesel  y  vendiéndoselos  a  distribuidores  más  pequeños  como así también a nuestras estaciones de servicio  propias.  Brasil  es  líder  mundial  en  el  uso  de  etanol  como  combustible  en  vehículos  livianos.  En  la  actualidad,  el  91,2%  de  los  nuevos  vehículos  a  gasolina  vendidos  en  Brasil  tienen  capacidad  para  funcionar  con  tecnología  flexfuel  (bicombustible),  y  las estaciones de servicio ofrecen una alternativa de  100%  etanol  como  así  también  una  mezcla  compuesta  por  25%  de  etanol  y  gasolina,  según  lo  exigido  por  el  ente  regulador.    Si  bien  no  producimos etanol, hemos respaldado el desarrollo  de  dicho  mercado  mediante  la  distribución  y  venta  mayorista  de  etanol  y  alentando  mejoras  en  la  calidad del producto.  

En  2008,  BR  ocupó  el  primer  puesto  entre  las  estaciones  de  servicio  de  Brasil.  Las  estaciones  de  servicio  BR  propias  y  bajo  franquicia  representaron el 26,3% de las ventas minoristas de  diesel,  gasolina,  etanol,  gas  natural  para  automotores  y  lubricantes,  de  acuerdo  con  la  ANP.   La  mayoría  de  las  estaciones  de  servicio  BR  opera  bajo  franquicias  que  utilizan  la  marca  comercial  BR  bajo  licencia  y  nos  compran  exclusivamente  a  nosotros; también suministramos asistencia técnica,  capacitación  y  publicidad.  Somos  propietarios  de  656 estaciones de servicio BR y se nos exige por ley  subcontratar  la  operación  de  estas  estaciones  propias a terceros.  

Las  estaciones  de  servicio  de  nuestra  red  también  venden  gas  natural  para  automotores.  La  cantidad de estaciones de servicio que ofrecen este  producto ha aumentado a 453 a diciembre de 2008,  de 409 a diciembre de 2007 y las ventas totales de  gas en 2008 alcanzaron los 566 millones de metros  cúbicos (19.989 millones de pies cúbicos) 

El  mercado  minorista  de  combustible  de  Brasil es altamente competitivo y estimamos que los  precios  estarán  sujetos  a  continuas  presiones.   Procuramos  optimizar  la  rentabilidad  y  la  fidelización  de  los  clientes  consolidando  nuestra  fuerte  imagen  y  proporcionando  una  calidad  y  servicio  superior.    Consideramos  que  nuestra  posición en términos de participación en el mercado  está respaldada por una fuerte imagen de la marca  BR,  la  remodelación  de  las  estaciones  de  servicio  y  la  incorporación  de  centros  de  lubricación  y  minimercados.  

Además  distribuimos  productos  derivados  del  petróleo  y  biocombustibles  bajo  la  marca  BR  a  clientes  comerciales  y  usuarios  industriales.   Nuestros  clientes  incluyen  compañías  de  aviación,  de  transporte  e  industriales  como  así  también  empresas  de  servicios  públicos  y  entidades  gubernamentales, la totalidad de los cuales generan  una demanda relativamente estable.  Vendemos  también  productos  derivados  del  petróleo  producidos  por  nuestras  operaciones 

El  principal  combustible  utilizado  en  Brasil  es el diesel que representa aproximadamente 766,8 

 

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del  segmento  Suministro  a  otros  minoristas  y  a  mayoristas. 

Se  estima  que  los  planes  de  desarrollo  de  nuestras  operaciones  de  Exploración  y  Producción  originarán un aumento substancial de la producción  de gas de las Cuencas Espírito Santo y Santos fuera  de  la  costa  brasileña,  incluyendo  las  secciones  anteriores  al  estrato  de  sal.  Estamos  invirtiendo  en  infraestructura de transporte con el fin de entregar  estos nuevos volúmenes a mercados en el noreste y  sudeste de Brasil y mejorar la flexibilidad de nuestro  sistema de distribución. El gas natural importado de  Bolivia jugará un papel menor si bien  importante en  nuestras  operaciones  cuando  incrementemos  la  producción  de  gas  local.  Estamos  también  optimizando  nuestras  operaciones  comerciales  mediante  una  serie  de  contratos  de  venta  de  gas  natural  que  nos  permiten  equilibrar  la  oferta  y  la  demanda de gas y energía eléctrica.  

Nuestra  compañía  de  distribución  de  GLP,  Liquigas  Distribuidora,  tenía  una  participación  de  mercado  del  22,3%  y  se  encontraba  en  el  tercer  puesto en ventas de GLP en Brasil en 2008, según la  ANP.   Participamos  en  el  sector  minorista  en  otros  países  latinoamericanos  a  través  de  nuestro  segmento  de  negocio  Internacional.    Véase  “Internacional”.    Gas y Energía (Gas, Energía y Renovables—Brasil)   Durante  muchos  años  hemos  desarrollado  en  forma  simultánea  las  reservas,  infraestructura  y  mercados  de  gas  natural  de  Brasil.  Como  parte  de  este proceso, hemos desarrollado fuentes de gas en  mar  abierto  en  Brasil  y  en  Bolivia,  el  gasoducto  Bolivia‐Brasil,  un  sistema  de  transporte  interno  y  capacidad de generación de energía eléctrica a gas.  Hemos  construido  dos  terminales  de  GNL  en  2008  para  complementar  nuestro  suministro  interno  de  gas  natural.  Estas  iniciativas  contribuyeron  a  incrementar  el  suministro  de  gas  natural  de  aproximadamente  11  millones  de  metros  cúbicos  por día (388,5 mmcf/d) en 1999 a 60,7 millones de  metros cúbicos por día (2.143,6 mmcf/d) en 2008. El  gas  natural  abastecía  el  3,7%  de  las  necesidades  totales de energía de Brasil en 1998 en comparación  con un 10,3% en la actualidad y un 14% proyectado  para  2010,  de  acuerdo  con  Empresa  de  Pesquisa  Energética,  dependiente  del  Ministerio  de  Minas  y  Energía.   

Nuestros  principales  objetivos  en  relación  con  el  segmento de gas y energía son:     • agregar  valor  mediante  la  monetización  de  las  reservas  de  gas  natural de Petrobras;  •

garantizar la flexibilidad y confiabilidad  de  la  comercialización  de  gas  natural  en  los  mercados  termoeléctrico  y  no‐ termoeléctrico;  

•

expandir  nuestros  negocios  de  GNL  con  el  fin  de  satisfacer  la  demanda  y  diversificar  el  suministro  de  gas  natural; y 

•

optimizar    nuestra  cartera  de  plantas  de energía termoeléctrica.  

  Estadísticas Clave de Gas y Energía       Gas y Energía:  Ingresos operativos netos ................................................................................ Pérdida antes de participación minoritaria e impuesto a las ganancias........... Total activo al 31 de diciembre ........................................................................ Inversiones .......................................................................................................

2008    8.802  (504)  14.993  4.256 

2007  (millones de U$S)    4.912  (947)  15.536  3.223 

2006    4.090  (414)  9.597  1.664 

  Gas Natural   Nuestro  negocio  relacionado  con  el  gas  natural  comprende  tres  actividades:  transporte  (construcción  y  operación  de  la  red  de  gasoductos 

 

brasileña); participación accionaria en las compañías  de  distribución  que  venden  gas  natural  a    usuarios  finales; y comercialización (compra y reventa). 

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incrementando nuestra capacidad para  entregar  al  mercado  volúmenes  importados  a  través  del  gasoducto  Bolivia‐Brasil; 

Transporte   Nuestro  sistema  de  transporte  de  gas  natural  en  Brasil  comprende  dos  sistemas  principales de gasoductos: el gasoducto de 4.413 km  (2.743 millas) Malha Sudeste (Sistema Sudeste) que  conecta  nuestros  principales  yacimientos  productores  de  gas  natural  en  mar  abierto  de  las  Cuencas Campos  y Espírito Santo  con  los mercados  crecientes  de  la  Región  Sudeste,  incluyendo  Rio  de  Janeiro  y  São  Paulo  y  el  gasoducto  de  1.980  km  (1.231  millas)  Malha  Nordeste  (Sistema  Noreste)  que  transporta  gas  desde  los  yacimientos  de  gas  natural  en  tierra  y  en  mar  abierto  de  la  Región  Noreste a consumidores en dicha región. El Sistema  Sudeste  incluye  la    porción  brasileña  de  2.593  km  (1.612  millas)  del  gasoducto  Bolivia‐Brasil.  Los  dos  principales  sistemas  de  gasoductos  estarán  conectados  por  el  Gasoducto  de  Interconexión  Noreste  Sudeste  (GASENE)  cuya  conclusión  se  estima  para  el  primer  trimestre  de  2010.  En  la  Región Norte, el gasoducto Urucu‐Coari‐Manaus de  660  km  (410  millas)  conectará    la  cuenca  Solimões  con  Manaus  donde  se  utilizará  gas  natural  principalmente para la generación de energía como  así  también  para  satisfacer  la  demanda  industrial,  comercial y minorista.   

•

 

Gasoducto de 196 km (122 millas) que  conecta  Catu  con  Itaporanga  con  una  capacidad máxima de transporte de 10  millones  de  metros  cúbicos  por  día  (353  mmcf/d)  de  gas  natural  desde  el  yacimiento  de  gas  Manati  y  otras  fuentes hasta la Región Noreste; y 

•

Gasoducto  de  22  km  (14  millas)  que  conecta  la  terminal  de  GNL  Pecém  a  nuestra  red  de  distribución  en  la  Región  Noreste  con  una  capacidad  máxima de transporte de 7 millones de  metros  cúbicos  por  día  (247  mmcf/d)  de gas natural. 

Además,  estamos  en  las  etapas  finales  de  un programa de  construcción  de  un gasoducto  que  conectará  la  mayoría  de  los  principales  gasoductos  de  Brasil  permitiendo  el  transporte  de  gas  a  través  de tuberías desde el sur al noreste del país y desde  la  Cuenca  Solimões  hasta  el  mercado  amazónico.  Ello  incrementará  la  capacidad  y  flexibilidad  de  nuestros  sistemas  de  gas  natural  y  nos  permitirá  hacer un mejor uso de los crecientes suministros de  gas.  Estimamos  que  el  programa  estará  concluido  para  el  primer  trimestre  de  2010.  El  programa  incluye:   

En  2008,  invertimos  U$S3.300  millones  para mejorar y ampliar el sistema de transporte de  gas  natural.  Ampliamos  nuestro  sistema  de  transporte  de  gas  natural  por  un  total  de  776  km  (482 millas) a 6.933 km (4.309 millas), incluyendo la  incorporación  de  los  siguientes  tramos  a  los  Sistemas Sudeste y Noreste:   •

•

Gasoducto de 303 km (188 millas) que  conecta Cabiúnas con Vitória, donde se  encuentra  la  planta  de  procesamiento  de gas que administra el gas producido  en la Cuenca Campos.  Este gasoducto  tiene  una  capacidad  máxima  de  transporte  de  20  millones  de  metros  cúbicos por día (707 mmcf/d) desde la  Cuenca  Espírito  Santo  a  la  Región  Sudeste;   Incorporación  del  tramo  de  255  km  (158  millas)  al  gasoducto  Campinas– Rio  en  la  Región  Sudeste  con  una  capacidad  máxima  de  transporte  de  8,6 millones de metros cúbicos por día  (303,7  mmcf/d)  de  gas  natural, 

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•

la  construcción  del  tramo  final  de  954  km  (593  millas)  del  Gasoducto  de  Interconexión  Noreste  Sudeste  (GASENE),  completando  así  el  tramo  entre  Malha  Sudeste  y  Malha  Nordeste.  Este gasoducto transportará  hasta  un  máximo  de  20  millones  de  metros  cúbicos  por  día  (707  mmcf/d)  desde  Cacimbas  hasta  la  ciudad  de  Catu  en  el  Estado  de  Bahia  y  estará  concluido  en  el  primer  trimestre  de  2010; y 

•

la  conclusión  del  gasoducto  Urucu‐ Coari‐Manaus  de  660  km  (410  millas)  que suministrará hasta 5,5 millones de  metros  cúbicos  por  día  (194  mmcf/d)  de  gas  natural  desde  la  Cuenca  Solimões hasta la ciudad de Manaus a  partir del tercer trimestre de 2009.   

El  siguiente  mapa  indica  los  gasoductos  existentes  y  los  gasoductos  que  se  encuentran  en  etapa  de  construcción.  

Conductos existentes Conductos construidos en 2008 Conductos en construcción en 2009 & 2010 GNL

    compañías  y  Contratos  Marco  de  Venta  que  se  utilizarán para adquirir cargas de inmediato cuando  fuera necesario.  

Hemos  finalizado  la  construcción  de  dos  terminales de GNL: una en Rio de Janeiro en enero  de  2009,  con  una  capacidad  de  producción  de  20  millones de metros cúbicos por día (706 mmcf/d), y  la otra en diciembre  de 2008 en Pecém en la Región  Nordeste  de  Brasil,  con  una  capacidad  de  producción de 7 millones de metros cúbicos por día  (247 mmcf/d). Dos grandes buques de regasificación  de  GNL  brindarán  soporte  a  las  terminales,  los  cuales cuentan con una capacidad de 14 millones de  metros  cúbicos  por  día  (494  mmcf/d)  y  7  millones  de  metros  cúbicos  por  día  (247  mmcf/d),  respectivamente.    Las  nuevas  terminales  y  buques  de  regasificación nos dan  flexibilidad  para  importar  gas de otras fuentes con el fin de complementar la  oferta  local  de  gas  natural.  Hemos  negociado  y  firmado  contratos  de  suministro  de  GNL  con  varias 

 

Participación  Accionaria  en  Compañías  de  Distribución   Conforme  a  la  legislación  brasileña,  cada  estado posee el monopolio de la distribución de gas  local.    La  mayoría  de  los  estados  han  constituido  sociedades  para  actuar  como  distribuidoras  de  gas  locales  y  somos  titulares  de  participaciones  que  oscilan  entre  24%  y  100%  en  20  de  estas  27  compañías  de  distribución.    No  obstante  ello,  en  todas  las  sociedades  en  las  que  somos  titulares  de  una  participación  minoritaria,  designamos  a  los  principales ejecutivos y a los miembros del Consejo  de  Administración.   El Estado  de Espírito Santo nos 

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ha  asignado  derechos  exclusivos  para  distribuir  gas  natural a través de nuestra subsidiaria BR.  En 2008,  las  compañías  de  distribución  brasileñas  vendieron 

un  total  de  50  millones  de  metros  cúbicos  por  día  (1.732  mmcf/d)  de  gas  natural,  con  una  participación de Petrobras estimada en 22%. 

  El siguiente mapa indica la denominación y ubicación de cada compañía de distribución de gas local en la  que poseemos participación accionaria y nuestra participación en dichas compañías.    GASA GASAP G SA GASA

37.3% GASMA GASMAR GASMA

23.5% GASPIS GASPISA GASPIS

37.25% 41.5% 83.0% 41.5% 41.5% 41.5% 41.5%

41.5% 41.5% 34,46%

34.5%

100.0%

49.0%

37.4%

32.0% 24.5 40.0% 41.0

49.0%

 

 

  A  continuación  se  indican  las  compañías  de  distribución  en  las  que  tenemos  las  participaciones  más  significativas:  

Denominación    CEG RIO ............................................  BAHIAGAS.........................................  GASMIG............................................  BR ..................................................... 

 % de Participación  del Grupo 

Estado    Rio de Janeiro  Bahia  Minas Gerais  Espirito Santo 

Ventas de Gas  Promedio en 2008  (millones de metros  cúbicos por día) 

 

  37,40  41,50  40,00  100,00 

Clientes   

8,99  3,47  2,41  1,83 

21.537  277  269  13.480 

  De  acuerdo  con  nuestras  estimaciones,  las  dos  compañías  de  distribución  en  las  que  tenemos  participaciones  más  significativas,  CEG  Rio  y  Bahiagás, vendieron 18,3% y 7,1% de los volúmenes 

 

de gas nacional de Brasil en 2008, respectivamente.   CEG  Rio  y  Bahiagás  se  encuentran  entre  las  más  grandes  distribuidoras  de  Brasil,  ocupando  el  segundo  y  cuarto  lugar,  respectivamente.  Estas 

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termoeléctrica  y  el  60,6%  restante  fue  consumido  por  los  usuarios  de  gas  natural  industriales,  comerciales y minoristas.    En 2008, nuestro segmento de Exploración  y Producción abasteció el 50% del total de nuestros  requerimientos  de  gas  e  importamos  el  50%  restante  de  Bolivia.    Estimamos  que  la  proporción  del  gas  local  en  nuestro  mix  de  oferta  total  aumentará  en  el  futuro  cuando  nuestro  segmento  de  Exploración  y  Producción  ponga  en  operación  nuevos yacimientos de gas.    

compañías,  junto  con  los  distribuidores  independientes Comgás (28,3% de los volúmenes de  gas nacional de Brasil en 2008) y CEG (17,3% de los  mismos), abastecen el 71% del mercado brasileño.     Comercialización    En  2008,  nuestro  segmento  de  Gas  y  Energía suministró un promedio de 60,7 millones de  metros  cúbicos  por  día  (2.143,6  mmcf/d)  de  gas  natural  para  consumo.  Del  total  correspondiente  a  2008,  el  18,3%  se  utilizó  en  nuestras  refinerías,  el  21,1%  se  destinó  a  la  generación  de  energía 

El siguiente cuadro describe las fuentes de nuestro suministro de gas natural, nuestras ventas y consumo  interno de gas natural, y los ingresos correspondientes a los tres últimos ejercicios:  Suministro y Ventas de Gas Natural    Fuentes de suministro de gas natural  Producción local ........................................................................................... Importado de Bolivia .................................................................................... Gas Natural Licuado ..................................................................................... Total suministro de gas natural ........................................................................ Ventas de gas natural  Ventas a compañías de distribución de gas locales(1) ................................. Ventas a plantas de generación a gas........................................................... Total ventas de gas natural...............................................................................

2008 

2007  2006  (millones de metros cúbicos por día)        30,3  22,4  21,9  30,4  26,9  24,4  0,0  0,0  0,0  60,7  49,3  46,3 

  36,8  12,8  49,6 

  35,1  4,1  39,3 

  33,7  6,1  39,8 

Consumo interno (refinerías y centrales de generación a gas)(2) .................... 11,1  10,0  Ingresos (miles de millones de U$S )(3)............................................................ 6,0  3,4  ________________________      (1) Incluye ventas a compañías de distribución de gas locales en las cuales poseemos una participación accionaria.   (2) Incluye gas utilizado en el sistema de transporte.   (3) Excluye consumo interno. 

6,5  1,8   

 

  El siguiente cuadro describe la utilización en nuestros principales mercados de nuestro suministro de gas  natural desde 2006 a 2008:    Consumo de Gas Natural    Industrial, comercial y minorista ................................................. Centrales de generación eléctrica a gas ...................................... Refinerías ....................................................................................

2008  36,8  14,7  7,9 

  El  consumo  de  gas  natural  por  los  clientes  industriales, comerciales y minoristas aumentó 4,5%  por  año  desde  2006  a  2008.    El  aumento  en  el  mercado  no‐termoeléctrico  se  produjo  principalmente  como  resultado  del  precio  competitivo  del  gas  natural  en  comparación  con  el  fuel  oil,  la  principal  alternativa  de  energía.  El  consumo termoeléctrico aumentó 153% desde 2007  a  2008,  debido  principalmente  a  una  mayor  participación  de  las  plantas de  generación a  gas  en  el sistema eléctrico de Brasil.  

 

2007  (millones de metros cúbicos por día)  35,1  5,8  10,3 

2006  33,7  6,1  6,5 

  Contratos de Venta de Gas y Precios     En  2007  incorporamos  una  nueva  serie  de  contratos relacionados con el gas que ofrecen a los  usuarios  cuatro  opciones  de  suministro  diferentes   que  nos  brindan  flexibilidad  para  ajustar  nuestras  ventas  de  gas  a  los  volúmenes  disponibles.  Las  principales características de estos contratos son las  siguientes: 

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•

principalmente  por  usuarios  de  generación termoeléctrica que  utilizan  GNL. 

Firme  Inflexible:  el  distribuidor  garantiza  el  pago  en  virtud  de  contratos  “take  or  pay”  y  nosotros  garantizamos  la  entrega  del  volumen  contratado. 

•

Firme Flexible: podemos interrumpir el  suministro  de  acuerdo  con  las  condiciones  negociadas,  en  cuyo  caso  acordamos suministrar un combustible  sustituto  y  compensar  los  costos  adicionales  del  usuario  final.  El  precio  es equivalente al gas vendido en virtud  de  contratos  bajo  la  modalidad  Firme  Inflexible. 

•

Interrumpible:  tenemos  derecho  a  interrumpir  el  suministro  de  acuerdo  con  las  condiciones  negociadas  y  el  distribuidor  o  usuario  final  es  responsable  de  encontrar  combustibles  alternativos.  Bajo  esta  modalidad  de  contrato,  el  distribuidor  paga un precio más bajo por el gas. 

•

El  precio  del  gas  en  los  primeros  tres  contratos  incluye  un  componente  fijo,  que  es  revisado  anualmente  en  base  al  índice  de  inflación  IGP‐M,  y  un  componente  variable  que  es  revisado  trimestralmente en base a la canasta de fuel oil y la  variación  del  tipo  de  cambio.  El  precio  en  los  contratos bajo la modalidad preferencial se basa en  un componente fijo, que es revisado anualmente en  base  al  índice  de  inflación  IPCA,  y  un  componente  variable en base al precio de GNL importado, que es  revisado mensualmente en base a la tasa Henry Hub  y la variación del tipo de cambio.   Durante  2008,  hemos  convertido  9  de  18  clientes  a  los  nuevos  contratos,  además  de  los  tres  clientes  convertidos  en  2007.  En  virtud  de  estos  nuevos  contratos,  aproximadamente  el  53%  del  total de nuestras ventas de 36,8 millones de metros  cúbicos  por  día  (1.299,6  mmcf/d)  se  entregó  a  compañías  de  distribución  en  el  mercado  no  termoeléctrico  en  2008.    Utilizaremos  los  nuevos  contratos  para  entregar  hasta  el  63%  de  los  volúmenes asignados al mercado no termoeléctrico  hasta 2012.  

Preferencial:  estamos  obligados  a  suministrar  gas  natural  según  la  demanda,  pero  el  usuario  tiene  el  derecho de interrumpir las compras en  cualquier  momento.  Estimamos  que  este  tipo  de  contrato  será  utilizado 

El siguiente cuadro describe los volúmenes asignados al mercado no termoeléctrico hasta 2012 en virtud  de los nuevos contratos de suministro:     Año en que se firmó el  Contrato  2007 .................................. 2008 .................................. Total................................

Firme Inflexible  7,37  15,24  22,61 

Firme Flexible 

(millones de  metros cúbicos por día)  1,75  2,03  3,78 

 

 

 

Tipo de Contrato de Suministro 

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Interrumpible  2,6  1,90  4,50 

Total  11,72  19,17  30,89 

El siguiente cuadro describe nuestros futuros compromisos de suministro de gas desde 2009 hasta 2013,  incluyendo ventas a compañías locales de distribución de gas y centrales de generación a gas.   Contratos de Venta de Gas Natural     A compañías locales de distribución de gas:    Partes relacionadas(1)..................................................................... Terceros .......................................................................................... A centrales de generación a gas:  Partes relacionadas(1)..................................................................... Terceros .......................................................................................... Total(2)............................................................................................ Ingresos estimados por contrato (miles de millones de  U$S)(3)(4) ........................................................................................  

2009 

2010 

2011  2012    (millones de metros cúbicos por día) 

2013 

15,06  17,63    4,71  0,82  38,22 

17,16  18,09 

18,66  17,68 

19,23  17,36 

19,50  17,21 

3,57  6,38  45,20 

4,65  7,06  48,05 

3,72  8,00  48,31 

3,39  8,71  48,81 

3,5 

4,0 

4,5 

4,8 

5,0 

(1)  A los fines de este cuadro, “partes relacionadas”  incluye todas las compañías locales de distribución de gas y las centrales de generación  eléctrica  en  las  que  poseemos  una  participación  accionaria  y  “terceros”  se  refiere  a  aquellas  compañías  en  las  que  no  poseemos   participación accionaria.  (2)  Los volúmenes estimados están basados en acuerdos “take or pay” en nuestros contratos, volúmenes estimados y contratos en proceso  de negociación y no ventas máximas.  (3)  Las  cifras  indican  ingresos  neto  de  impuestos.    Las  estimaciones  están  basadas  en  ventas  externas  y  no  incluyen  consumo  interno  o  transferencias.   (4)  Los precios podrán ser ajustados en el futuro y los montos reales pueden variar. 

  Compromisos  a  largo  plazo  relacionados  con el Gas Natural  

a  través  del  CSG,  por  un  monto  que  osciló entre U$S100 millones y U$S180  millones  por año.   La  reforma  del  CSG  se  encuentra  aún  en  etapa  de  negociación, y el pago será retroactivo  a mayo de 2007;  

Nuestra  inversión  en  el  gasoducto  Bolivia‐ Brasil  en  1996  fue  el  resultado  de  una  serie  de  contratos  a  largo  plazo  celebrados  con  tres  compañías:   •

Contrato  de  Suministro  de  Gas  (CSG)  con  la  empresa  estatal  boliviana  Yacimientos  Petrolíferos  Fiscales  Bolivianos  (YPFB)  para  la  compra  de  volúmenes mínimos específicos de gas  natural  a  precios  vinculados  con  el  precio  internacional  del  fuel  oil  hasta  2019.  Después  de  dicha  fecha,  el  acuerdo  puede  prorrogarse  hasta  la  entrega  de  la  totalidad  del  volumen  contratado.    En  febrero  de  2007,  acordamos realizar pagos adicionales a  YPFB  correspondientes  a  líquidos  contenidos en el gas natural adquirido 

 

 

55

•

Contrato de Transporte en Firme (Ship‐ or‐Pay)  con  Gas  Transboliviano  (GTB),  propietaria  y  operadora  del  tramo  boliviano  del  gasoducto  para  transportar  volúmenes  mínimos  específicos  de  gas  natural  hasta  2019;  y 

•

Contrato de Transporte en Firme (Ship‐ or‐Pay)  con  Transportadora  Brasileira  Gasoduto  Bolivia‐Brasil  (TBG),  propietaria  y  operadora  del  tramo  brasileño  del  gasoducto  para  transportar  volúmenes  mínimos  específicos de gas natural hasta 2019. 

El volumen que estamos obligados a transportar en virtud de los contratos de transporte en firme en general se  estableció de manera tal de coincidir con nuestra obligación de compra en virtud del CSG.  Los siguientes cuadros  indican nuestros compromisos contractuales en virtud de estos contratos correspondientes al período de cinco  años comprendido entre 2009 a 2013.    Compromisos de Compra y Transporte de Gas Natural  Compromisos de compra con YPFB  Volumen comprometido (millones de metros cúbicos por  día)(1).......................................................................................... Volumen comprometido (mmcf/d)(1)......................................... Proyección del crudo Brent (U$S)(2) ........................................... Pagos estimados (millones de U$S)(3) ........................................   Contrato de Transporte en Firme (Ship‐or‐pay) con GTB  Volumen comprometido (millones de metros cúbicos por  día) .............................................................................................. Volumen comprometido (mmcf/d)  Pagos estimados (millones de U$S)(4) ........................................   Contrato de Transporte en Firme (Ship‐or‐pay) con TBG  Volumen comprometido (millones de metros cúbicos por  día) .............................................................................................. Volumen comprometido (mmcf/d) ............................................. Pagos estimados (millones de U$S)(4) ........................................  

2009   

2010   

2011   

2012   

2013   

24,06 

24,06 

24,06 

24,06 

24,06 

850,00  58,00  1.488,00      30,00 

850,00  61,00  1.235,00      30,00 

850,00  72,00  1.359,00      30,00 

850,00  74,00  1.475,00      30,00 

850,00  68,00  1.441,00      30,00 

1.059,00  59,08      30,00 

1.059,00  59,37      30,00 

1.059,00  59,67      30,00 

1.059,00  59,98      30,00 

1.059,00  60,28      30,00 

1.059,00  398,21 

1.059,00  400,20 

1.059.00  402,20 

1.059,00  404,21 

1.059,00  406,23 

(1)  25,3% del volumen contratado suministrado por Petrobras Bolivia.  (2)  Estimación del precio del crudo Brent en base a nuestro Plan de Negocios 2009‐2013.  (3)  Precios corrientes.  Los precios del gas pueden ajustarse en el futuro en base a lo establecido en el contrato y los montos reales pueden  variar.     (4)  Montos calculados tomando como base los precios corrientes definidos en los contratos de transporte de gas natural. 

Energía  

generación  termoeléctrica  y  controlamos  14  de  ellas.  Como resultado de nuestras inversiones en el  sector  energético,  actualmente  suministramos  el  50%  del  total  de  la  capacidad  instalada  de  generación  termoeléctrica  a  gas  en  Brasil,  de  acuerdo con la ANEEL.   

Actualmente,  la  capacidad  eléctrica  instalada total de Brasil es de 98.809 MW, de la cual  aproximadamente  el  81%  corresponde  a  las  centrales  hidroeléctricas  de  bajo  costo  que  cubren  aproximadamente  el  89%  de  las  necesidades  de  energía  eléctrica  del  país.  Si  bien  las  centrales  hidroeléctricas cuentan con una serie de ventajas y  están  específicamente diseñadas  para  satisfacer  las  necesidades básicas de energía eléctrica, no pueden  ampliarse fácilmente, tienen una capacidad limitada  para cubrir picos de demanda y son vulnerables en  períodos  de  sequía  prolongada.  En  consecuencia,  Brasil  ha  desarrollado    capacidad  de  generación  termoeléctrica  a  fin  de  complementar  el  sistema  hidroeléctrico  básico.  Dado  que  el  crecimiento  económico del país origina una mayor demanda de  energía, se estima que la generación termoeléctrica  tendrá  un  papel  cada  vez  mayor  en  términos  de  satisfacer las necesidades energéticas de Brasil.    

Durante 2008, generamos 2.025 MWavg de  electricidad,  de  los  cuales  un  78%  fue  generado  en  la Región Sudeste del país, 8% en el Sur y un 14% en  el Noreste.    Ventas de Electricidad   Participamos  en  el  mercado  de  energía  brasileño  mediante  la  venta  de  “disponibilidad  standby”  a  empresas  de  servicios  públicos  en  licitaciones  reguladas  y  mediante  la  celebración  de  contratos bilaterales principalmente con compañías  de distribución de energía.  Vendimos un promedio  de  1.902  MWavg  en  2008  en  comparación  con  un  promedio de 1.535 MWavg en 2007, representando  un  aumento  del  24%.    Nuestra  estrategia  incluye  también la exportación de energía a países vecinos.   En  2008,  exportamos  39,4  MWavg  a  Argentina  y  Uruguay.   

Como  parte  de  esta  tendencia  nacional,  hemos  desarrollado  y  operado  centrales  de  generación  termoeléctrica  a  gas.    Actualmente  tenemos  participación  en  23  centrales  de 

 

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capacidad  comercial  de  1.815  MW  en  estas  centrales debido a limitaciones en el abastecimiento  de  gas.  La  capacidad  comercial  es  la  capacidad  de  generación  de  energía  que  el  ente  regulador  de  Brasil nos permite vender según lo determinado por  un proceso de certificación. 

Nuestras  centrales  de  generación  a  gas  tienen  una  capacidad  instalada  de  4.550  MW  brutos,  equivalente  a  aproximadamente  el  5%  del  total  del  sistema  de  energía  de  Brasil.    Además,  controlamos  una  central  termoeléctrica  a  petróleo  con una capacidad instalada de 31,8 MW brutos. Sin  embargo,  a  fines  de  2008,  solo  teníamos  una 

    El  siguiente  cuadro  describe  nuestra  capacidad  instalada,  la  capacidad  comercial  certificada  y  la  generación de electricidad correspondientes a los últimos tres ejercicios:   Capacidad Instalada y Utilización de Petrobras     Capacidad instalada bruta ........................................................... Capacidad instalada neta ............................................................ Capacidad comercial certificada(1) ............................................. Electricidad generada (MWavg)  .................................................  

2008 

2007  (MW)  4.261,8  4.112,0  1.682,0  578,3 

4.581,8  4.427,0  1.595,0  2.025,0 

2006  4.143,0  3.997,0  2.083,0  354,4 

(1)  Promedio ponderado de la capacidad comercial certificada correspondiente al ejercicio. 

  Disponibilidad Standby     Las  centrales  termoeléctricas  que  operan  sin carga de base como las nuestras se utilizan para  complementar  la  generación  hidroeléctrica  cuando  fuera  necesario.  Históricamente, debido  al régimen  de precios de la energía en Brasil, ha resultado difícil  para  estas  centrales,  que  operan  con  un  factor  promedio  de  utilización  bajo,  cubrir  los  costos  operativos  y  obtener  un  retorno  de  capital.    En  2004,  se  aprobó  en  Brasil  el  Nuevo  Modelo  Regulatorio del Sector Eléctrico conforme al cual las  empresas  de  servicios  públicos  deben  asegurar  sus  necesidades  previstas  de  energía  en  virtud  de  contratos  a  largo  plazo  a  través  de  licitaciones  coordinadas  por  el  Ministerio  de  Minas  y  Energía.  Las  empresas  de  generación  termoeléctrica  presentan  sus  ofertas  en  estas  licitaciones  para  proporcionar  “disponibilidad  standby”  hasta  su  capacidad  comercial  certificada,  si  bien  no  serán  necesariamente  convocadas  para  generar  esta  energía.  Sólo  aquella  porción  de  nuestra  capacidad  termoeléctrica  definida  como  Nueva  Energía  en  virtud  del  Nuevo  Modelo  Regulatorio  del  Sector  Eléctrico  es  elegible  para  ser  vendida  a  través  del  sistema de licitación. 

de  estos  contratos,  percibiremos  un  monto  fijo  ya  sea  que  generemos  o  no  energía,  y  un  monto  adicional  por  la  energía  efectivamente  generada  a  un  precio  fijado  en  la  fecha  de  la  licitación  y  revisado anualmente en base a una canasta de fuel  oil  ajustada  de  acuerdo  con  la  inflación.  Estos  contratos generan pérdidas cuando nuestros costos  reales  de  generación  de  energía  aumentan  y  nuestros  precios  ajustados  según  la  fórmula  no  aumentan de la misma forma. En la licitación llevada  a cabo en 2007, no vendimos la totalidad de nuestra  capacidad disponible elegible dado que las centrales  de  generación  eléctrica  a  gas  fueron  menos  competitivas  que  otras  fuentes  de  generación  de  energía.  No  participamos  en  la  licitación  de  2008  debido  a  la  falta  de  capacidad  termoeléctrica  elegible.   Contratos Bilaterales   Vendemos la mayoría de la capacidad comercial no  definida como Nueva Energía en virtud de contratos  bilaterales  a  largo  plazo,  principalmente  con  compañías  de  distribución  de  electricidad.  Dichos  contratos se encuentran sujetos a reglamentaciones  que  regulaban  el  sector  energético  de  Brasil  antes  de la aprobación del Nuevo Modelo Regulatorio del  Sector  Eléctrico.    En  virtud  de  estos  contratos,  se  remunera nuestra capacidad termoeléctrica en base  a  una  combinación  de  factores:  si  realmente  generamos energía o no, la capacidad de generación 

En las licitaciones de 2005 y 2006 vendimos  disponibilidad  standby  por  1.391  y  205  MWavg,  respectivamente,  conforme  a  contratos  con  plazos  de  15  años  a  partir  de  2008  hasta  2011.    En  virtud 

 

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eléctrica  certificada  de  cada  central,  y  las  condiciones  de  oferta  y  demanda  en  el  mercado  energético de Brasil.  Cada uno de estos factores es  determinado  por  los  organismos  regulatorios  correspondientes de Brasil, incluyendo el Ministerio  de  Minas  y  Energía,  el  Operador  Nacional  do  Sistema  Elétrico—ONS  (Operador  del  Sistema  Eléctrico Nacional), y la Câmara de Comercialização  de  Energia  Elétrica—CCEE  (Cámara  de  Comercialización de Energía Eléctrica).    Nuestros  ingresos  en  virtud  de  estos  contratos  han  disminuido  debido  al  limitado  suministro de gas natural que afecta la capacidad de  generación  eléctrica  certificada  de  nuestras  centrales  de  generación  a  gas.  Aún  cuando    incrementemos  la  oferta  disponible  de  gas  natural,  es  difícil  estimar  nuestras  ganancias  en  virtud  de  estos  contratos  ya  que  los  márgenes  netos  están  sujetos a ajustes coordinados por la CCEE.  Además,  los  contratos  no  nos  permiten  trasladar  directamente  a  nuestros  clientes  las  variaciones  en  los costos de compra del gas natural. En 2009, 1.124  MWavg de nuestra capacidad de generación estará  sujeta  a  los  términos  y  condiciones  de  estos  contratos  bilaterales,  con  1.032  MWavg  comprometidos  en  2010,  1.030  MWavg  en  2011  y  2012  y  1.029  MWavg  en  2013.    Estos  contratos  vencerán en forma gradual y el último vencimiento  será en 2028.  

terceros.  En  años  anteriores,  la  oferta  limitada  de  gas  natural  afectaba  nuestra  capacidad  de  generar  electricidad  a  partir  de  nuestras  propias  centrales  termoeléctricas,  aún  cuando  hubiese  sido  rentable  para  nosotros  hacerlo.    Problemas  con  nuestra  infraestructura  de  gas  natural  también  nos  expusieron  a  multas  cuando  no  podíamos  entregar  las cantidades contratadas de electricidad. Pagamos  multas  por  un  monto  total  de  R$434  millones  (U$S236  millones)  en  2008,  R$89  millones  (U$S48  millones) de los cuales estuvieron relacionados con  hechos  ocurridos  en  2007.  Estimamos  poder  abastecer  totalmente  nuestras  centrales  de  generación  a  gas  una  vez  concluida  nuestra  red  de  distribución  de  gas  natural  en  2010.    Para  ese  entonces,  prevemos  tener  mayor  flexibilidad  para  decidir,  semanalmente,  la  mejor  manera  de  utilizar  nuestros  recursos  de  gas  en  los  mercados  termoeléctrico  y  no  termoeléctrico  en  base  a  las  condiciones económicas existentes.   Aumento de Nuestra Capacidad Comercial   En  mayo  de 2007,  de  acuerdo  con  normas  aplicables a la industria, celebramos un contrato con  la  ANEEL  en  virtud  del  cual  debemos  incrementar  nuestra  capacidad  de  suministro  de  energía  al  sistema a partir de nuestras centrales a 4.766,1 MW  para  2011.    Lograremos  esta  meta  mediante  el  aumento  del  suministro  de  gas  natural,  incluyendo  GNL, convirtiendo algunas de las centrales eléctricas  existentes  en  centrales  eléctricas  de  alimentación  dual  y  alquilando  centrales  eléctricas  a  petróleo  de  reserva.  Excluyendo  nuestros  requerimientos  de  energía  propios,  estimamos  contar  con  una  capacidad  comercial  promedio  de  3.259  MW  disponible  para  la  venta  en  2011,  de  los  cuales  aproximadamente el 49% ya ha sido vendido en las  licitaciones  de  2005  y  2006  y  el  46%  está  sujeto  a  contratos bilaterales.  

precios  Durante  períodos  de  internacionales de gas elevados y baja demanda de  energía  en  Brasil,  a  menudo  resulta  más  rentable  para  nosotros  vender  nuestro  gas  directamente  al  mercado  que  generar  cantidades  contratadas  de  energía  a  partir  de  nuestras  propias  centrales  de  generación a gas.  En estas circunstancias, tenemos  la flexibilidad de cumplir con nuestros compromisos  contractuales  mediante  la  adquisición  de  energía  a 

El  siguiente  cuadro  describe nuestros  compromisos  en  virtud de  contratos  de  disponibilidad  standby  y  bilaterales, energía adquirida a terceros, y la energía que estimamos estará disponible para la venta si se concluye  la infraestructura para la entrega de gas a nuestras centrales termoeléctricas.       Contratos de disponibilidad standby  ................. Contratos bilaterales  ......................................... Capacidad comercial (MW)(1)............................ Adquirida a terceros........................................... Disponible para la venta(1) ................................  

2008 

2009 

352  1.902  1.595  888  229 

821  1.438  2.707  230  679 

(1) Proyecciones basadas en la capacidad actual y el suministro de gas previsto 

 

2010 

2011 

1.391  1.789  3.543  200  563 

1.596  1.737  3.724  200  591 

(MWavg) 

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Energía  Renovable  y  Reducción  de  los  Gases  de  Efecto Invernadero (GEI)  

básicamente  en  ser  productores,  transportadores  y  exportadores  de  etanol  brasileño.    Asimismo,  nuestro objetivo es participar en el crecimiento del  mercado interno de etanol invirtiendo en plantas de  etanol que alcanzarán una producción de 63,6 miles  de barriles en 2013.  

También  hemos  invertido  en  una  cantidad  de  fuentes  de  generación  de  energía  renovable  en  Brasil,  incluyendo  centrales  de  generación  de  energía  eólica,  solar  e  hidroeléctrica.    Nuestras  pequeñas  centrales  hidroeléctricas  poseen  una  capacidad  instalada  de  243  MW  brutos,  de  los  cuales 73.4 MW se estima resultarán operativos en  2009. 

En los últimos años, hemos invertido en la  introducción  de  biodiesel  en  el  mercado  brasileño.   Conforme a la ley, el diesel vendido en Brasil a partir  de enero de 2008 debía contener un mínimo de 2%  de  biodiesel;  esta  proporción  se  incrementó  al  3%  en  julio  de  2008.  Con  el  fin  de  cumplir  con  esta  exigencia,  hemos  estado  obteniendo  y  mezclando  suministros  de  biodiesel  y  proporcionándolos  a  distribuidores  más  pequeños  así  como    también  a  nuestras propias estaciones de servicio.  

Como  parte  de  nuestro  Plan  Estratégico  2020  hemos  adoptado  una  estrategia  de  cambio  climático  a  fin  de  reducir  los  gases  de  efecto  invernadero  (GEI)  bajo  el  Mecanismo  de  Desarrollo  Limpio.    Entre  nuestros  proyectos  de  reducción  de  gases de efecto invernadero se incluye el desarrollo  de  una  central  de  energía  eólica  en  el  noreste  de  Brasil,  una  pequeña  central  hidroeléctrica  en  el  sudeste  de  Brasil,  generación  eléctrica  mediante  la  utilización  de  turboexpansores  en  nuestras  refinerías,  reducción  de  emisiones  de  óxido  nitroso  provenientes  de  nuestras  plantas  de  fertilizantes  y  el  uso  de  calor  residual  para  la  cogeneración  en  nuestras refinerías.  

Hemos  firmado  contratos  para  obtener  aceites  vegetales  e  industriales  con  el  fin  de  abastecer  a  nuestras  tres  plantas  de  biodiesel  con  una  capacidad  combinada  de  2.950  bbl/d.    Estas  plantas  se  encuentran  ubicadas  en  el  noreste  de  Brasil  en  Candeias  y  Quixada    y  en  el  sudeste  de  Brasil  en  Montes  Claros.    Nuestro  objetivo  es  incrementar  nuestra  participación  en  la  industria  con una capacidad instalada objetivo de producción  de 11.000 bbl/d de biodiesel en Brasil para 2013. La  creación  de  Petrobras  Biocombustível  en  julio  de  2008 para consolidar todas las iniciativas relativas a  la producción de etanol y biodiesel refuerza nuestro  compromiso  con  el  medio  ambiente  y  la  responsabilidad social. 

Nuestro  Programa  de  Conservación  de  Energía  Interna  tiene  como  objetivo  mejorar  la  eficiencia  energética  en  todas  nuestras  unidades.  Como  resultado  de  este  programa,  en  2008  hemos  evitado  emisiones  de  dióxido  de  carbono  por  aproximadamente 40 mil toneladas.  Energía Biorenovable 

También  hemos  desarrollado  una  nueva  tecnología  de  refinación  (H‐Bio)  que  nos  permite  introducir  aceites  vegetales  en  nuestras  refinerías  existentes para producir un diesel de mejor calidad.   Seis de nuestras refinerías ya están preparadas para  utilizar  la  tecnología  H‐Bio  y  proyectamos  adaptar  todas  nuestras  refinerías  a  este  proceso,  que  nos  otorgará  una  mayor  flexibilidad  en  cuanto  a  materias  primas  y  nos  brindará  acceso  a  los  mercados que requieren diesel de mejor calidad. 

El  objetivo  de  Petrobras  es  convertirse  en  un  importante  productor  de  biodiesel  en  Brasil  y  participar  en  forma  activa  en  la  creciente  industria  de  etanol  brasileña,  especialmente  en  la  producción,    transporte  y  exportación  de  etanol.  Brasil  posee  condiciones  climáticas  y  de  suelo  altamente  favorables  para  el  cultivo  de  caña  de  azúcar y aceite vegetal y es un actor importante en  el mercado internacional de biocombustibles.  

Internacional  

El  etanol  extraído  de  la  caña  de  azúcar  es  muy  utilizado  como  substituto  de  la  gasolina  en  Brasil.  Actualmente  no  producimos  etanol,  pero  lo  distribuimos  a  través  de  nuestro  segmento  de  Distribución.    Proyectamos  ampliar  nuestra  participación  en  el  negocio  del  etanol  a  través  de  asociaciones  con  productores  de  etanol  y  clientes  internacionales  donde  nuestro  papel  consistiría 

 

Contamos con operaciones en 23 países del  exterior  que  comprenden  todas  las  fases  del  negocio  energético.    Nuestros  principales  objetivos  en las operaciones internacionales son:  

59

•

•

utilizar  nuestra  experiencia  técnica  en  exploración  y  producción  en  aguas  profundas  a  fin  de  participar  en  regiones  en  mar  abierto  con  alto  potencial; y 

expandir  e  integrar  operaciones  internacionales  de  downstream  con  nuestras actividades locales. 

Estadísticas Internacionales Clave       Internacional:  Ingresos operativos netos ..................................................................   Resultados antes de participación minoritaria e impuesto a las  ganancias............................................................................................   Total  activo  al 31 de diciembre.........................................................   Inversiones .........................................................................................  

2008 

2007  (millones de U$S) 

 

  10.940    (605)  13.439  2.908 

2006   

9.101    (237)  11.717  2.864 

6.071    571  10.274  2.637 

  Los  ingresos  operativos  netos  de  nuestro  segmento  Internacional  representaron  el  9,3%  de  nuestros  ingresos  operativos  netos  totales  en  2008  (10,4% en 2007 y 8,4% en 2006).  El activo total de  nuestro  segmento  Internacional  al  31  de diciembre  de 2008 representó el 10,7% de nuestro activo total  (9% en 2007 y 10,4% en 2006).    Actividades  Internacionales  de  Exploración  y  Producción (Upstream)  

Durante  2008,  hemos  desarrollado  actividades de upstream en 19 países fuera de Brasil  (Argentina,  Bolivia,  Colombia,  Ecuador,  México,  Perú,  Venezuela,  Estados  Unidos,  Angola,  Nigeria,  Tanzania,  Mozambique,  Senegal,  India,  Portugal,  Irán, Pakistán, Libia y Turquía).  Véase “Descripción  General del Grupo” en relación con una descripción  acerca de producción y reservas por país.  Durante  2008,  nuestras  inversiones  correspondientes  a  las  actividades  internacionales  de exploración y producción representaron el 16,1%  de  nuestra  inversión  total  en  exploración  y  producción.  

Nuestra  estrategia  apunta  a  integrar  nuestras  operaciones  mediante  la  captación  de  sinergias  en  nuestras  actividades  de  upstream  y  downstream en América Latina, América del Norte y  Asia.  Nuestras  actividades  internacionales  de  upstream se concentrarán en regiones tales como el  Golfo  de  México  y  Africa  Occidental  donde  existen  oportunidades  para  capitalizar  la  experiencia  en  aguas profundas que  hemos desarrollado en Brasil.   También  estamos  desarrollando  tareas  de  exploración preliminares en el norte de Africa, Asia,  Europa  y  Medio  Oriente.  Nuestros  recientes  descubrimientos  de  reservas  en  las  secciones  anteriores al estrato de sal en Brasil nos han llevado  a reducir los gastos proyectados para las actividades  internacionales,  en  relación  con  nuestras  actividades locales.    

 

Hemos  contratado  tres  unidades  de  perforación y una plataforma para brindar soporte a  nuestras operaciones de exploración en aguas ultra  profundas  en  el  Africa  Occidental  y  el  Golfo  de  México,  entre  otras  regiones.  Estas  unidades  comenzarán  a  operar  entre  2009  y  2011  en  virtud  de contratos por plazos de cinco a diez años.      

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El  siguiente  cuadro  indica  nuestra  inversión  en  actividades  internacionales  de  exploración  y  la  distribución geográfica de la misma en 2008, 2007 y 2006.      Total de inversiones en actividades internacionales de exploración (miles de  millones de U$S) ..............................................................................................  De las cuales:  América del Sur ..............................................................................................  Argentina`..................................................................................................  Bolivia ........................................................................................................  Colombia....................................................................................................  Perú, Ecuador, Venezuela ..........................................................................  Costa Oeste de Africa.....................................................................................  Golfo de México .............................................................................................  Equipos de Perforación y otros(1)..................................................................   

2008    0,92    9,74%  5,43%  2,90%  0,00%  1,41%  4,47%  53,92%  31,87% 

(1)  En 2008, el 31,52% del 31,87% está relacionado con inversiones en equipos de perforación. 

 

61

2007   

2006   

1,17 

1,26 

11,57%  3,27%  0,01%  6,67%  1,62%  5,76%  23,72%  58,95% 

  11,70%  6,40%  0,60%  3,60%  1,10%  43,70%  31,50%  13,10% 

 

En 2008, nuestra producción neta fuera de Brasil promedió 123,6 mbbl/d de crudo y LGN y 17,1 millones  de  metros  cúbicos  por  día  (602,6  mmcf/d)  de  gas  natural.    El  siguiente  cuadro  indica  nuestra  inversión  en  actividades internacionales de desarrollo y la distribución geográfica de la misma en 2008, 2007 y 2006.       Total inversiones en actividades internacionales de desarrollo (miles de   millones de U$S) ..............................................................................................  De las cuales:  América del Sur ..............................................................................................  Argentina ...................................................................................................  Bolivia ........................................................................................................  Colombia....................................................................................................  Perú, Ecuador, Venezuela ..........................................................................  Costa Oeste de Africa.....................................................................................  Golfo de México ............................................................................................. 

2008   

2007   

2006   

1,62 

1,39 

1,04 

  44,27%  30,81%  1,21%  4,80%  7,45%  38,32%  17,41% 

  40,55%  21,48%  1,60%  5,55%  11,92%  36,05%  23,40% 

  41,80%  26,50%  1,30%  2,80%  11,20%  41,00%  17,20% 

  América Latina  

En  Bolivia,  nuestra  producción  alcanzó  un  promedio  de  276,40  mmcf/d  de  gas  natural  en  2008,  el  20,53%  de  nuestra  producción  internacional  total,  principalmente  proveniente  de  los  yacimientos  San  Alberto  y  San  Antonio.    Luego  de  la  sanción  del  decreto  gubernamental  de  fecha  1° de mayo de 2006 que dispuso la nacionalización  de  los  hidrocarburos,  hemos  celebrado  nuevos  acuerdos  en  virtud  de  los  cuales  continuamos  operando los yacimientos pero se nos exige realizar  todas las ventas de hidrocarburos a través de YPFB  con  el  derecho  de  recuperar  nuestros  costos  y  participar  en  las  ganancias.  Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestras  reservas  probadas  de  gas  natural  eran de aproximadamente 248,2 mmboe en Bolivia.  El  25  de  enero  de  2009,  Bolivia  adoptó  una  nueva  constitución  que  prohíbe  la  propiedad  privada  de  los recursos de petróleo y gas del país. En vista de la  nueva  constitución,  es  posible  que  debamos  imputar a pérdida algunas o la totalidad de nuestras  reservas probadas en Bolivia hacia fines de 2009.  

Contamos  con  operaciones  en  casi  todas  las  principales  cuencas  hidrocarburíferas  de  Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, México, Perú  y  Venezuela.    En  2008  nuestra  producción  neta  promedio  en  la  región  (excluyendo  Brasil)  fue  de  211,6  mboe/d,  o  el  94,44%  de  nuestra  producción  internacional.  Las reservas en la región representan  el 86,27% de nuestras reservas internacionales.   La  región  en  la  que  contamos  con  mayor  cantidad  de  operaciones  fuera  de  Brasil  es  Argentina, la cual en 2008 representó el 44,65% de  nuestra  producción  internacional.  Nuestras  operaciones en Argentina se realizan principalmente  a  través  de  nuestra  participación  del  67,2%  en  Petrobras  Energía  S.A.  (PESA).    Nuestra  producción  se concentra en las Cuencas Neuquén, Austral y San  Jorge  con  una  contribución  menor  de  la  Cuenca  Noroeste.  Durante  2008,  hemos  incrementado  nuestra  participación  en  los  bloques  Sierra  Chata  y  Parva  Negra  a  45,55%  y  100%,  respectivamente.  Asimismo,  hemos  adquirido  una  participación  del  13,72% en los bloques El Tordillo y La Tapera‐Puesto  Quiroga.  Además,  hemos  firmado  un  acuerdo  con  dos  socios  para  explorar  dos  bloques  en  la  Cuenca  Malvinas y un bloque en la Cuenca del Golfo de San  Jorge,  en  el  cual  Petrobras  Energía  S.A.  (PESA)  es  titular  de  una  participación  del  33%.  Nuestra  producción  en  Argentina  alcanzó  un  promedio  de  100.000 barriles de petróleo equivalente por día en  2008.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestras  reservas probadas eran de aproximadamente 290,6  mmboe,  representando  una  disminución  del  1,45%  comparado con 2007.  

 

En  Colombia,  tenemos  participación  en  siete  contratos  de  producción  y  15  contratos  de  exploración  en  tierra  y  somos  operadores  en  8  de  estos  contratos.    Nuestra  producción  alcanzó  un  promedio  de  15,43  mboe/d  en  2008,  lo  que  representó  el  6,91%  de  nuestra  producción  internacional. Al 31 de diciembre de 2008, nuestras  reservas  probadas  en  Colombia  eran  de  aproximadamente 28,8 mmboe.   En Ecuador, tenemos una participación del  30%  en  el  Bloque  18.  Asimismo,  tenemos  una  participación del 11,42% en el oleoducto de 500 km  (311 millas) Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) con  una capacidad de 450 mbbl/d.  En octubre de 2008, 

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firmamos  un  acuerdo  con  el  gobierno  ecuatoriano  por  el  cual  se  estableció  un  plazo  de  1  año  para  renegociar nuestra concesión en el Bloque 18. El 31  de diciembre de 2008, devolvimos la concesión para  explorar  el  Bloque  31  de  acuerdo  con  un  contrato  con el gobierno ecuatoriano e imputamos a pérdida  U$S77  millones  en  relación  con  dicho  bloque.  Nuestra  producción  alcanzó  un  promedio  de  11,40  mboe/d  en  2008.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestras  reservas  probadas  eran  de  aproximadamente  6,6  mmboe,  representando  una  disminución  del  85,16%  comparado  con  2007  debido a reclasificaciones de reservas y producción.  

Al  31  de  diciembre  de  2008  éramos  titulares de  participaciones en 259 bloques en mar  abierto  en  el  Golfo  de  México  de  los  Estados  Unidos,  de  los  cuales  operamos  161.  Nuestra  producción alcanzó un promedio de 4,55 mboe/d en  2008.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestras  reservas  probadas  alcanzaban  aproximadamente  36,6  mmboe,  representando  una  disminución  del  27,34% comparado con 2007 debido principalmente  a la baja de los precios del petróleo. Durante 2008,  imputamos a pérdida U$S115 millones relacionados  con nuestra inversión en el yacimiento Cottonwood.  Somos  titulares  de  participaciones  en  cuatro  yacimientos  en  el  Terciario  Inferior,  en  el  Cuadrante Walker Ridge. Operamos los yacimientos  Cascade  y  Chinook,  en  los  cuales  poseemos  participaciones  del  50%  y  66%,  respectivamente,  y  somos  titulares  de  una  participación  no  operativa  del 25% en cada uno de los yacimientos St. Malo y  Stones.  Otros descubrimientos en aguas profundas  en  el  Golfo  de  México  incluyen  los  yacimientos  Cottonwood  y  Coulomb,  los  cuales    ya  se  encuentran en producción. 

Hemos  celebrado  contratos  de  servicio  en  relación con los bloques Cuervito y Fronterizo en la  Cuenca  Burgos  de  México  a  partir  2003.    En  virtud  de  estos  contratos  de  servicio,  percibimos  honorarios  por  nuestros  servicios,  pero  todo  pozo  productivo  se  transfiere  a  la  compañía  petrolera  nacional  mexicana  Pemex.    Hemos  celebrado  otros  contratos  con  PEMEX  a  fin  de  compartir  nuestra  experiencia en aguas profundas.   Somos  titulares  de  participaciones  en  seis  bloques  en  Perú.    En  el  Bloque  X,  en  la  cuenca  Talara,  realizamos  actividades  de  desarrollo  y  recuperación  secundaria.    Nuestra  producción  alcanzó un promedio de 16,12 mboe/d en 2008.  Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestras  reservas  probadas eran de aproximadamente 118,6 mmboe.  Realizamos  actividades  de  exploración  en  los  otros  cinco  bloques.    En    2008,  nuestro  socio  Repsol  ha  informado acerca de un descubrimiento de gas en el  Bloque  57,  en  el  cual  actualmente  somos  titulares  de  una  participación  del  46,2%.  En  la  actualidad  se  están llevando a cabo ensayos en el área y aún nos  resta cuantificar la magnitud del descubrimiento.  

En  diciembre  de  2006,  el  Servicio  de  Administración  de  Minerales  de  los  Estados  Unidos  aprobó el Plan Conceptual para el desarrollo de los  yacimientos  Cascade  y  Chinook,  que  incluye  la  primera instalación de una unidad FPSO en el Golfo  de México. El plan incorpora seis tecnologías que ya  fueron  probadas  en  mar  abierto  brasileño,  pero  de  reciente  aplicación  en  el  Golfo  de  México,  incluyendo  boya‐torreta  desconectable,  buque  de  transporte  de  petróleo,  sistema  de  risers  híbridos  auto  sustentables,  bombas  sumergibles  eléctricas  submarinas, sistema de anclaje de carga vertical con  estacas  torpedo  y  sistemas de  amarre  en  poliéster.   Estimamos  comenzar  la  producción  en  los  yacimientos Cascade y Chinook a mediados de 2010.  

Nuestra  producción  neta  en  Venezuela  en  2008  promedió  los  14,10  mboe/d  como  resultado  de  joint  ventures  en  los  yacimientos  Oritupano‐ Leona,  Acema,  La  Concepción  y  Mata,  donde  el  gobierno  venezolano  es  el  titular  mayoritario  y  el  operador.  

Continuando  con  nuestra  activa  participación  en  Alquileres‐Ventas  en  el  Golfo  de  México,  obtuvimos  23  bloques  en  la  Venta  206  en  marzo  de  2008  y  un  bloque  en  la  Venta  207  en  agosto  2008.    Los  nuevos  bloques  se  encuentran  ubicados  principalmente  en  zonas  de  aguas  profundas  de  Keathley  Canyon,  Green  Canyon,  Mississippi Canyon y Walker Ridge.  

América del Norte   El  Golfo  de  México  es  una  región  estratégicamente  importante  para  nosotros  y  concentramos  nuestras  actividades  principalmente  en  yacimientos  en  aguas  profundas  que  capitalizan  nuestra experiencia en Brasil.  

 

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Europa  

Africa  

En 2006, Petrobras International Braspetro  BV firmó un acuerdo conjunto de estudio con Galp y  Partex  con  el  fin  de  analizar  datos  sísmicos  relacionados con la Cuenca Peniche en mar abierto  en  Portugal.    Somos  titulares  de  una  participación  del  50%  en  este  consorcio  y  firmamos  cuatro  contratos  de  concesión  en  mayo  de  2007  en  esta  Cuenca  (Camarão,  Amêijoa,  Ostra  y  Mexilhão).   Realizamos  una  inversión  conjunta  de  aproximadamente  U$S22  millones  para  el  primer  período de exploración  en  la  Cuenca  Peniche  hasta  2008. 

Nuestras  operaciones  en  Africa    datan  de  1979  e  incluyen  actividades  de  producción  en  Angola  y  Nigeria,  actividades  de  desarrollo  en  Nigeria y actividades de exploración en estos y otros  países.   En  Angola,  nuestra  producción  alcanzó  un  promedio de 2,57 mboe/d del Bloque maduro 2/85  en  el  cual  somos  titulares  de  una  participación  del  27,5%.  Además,  somos  titulares  de  participaciones  en cinco bloques en mar abierto (somos operadores  de  tres  de  ellos)  donde  se  están  realizando  actividades  de  exploración.  Nuestras  reservas  combinadas  de  gas  natural  y  petróleo  en  Angola  eran de 1,2 mmboe. 

Asimismo,  expandimos  nuestras  operaciones  mediante  la  adquisición  de  oportunidades  de  exploración  en  Turquía  en  2006.   En  2006,  nos  asociamos  con  la  compañía  petrolera  nacional  de  Turquía  para  explorar  los  bloques  Kirklarelli y Sinop en el Mar Negro.  

En  Nigeria,  somos  titulares  de   participaciones en dos bloques de desarrollo en los  cuales  se  iniciaron  operaciones  en  el  yacimiento  Agbami en julio de 2008 y en el yacimiento Akpo en  marzo de 2009. El yacimiento Agbami se encuentra  ubicado  en  los  bloques  OML  127  y  OML  128  y  es  operado por Chevron como un desarrollo unificado  en  el  cual  somos  titulares  de  una  participación  del  13%. Calculamos que la producción máxima será de  250  mbbl/d  a  principios  de  2010.  Se  estima  que  el  yacimiento  Akpo  operado  por  TOTAL  en  el  Bloque  OML  130,  en  el  que  somos  titulares  de  una  participación  del  20%,  alcanzará  una  producción  máxima  de  185  mbbl/d  a  fines  de  2009.    Nuestra  inversión  en  los  yacimientos  Agbami  y  Akpo  se  estima  en  U$S2.400  millones,  de  los  cuales  hemos  invertido  U$S1.800  millones  al  31  de  diciembre  de  2008.    El  Bloque  OML  130  también  incluye  los  yacimientos  Egina,  Egina  South  y  Preowei.  El  gobierno  de  Nigeria  aprobó  el  plan  de  desarrollo  para el yacimiento Egina en marzo de 2009 mientras  que  en  los  yacimientos  Preowei  y  Egina  South  se  están  llevando  a  cabo  actividades  de  exploración.  Somos también operadores del bloque OPL 315, con  una  participación  del  45%  y  en  el  cual  se  están  desarrollando  actividades  de  exploración.  También  hemos  sido  operadores  del  yacimiento  OPL  324,  donde perforamos dos pozos y concluimos todas las  actividades  de  exploración  y  el  cual  devolvimos  en  diciembre de 2008.  

Medio Oriente   En 2004 firmamos un contrato de servicios  con  la  compañía  estatal  National  Iranian  Oil  Company  (NIOC)  en  Irán.    Este  acuerdo  exigía  la  adquisición  y  procesamiento  de  datos  sísmicos  y  la  perforación  de  un  mínimo  de  dos  pozos  exploratorios en el bloque Tusan en el Golfo Pérsico.   Hasta  la  fecha,  Petrobras  adquirió  y  procesó  datos  sísmicos  a  un  costo  de  aproximadamente  U$S22  millones  y  perforó  dos  pozos  exploratorios  a  un  costo  de U$S156 millones  en  Irán.    En  febrero  de  2008,  descubrimos  evidencias de hidrocarburos en el bloque Tusan.  El  descubrimiento  no  se  considera  económicamente  viable.   Nuestros  gastos  son  reembolsados  en  virtud  del  contrato  de  servicios  con  la  NIOC  solo  si  las  actividades  de  exploración  dan  como  resultado  descubrimientos  de  petróleo  económicamente  viables.    Petrobras  no  ha  tenido  activos,  obligaciones  significativas,  ingresos  o  reservas  probadas  asociadas  con  sus  operaciones  en  Irán  durante  los  últimos  tres  años.    El  contrato  de  servicios con la NIOC vence en julio de 2009 y por el  momento  no  tenemos  compromisos  adicionales  ni  planes en Irán. 

 

Desde  marzo  de  2005  hemos  estado  operando en Libia, cuando adquirimos derechos de  exploración y de producción compartida en el Area  18,  que  comprende  cuatro  bloques  en  mar  abierto  en  el  noreste  de  Libia.    Somos  operadores  del 

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consorcio a cargo de la exploración del bloque, con  una  participación  del  70%.  El  contrato  de  participación  en  la  producción  exige  una  etapa  exploratoria  de  5  años  y  derechos  de  producción  por 25 años compartidos con la Compañía Petrolera  Estatal Libia.  

mayormente  inexplorado.    Nos  comprometimos  a  llevar  a  cabo  estudios  geológicos  y  geofísicos  que  nos permitirán desarrollar un modelo completo del  sistema  petrolero  en  la  región.    Tenemos la  opción  de  rescindir  los  contratos  antes  de  iniciar  actividades de perforación de pozos.  

 En 2006, adquirimos una participación del  17% en el Bloque Zambezi Delta en mar abierto en  Mozambique.  La  licencia  ha  sido  ampliada  hasta  el  30 de junio de 2009. Los socios adquirieron sísmica  2‐D  correspondiente  al  bloque  y  considerarán  la  presentación  de  una  solicitud  para  la  siguiente  etapa de la licencia.   Somos  titulares  de  una  participación  del  40% en el bloque exploratorio Rufisque Profond en  Senegal,  en  aguas  con  profundidades  entre  150  a  3.000 metros (aproximadamente 500 a 10.000 pies),  el cual se encuentra en etapa de evaluación.   Nuestras  participaciones  en  Tanzania  comprenden  dos  bloques  exploratorios  en  aguas  profundas  a  ultra  profundas  ubicados  en  la  Cuenca  Mafia,  en  los  cuales  hemos  adquirido  una  participación del 100% en 2004 y 2006.    Asia   Durante  2007,  comenzamos  nuestras  primeras  actividades  de  exploración  en    Asia,  otra  región  donde  las  áreas  en  mar  abierto  y  en  aguas  profundas en mar abierto presentan un importante  potencial.   Desde  junio  de  2007,  somos  titulares  de  participaciones  en  dos  bloques  exploratorios  en  las  Cuencas Krishna Godavarai, Mahanadi y Cauvery en  mar  abierto  de  la  costa  oriental  de  India.  En  el  bloque  Cauvery  nos  hemos  comprometido  a  perforar  tres  pozos,  dos  de  los  cuales  han  sido  perforados  sin  descubrimientos.  En  el  bloque  Krishna  Godavari  perforaremos  tres  pozos  como  parte  de  un  plan  de  evaluación  que  comienza  en  abril de 2009.   Hemos  realizado  actividades  en    Pakistán  desde  febrero  de  2007,  cuando  firmamos  un  contrato  con  Oil  and  Gas  Development  Company  Limited (OGDCL) para explorar el bloque "G" en mar  abierto  en  el  cual  somos  titulares  de  una  participación  del  50%.  El  bloque  en  mar  abierto  se  encuentra  ubicado  en  la  Cuenca  Indus  y  continúa 

 

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Otras Actividades Internacionales  La  mayoría  de  nuestras  actividades  internacionales  se  concentran  en  exploración  y  producción.    Las  demás actividades internacionales se presentan resumidas en los cuadros incluidos a continuación y se describen  en el texto que sigue a los cuadros.  Activos de Refinación Internacionales de Petrobras al 31 de diciembre de 2008   Refinería (% de Participación del  Grupo)  Región  Abastecida por:        América Latina         Argentina(1) ...............................................   Bahia Blanca (100%)  Oxy, Petroleum, Apco     Refinor/Campo Duran (28,5%)  Palmar Largo (AR), Bolivia     San Lorenzo (100%)   Total, Chevron  América del Norte        Estados Unidos ...........................................   Pasadena, TX (50%)  Cuenca Campos, Brasil  Asia      Japón ..........................................................   Nansei  Sekiyu  Kabushiki  Kaisha,  Terceros proveedores  Okinawa (87,5%) 

Capacidad de  Destilación de Crudo  (mbbl/d)     31  26,4  50    100    100 

 

(1)  Somos titulares de las operaciones de refinación en Argentina a través de la participación del 67,2% en PESA.  Activos Petroquímicos Internacionales de Petrobras al 31 de diciembre de 2008   Región  Planta(1)  Productos        América Latina         Argentina...........................................................  Campana  Amoníaco, Urea, UAN     Puerto General San Martín  Estireno y  SBR     Zarate  Poliestireno y Bops  Brasil..................................................................  INNOVA  Etilbenceno, estireno,  poliestireno   

(1)  Somos titulares de las operaciones petroquímicas internacionales a través de una participación del 67,2% en PESA.   

Contamos  con  operaciones  integradas  en  América Latina, especialmente en Argentina, donde  participamos  en  toda  la  cadena  de  valor  de  la  energía.  En  Argentina,  somos  propietarios  de  la  central hidroeléctrica Pichi Picún Leufú, la central de  generación  termoeléctrica  a  gas  Genelba,  de  una  participación  en  la  empresa  de  transporte  de  gas  natural  TGS  (Transportadora  Gas  del  Sur),  y  de  participaciones  en  la  comercializadora  de  energía  Edesur y en Mega, una planta de separación de gas  natural.  También, a través de nuestra participación  en  PESA,  somos  propietarios  de  cuatro  plantas  petroquímicas  (tres  en  Argentina  y  una  en  Brasil),  dos refinerías con una capacidad neta de 81 mbbl/d  y  una  participación  en  la  Refinería  Refinor/Campo  Durán.    Somos  propietarios  de  644  estaciones  de  servicio  minoristas  que  operan  bajo  la  marca  Petrobras.  

Además,  somos  titulares  de  una  participación  del  44,5% en  Transierra  S.A., propietaria  del  gasoducto  Yacuiba‐Rio  Grande  (Gasyrg)  que  conecta  los  yacimientos  San  Alberto  y  San  Antonio  con  el  gasoducto Bolivia‐Brasil.   En  Colombia,  operamos  68  estaciones  de  servicio  con  la  marca  Petrobras,  una  planta  de  almacenamiento  y  una  planta  de  mezcla  de  lubricantes en Puente Aranda.   En  Chile,  contamos  con  oficinas  comerciales y de representación y hemos adquirido  las  operaciones  downstream  de  ExxonMobil  en  2009.  Los  activos  incluyen  233  estaciones  de  servicio  y  operaciones  de  aviación  comercial  en  11  aeropuertos.  Concretamos la adquisición de operaciones  comerciales  y  minoristas  de  combustibles  y  lubricantes  en  Paraguay  en  2006  y  reidentificamos  nuestras  165  estaciones  de  servicio  con  la  marca  Petrobras en 2007.  También operamos plantas para  el  abastecimiento  de  combustible  para  aviación  y  una planta  de reabastecimiento de GLP.  

En  Bolivia,  operamos  gasoductos  que  abastecen  de  gas  a  Brasil.  Somos  titulares  de  una  participación  del  11%  en  Gas  Transboliviano  S.A.  (GTB), propietaria del tramo boliviano del gasoducto  Bolivia‐Brasil  (BTB)  que  transporta  gas  natural  que  producimos  en  Bolivia  al  mercado  brasileño. 

 

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otorgados  a  nosotros,  y  compra  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  al  mismo  precio  que  los  proveedores nos cobrarían directamente.  

En  2006,  concretamos  la  adquisición  de  operaciones  comerciales  y  minoristas  de  combustibles  y  lubricantes  en  Uruguay.    Operamos  89  estaciones  de  servicio,  plantas  para  la  comercialización  de  combustible  marino  y  de  aviación,  productos  petroquímicos  y  asfaltos.  También  somos  titulares  de  participaciones  en  las  dos compañías de distribución de gas del país.  

Como  parte  de  nuestra  estrategia  para  ampliar  nuestras  operaciones  internacionales  y  facilitar el acceso a los mercados internacionales de  capitales,  PifCo  toma  préstamos  en  mercados  internacionales  de  capitales  con  nuestro  respaldo,  principalmente  mediante  garantías  o  acuerdos  de  compra  standby  de  los  títulos  pertinentes.  Existen  determinados  riesgos  asociados  con  el  acuerdo  de  compra  standby,  véase  el  Item  3.  “Información  Clave  ‐  Factores  de  Riesgo  ‐  Riesgos  Relacionados  con  nuestras  Acciones  y  Títulos  de  Deuda.”    Sin  embargo,  PifCo  puede  utilizar  los  flujos  de  fondos  generados  por  la  importación  de  productos  derivados  del  petróleo  para  pagar  los  montos  adeudados en virtud de sus títulos de deuda.  

En  2006,  ingresamos  al  mercado  de  refinación  de  los  Estados  Unidos  mediante  la  adquisición  del  50%  de  Pasadena  Refining  System  (PRSI), anteriormente Crown Refinery en Pasadena,  Texas.  En  octubre  de  2008,  un  tribunal  arbitral  del  Centro  Internacional  para  la  Solución  de  Disputas  dictó  un  laudo  preliminar  que  establecía  la  validez  de  la  opción  de  venta  ejercida  por  nuestro  socio  Astra  Oil  Company  (con  una  participación  del  50%)  para  la  venta  de  su  participación  en  PRSI  contra  Petrobras  America,  nuestra  subsidiaria  en  los  Estados Unidos. En abril de 2009, el tribunal arbitral  dictó el laudo definitivo que estableció el precio de  ejercicio de la opción de venta en U$S466 millones.  

Estructura Corporativa de PifCo  PifCo se constituyó el 24 de septiembre de  1997  como  Brasoil  Finance  Company,  una  subsidiaria  totalmente  controlada  de  Braspetro  Oil  Services  Company  o  Brasoil,  una  subsidiaria  totalmente  controlada  de  Petrobras  Internacional  S.A.  (Braspetro),  a  la  que  absorbimos  desde  esa  fecha.    La  totalidad  de  las  acciones  con  derecho  a  voto  de  PifCo  fue  transferida  de  Brasoil  a  nuestro  favor en el año 2000, y desde ese momento PifCo es  una  subsidiaria  totalmente  controlada  por  Petrobras. Petrobras International Finance Company  es  una  empresa  exenta  de  impuestos,  constituida  con  responsabilidad  limitada  conforme  a  las  leyes  de  las  Islas  Caimán.  PifCo  tiene  domicilio  legal  en  Harbour  Place,  103  South  Church  Street,  4th  floor,  George  Town,  Grand  Cayman,  Islas  Caimán,  y  su  número de teléfono es 55‐21‐3487‐2375.  

En  noviembre  de  2007,  acordamos  comprar el 87,5% de Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha  (NSS),  una  refinería  en  Okinawa,  Japón.    Como  resultado  de  esta  adquisición,  que  se  concretó  en  abril de 2008, por primera vez iniciamos actividades  de refinación en Asia con una capacidad de 100 mil  bbl/d  y  recientemente  hemos  comenzado  la  producción de una mezcla de 3% de etanol‐gasolina.  Información sobre PifCo  PifCo  fue  constituida  para  facilitar  y  financiar  la  importación  de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  a  Brasil,  y  ha  sido  nuestra  subsidiaria  totalmente  controlada  desde  el  año  2000.    PifCo  actúa  como  intermediaria  entre  terceros  proveedores  de  petróleo  y  Petrobras  por  medio de la compra de crudo y productos derivados  del  petróleo  a  proveedores  internacionales  y  la  reventa  a  Petrobras,  en  dólares  y  con  pagos  diferidos,  a un  precio     que  incluye  una prima  para  compensar  los  costos  financieros  de  PifCo.  PifCo  también  compra  a  Petrobras  crudo  y  productos  derivados del petróleo para su venta fuera de Brasil.  Además,  PifCo  vende  y  compra  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  a  terceros  y  partes  relacionadas,  principalmente  fuera  de  Brasil.  En  general, PifCo puede obtener créditos para financiar  las  compras  en  los  mismos  términos  y  condiciones 

 

Las cuatro subsidiarias de PifCo son:   • Petrobras  Europe  Limited  (PEL):    En  mayo  de  2001,  PifCo  constituyó  PEL,  una  subsidiaria  totalmente  controlada  constituida  conforme  a  las  leyes  del  Reino Unido y con domicilio en el Reino  Unido,  para  consolidar  nuestras  actividades  comerciales  en  Europa,  Medio  Oriente,  Lejano  Oriente  y  norte  de Africa. Estas actividades consisten en  brindar  asesoramiento  respecto  del  suministro  a  PifCo,  PIB,  BV  y  Petrobras 

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de  crudo  y  de  productos  derivados  del  petróleo  y  en  negociar  los  términos  y  condiciones  de  dicho  suministro  como  así también comercializar el crudo y los  productos  derivados  del  petróleo  brasileños  exportados  a  las  zonas  geográficas  en  que  actúa  PEL.  PEL  desempeña  el  papel  de  asesor  en  relación  con  estas  actividades  y  no  asume  ningún  riesgo  comercial  o  financiero  directo  o  adicional.  PEL  presta estos servicios de asesoramiento  y  marketing  en  calidad  de  contratista  independiente,  de  conformidad  con  un  acuerdo  de  servicios  firmado  entre  PEL  y Petrobras. A cambio, compensamos a  PEL  todos  los  costos  incurridos  en  relación  con  estas  actividades,  más  un  margen.   

asesora  y  negocia  los  términos  y  condiciones  de  algunas  de  nuestras  pólizas  de  seguro  y  de  algunas  pólizas  de seguro de  nuestras subsidiarias.  • Petrobras  Singapore  Private  Limited  (PSPL):  En  abril  de  2006,  PifCo  creó  PSPL,  una  empresa  constituida  conforme a las leyes de  Singapur, para  comercializar  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  en  relación  con  nuestras  actividades  de  comercialización  en  Asia.    Esta  compañía inició sus operaciones el 1° de  julio de  2006.  Principales Actividades Comerciales de PifCo  PifCo  compra crudo y  productos  derivados  del  petróleo  para  revenderlos  a  Petrobras  y  a  terceros.    PifCo  realiza  prácticamente  todas  sus  compras  de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  en el mercado al contado (“spot market”)  o a través de contratos de suministro a corto plazo.  PifCo  también  realiza  una  pequeña  parte  de  sus  compras  de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo a través de contratos de suministro a largo  plazo.  En  la  mayoría  de  los  casos,  Petrobras  garantiza  las  obligaciones  de  compra  de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  de  PifCo.  PifCo  luego  nos  revende  los  productos  al  precio  de  compra  pagado,  más  una  prima  determinada  de  acuerdo  con  una  fórmula  establecida  de  modo  tal  de  transferir  a  nuestro  cargo  los  costos  financieros  promedio  de  PifCo.  Asimismo,  PifCo  nos  compra  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  para  su  venta  fuera  de  Brasil.  Además,  PifCo  vende  y  compra crudo y productos derivados del petróleo a  terceros y partes relacionadas, principalmente fuera  de Brasil. 

• Petrobras  Finance  Limited  (PFL):    En  diciembre de 2001,  PifCo creó  PFL,  una  subsidiaria  totalmente  controlada,  constituida  e  inscripta  en  las  Islas  Caimán.  PFL  nos  compra,  principalmente,  fuel  oil  y  vende  los  productos  en  el  mercado  internacional  a  fin  de  generar  créditos  por  exportación para cubrir sus obligaciones  de  transferir  estos  créditos  por  exportación  a  un  fideicomiso  en  virtud  de  un  programa  de  pago  anticipado  de  exportaciones.  Hasta  el  1º  de  junio  de  2006,  PFL  también  nos  compraba  combustible  bunker.  El  programa  de  pago  anticipado  de  exportaciones  suministra  a  PFL  los  fondos  necesarios  para  comprarnos  productos  derivados  del  petróleo,  tal  como  se  describe  más  adelante. 

Asimismo, PifCo financia sus actividades de  comercialización de petróleo, incluidas las líneas de  crédito,  principalmente  en  bancos  comerciales,  así  como a través de préstamos internos otorgados por  Petrobras  y  emisión  de  obligaciones  en  los  mercados internacionales de capitales. 

• Bear  Insurance  Company  Limited  (BEAR):  En  enero  de  2003,  Brasoil  transfirió BEAR a PifCo. Esta transacción  se  realizó  como  parte  de  la  reestructuración  de  nuestro  segmento  comercial  internacional.  Actualmente,  BEAR  se  desempeña  como  nuestra  compañía  de  seguros  cautiva,  nos       

 

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El siguiente diagrama ilustra la forma en la que PifCo actúa como intermediario entre los proveedores  internacionales de crudo y Petrobras:        Líneas comerciales y emisión de Obligaciones.  

Bancos Extranjeros y    Mercado de Capitales 

  

 

 

 

  Pago de   Créditos(U$S)  

  

 

 

  PifCo  

30 días a partir del Con.de  Embarque (U$S)   Proveedores  Extranjeros de    Petróleo 

 

Hasta  330    días a partir  del Con. de    Embarque  (U$S)

 

 

 

 

 

Después de  reunir  la  documenta‐ cíon.  

Producto  

 

Petrobras

 

  PifCo  realiza  compras  FOB  de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  a  proveedores  internacionales  conforme  a  términos  y  condiciones  estándar que tradicionalmente exigen el pago en un  plazo  de  30  días  a  partir  de  la  fecha  del  conocimiento  de  embarque.  En  general  no  podríamos cumplir con las condiciones de pago a 30  días  impuestas  por  los  proveedores  internacionales  debido  a  la  complejidad  de  las  reglamentaciones  aduaneras y de importación de Brasil. Por ejemplo,  para  una  carga  cuyo  conocimiento  de  embarque  indica  que  debe  ser  entregada  en  diferentes  destinos  de  Brasil,  se  exige  la  entrega  de  un  juego  de documentos en cada destino. Dependiendo de la  ubicación  de  los  puertos  de  descarga,  este  proceso  puede  completarse  en  hasta  120  días  desde  la  partida del buque. Debido a que PifCo no está sujeta  a  las  reglamentaciones  brasileñas  que  nos  rigen,  PifCo puede pagar puntualmente a los proveedores  internacionales  sin  necesidad  de  entregar  los  diferentes  juegos  de  documentos.  Para  cubrir  sus  costos  financieros,  PifCo  incluye  una  prima  en  el  precio  del  crudo  y  los  productos  derivados  del  petróleo  que  nos  vende.  Entonces  podemos  comprar crudo y productos derivados del petróleo a  PifCo conforme a términos que nos permiten pagar  en un plazo máximo de 330 días contado a partir de  la fecha del conocimiento de embarque con el fin de  garantizar  un  plazo  suficiente  para  cumplir  con  las  reglamentaciones aduaneras y de importación. 

 

Programa de Pago Anticipado de Exportaciones  En  2001,  creamos  un  programa  de  pago  anticipado  de  exportaciones  con  el  fin  de  financiar  nuestras  exportaciones  de  fuel  oil  a  través  de  la  securitización  de  nuestros  créditos  por  exportaciones de fuel oil.  El Fideicomiso PF Exports  Receivables  Master  Trust,  creado  conforme  a  las  leyes de las Islas Caimán (el “Fideicomiso”), obtiene  fondos  mediante  la  emisión  de  certificados  a  inversores  y  suministra  dichos  fondos  a  PFL  para  que  nos  compre  fuel  oil.    PFL  nos  compra  fuel  oil  conforme  a  un  Contrato  Marco  de  Exportación  y  a  un  Acuerdo  de  Pago  Anticipado  que  establece  compromisos de compra mínimos trimestrales.  PFL  transfiere todos los créditos originados por la venta  de  dichas  exportaciones  al  Fideicomiso,  y  los  créditos constituyen garantía de las obligaciones de  pago  adeudadas  en  virtud  de  los  certificados.    Los  certificados  representan  participaciones  indivisas  senior en el patrimonio del Fideicomiso.    El valor de los créditos a ser asignados para  la  venta  en cualquier período  trimestral  representa  una parte, pero no la totalidad, de los créditos que  se  prevé  generar  por  la  venta  de  fuel  oil  por  PFL  durante  dicho  período.    El  resto  de  los  créditos  es  propiedad de PFL.  Desde  la  creación  del  programa,  el  Fideicomiso  emitió  Certificados  Fiduciarios  Senior  por un total de U$S1.500 millones.  Hemos pagado  por  adelantado  o  amortizado  una  porción  de  los 

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Certificados  Fiduciarios  Senior.  En  la  actualidad,  se  encuentran  pendientes  Certificados  Senior  por   

U$S398 millones.  

Como  respaldo  del  programa  de  pago  anticipado  de  exportaciones,  vendemos  fuel  oil  a  empresas  de  servicios públicos, refinerías y comerciantes.  El siguiente cuadro indica nuestras ventas por exportaciones de fuel  oil correspondientes al período 2004 ‐ 2008:    Millones de U$S  ....................... Millones de barriles ..................  

2008  2.848,5  51,8 

   

2007  2.205,9  39,6 

  Estructura Organizacional  

2006  1.500,1  67,3 

   

2005  1.077,6  25,5 

   

2004  1.306,1  47,5 

Oil  Services  Company  (Brasoil),  Petrobras  Netherlands  B.V.  (PNBV)  y  Córdoba  Financial  Services GmbH) están constituidas en el exterior. El  Anexo  8.1  contiene  una  lista  completa  de  nuestras  subsidiarias,  incluyendo  su  denominación,  jurisdicción  de  constitución  y  el  porcentaje  de  participación de Petrobras. 

La  totalidad  de  nuestras  30  subsidiarias  directas  que  figuran  a  continuación  24  están  constituidas  conforme  a  la  legislación  brasileña  y  seis  (PifCo,  Petrobras  International  Braspetro  B.V.  (PIB  BV),  Braspetro  Oil  Company  (BOC),  Braspetro 

 

   

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El  siguiente  diagrama  presenta  nuestras  subsidiarias  consolidadas  más  importantes al  31 de  diciembre  de 2008: 

 

   

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Bienes de Uso 

No podemos estimar el impacto que podría  tener  sobre  Petrobras  un  cambio  en  la  Ley  de  Petróleo  ni  cuándo  podrían  entrar  en  vigencia  las  nuevas reglamentaciones.   

Petrobras  Los  principales  activos  tangibles  de  Petrobras  consisten  en  pozos,  plataformas,  plantas  de  refinación,  gasoductos  y  oleoductos,  buques  y  otros medios de transporte y centrales generadoras  de  energía.  La  mayoría  de  estos  activos  están  ubicados  en  Brasil.  Arrendamos  y  somos  propietarios  de  nuestros  activos  y  algunos  de  los  activos  de  nuestra  propiedad  están  sujetos  a  gravámenes, pero el valor de  estos activos gravados  no es substancial. 

Marco Regulatorio Actual  Conforme  a  la  legislación  brasileña,  el  gobierno  brasileño  es  propietario  de  todas  las  reservas de crudo y gas natural de Brasil. Entre 1953  y 1997, el gobierno brasileño tenía el monopolio de  la investigación, exploración, producción, refinación  y  transporte  de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  en  Brasil  y  en  su  plataforma  continental,  sujeto  sólo  al  derecho  de  las  compañías  que  en  1953  se  dedicaban  a  la  refinación  y  distribución  de  productos  derivados  del  petróleo  a  continuar  desempeñando  dichas  actividades.  El  gobierno  brasileño  nos  designó  representantes  exclusivos  para  la  explotación  del  monopolio  del  gobierno,  incluyendo la importación y exportación de petróleo  crudo y productos derivados del petróleo. 

En  virtud  de  acuerdos  de  concesión  tenemos derecho a explotar reservas de crudo y gas  en Brasil pero conforme a la legislación brasileña el  gobierno  brasileño  es  propietario  de  todas  las  reservas.  En  el  Item  4.  “Información  sobre  la  Compañía”  se  incluye  una  descripción  de  nuestras  reservas  y  fuentes  de  crudo  y  gas  natural,  principales activos tangibles y los principales planes  de  ampliación  y  modernización  de  nuestras  instalaciones. 

En  1995,  como  parte  de  una  reforma  integral  del  sistema  regulatorio  del  sector  de  petróleo  y  gas,  el  Congreso  brasileño  realizó  una  reforma  constitucional  por  medio  de  la  cual  se  autorizó al gobierno brasileño a contratar empresas  públicas o privadas para llevar a cabo las actividades  relacionadas  con  los  segmentos  upstream  y  downstream del sector de petróleo y gas natural de  Brasil.  La  reforma  fue  implementada  mediante  la  sanción  de  la  Ley  de  Petróleo  que  estableció  un  nuevo marco regulatorio, puso fin a la exclusividad y  autorizó  la  libre  competencia  en  todas  las áreas  de  la industria del petróleo y del gas en Brasil. A partir  de ese momento, hemos operado en un ámbito de  desregulación gradual y de creciente competencia. 

PifCo   PifCo  no  arrienda  ni  es  propietaria  de  bienes de uso significativos.  Reglamentación  de  la  Industria  del  Petróleo  y  el  Gas en Brasil   Análisis  sobre  Posibles  Modificaciones  en  la  Ley  de  Petróleo     El  reciente  descubrimiento  de  una  importante  cantidad  de  reservas  de  petróleo  y  gas  natural  en  la  capa  geológica  anterior  al  estrato  de  sal  de  las  Cuencas  Campos  y  Santos  ha  llevado  a  analizar  posibles  modificaciones  en  la  legislación  vigente.  El  gobierno  brasileño  creó  un  comité  interministerial en virtud del decreto presidencial de  fecha  17  de  julio  de  2008  con  el  fin  de  considerar  modificaciones  en  la  reglamentación  de  las  actividades de exploración y producción en áreas de  la capa geológica anterior al estrato de sal no sujeta  a  las  concesiones  existentes.  La  Presidenta  de  nuestro  Consejo  de  Administración,  Dilma  Vana  Rousseff,  y  nuestro  Presidente,  J.S.  Gabrielli  de  Azevedo,  son  miembros  del  comité.  El  comité  aún  no  ha  efectuado  una  recomendación  formal  al  gobierno brasileño en relación con este tema.   

 

La  Ley  de  Petróleo  también  creó  un  ente  regulador  independiente,  la  Agencia  Nacional  de  Petróleo,  Gas  y  Combustibles  Renovables  (ANP).  La  función  de  la  ANP  es  regular  la  industria  del  petróleo,  del  gas  natural  y  de  los  combustibles  renovables  en  Brasil y crear un  ámbito  competitivo   en  el  sector  del  petróleo  y  el  gas.  Sus  principales  responsabilidades  incluyen:  regular  los  términos  de  concesión  para  el  desarrollo  upstream  y  otorgar  nuevas concesiones de exploración.  La  Ley  de  Petróleo  nos  otorgó  el  derecho  exclusivo  a  explotar  las  reservas  de  crudo de  todos  los  yacimientos  en  los  que  ya  habíamos  iniciado  la 

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producción  por  un  período  de  27  años  contado  a  partir  de  la  fecha  en  que  los  mismos  fueron  declarados  comercialmente  rentables.  Este  período  inicial  de  27  años  para  producción  puede  ser  ampliado, a solicitud del concesionario y sujeto a la  aprobación  de  la  ANP.  La  Ley  de  Petróleo  también  estableció  un  marco  procesal  para  reclamar  derechos  exclusivos  de  exploración  durante  un  período  máximo  de  tres  años,  que  posteriormente  fue ampliado a cinco años, en relación con áreas en  las  que  podíamos  demostrar  que  teníamos  “perspectivas de producción” antes de la sanción de  la  Ley  de  Petróleo.  A  fin  de  efectivizar  nuestro  reclamo  de  exploración  y  desarrollo  de  esas  áreas,  debíamos  demostrar  que  teníamos  la  capacidad  financiera  requerida  para  llevar  a  cabo  esas  actividades, ya sea en forma individual o a través de  convenios de cooperación.    En  marzo  de  2009,  el  Congreso  brasileño  promulgó una ley en virtud de la cual se regulaban  las  actividades  de  la  industria  del  gas,  incluyendo  transporte  y  comercialización.    La  Ley  de  Gas  creó  un  sistema  de  concesiones  para  la  construcción  y  operación de nuevos gasoductos para el transporte  de  gas    natural,  y  a  la  vez  mantuvo  un  sistema  de  autorizaciones  para  gasoductos  sujetos  a  acuerdos  internacionales. De acuerdo con la Ley de Gas, luego  de  un  determinado  período  de  exclusividad,  los  operadores deberán otorgar acceso a gasoductos de  transporte  y  terminales  marítimas,  excepto  terminales  de  GNL,  a  terceros  con  el  fin  de  maximizar  la  utilización  de  la  capacidad.    Las  autorizaciones  previamente  emitidas  por  la  ANP  para  el  transporte  de  gas  natural  continuarán  vigentes  por  30  años  a  partir  de  la  fecha  de  publicación  de  la  Ley  de  Gas,  y  se  otorgó  a  las  compañías  transportadoras  iniciales  la  exclusividad  en  estos  gasoductos  durante  10  años.  La  ANP  emitirá  reglamentaciones  que  regulan  el  acceso  de  terceros  y  la  remuneración  de  las  compañías  de  transporte  en  caso  de  que  no  se  llegara  a  un  acuerdo entre las partes.   

mantenimiento  de  la  planta  y  de  los  gasoductos  a  distribuidores  de  gas  locales,  pero  no  se  les  exige  firmar  acuerdos  de  suministro  de  gas  con  los  distribuidores de gas locales.  Véase  el  Item  5.  “Análisis  y  Perspectivas  Operativas  y  Financieras—Liquidez  y  Recursos  de  Capital  ‐  Petrobras”  en  relación  con  información  sobre  las  reglamentaciones  que  regulan  nuestro  presupuesto  y  el  proceso  de  planificación  estratégica.    Dado que Brasil no es miembro de la OPEP,  ni  Brasil  ni  nosotros  estamos  sujetos  a  los  lineamientos de la OPEP. Sin embargo, dado que la  OPEP  ejerce  influencia  sobre  los  precios  internacionales  del  crudo,  nuestros  precios  se  ven  afectados,  ya  que  están  vinculados  a  los  precios  internacionales  del  crudo.  Hemos  sido  invitados  a  participar de las reuniones de la OPEP en calidad de  observadores.  Regulación de Precios    Hasta  la  sanción  de  la  Ley  de  Petróleo  en  1997,  el  gobierno  brasileño  estaba  autorizado  a  regular  todos  los  aspectos  de  determinación  de  precios  del  petróleo,  productos  derivados  del  petróleo,  etanol,  gas  natural,  energía  eléctrica  y  otras  fuentes  de  energía.  En  2002,  el  gobierno  brasileño eliminó el control de los precios del crudo  y  de  los  productos  derivados  del  petróleo,  aunque  retuvo  el  control  sobre  determinados  contratos  de  venta  de  gas  natural  y  la  electricidad.  Además,  en  2002, el gobierno brasileño estableció un impuesto  a  ser  aplicado  a  la  venta  e  importación  de  crudo,  derivados  del  petróleo  y  gas  natural  (Contribuição  de Intervenção no Domínio Econômico, Contribución  de  Intervención  en  el  Sector  Económico  ‐ CIDE).  En  2009,  la  Ley  de  Gas  autorizó  a  la  ANP  a  regular  los  precios  para  la  utilización  de  los  gasoductos  sujeto  al  nuevo  sistema  de  concesiones,  en  base  a  un  procedimiento  definido  en  la  Ley  de  Gas  denominado  “chamada  pública”  y  aprobar  precios  presentados  por  las  transportadoras,  de  acuerdo  a  criterios  previamente  establecidos,  para  la  utilización  de  nuevos  gasoductos  sujeto  al  sistema  de autorizaciones. 

La  Ley  de  Gas  también  autorizó  a  algunos  consumidores,  que  pueden  comprar  gas  natural  en  el  mercado  abierto  u  obtener  sus  propios  suministros de gas natural, a construir instalaciones  de distribución y gasoductos para su propio uso en  el  caso  de  que  los  distribuidores  de  gas  locales  controlados  por  los  estados,  que  tienen  el  monopolio  de  la  distribución  local  del  gas,  no  satisfagan sus necesidades de distribución. Se exige  a  estos  consumidores  delegar  la  operación  y 

 

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Reglamentación sobre Exploración y Desarrollo  

ANP  tiene  en  cuenta  también  los  riesgos  geológicos  y  los  niveles  de  productividad  estimados  para  cada  concesión.  Prácticamente  la  totalidad  de  nuestra  producción  de  crudo  está  gravada con la regalía máxima.  

De  acuerdo  con  la  Ley  de  Petróleo  y  los  contratos de concesión con la ANP, debemos pagar  al gobierno lo siguiente:  •

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Tasa  de  adjudicación  pagada  al  momento  de  celebración  del  contrato  de concesión, que se basa en el monto  de  la  oferta ganadora,  sujeto  a  la tasa  de  adjudicación  mínima  publicada  en  el correspondiente pliego de licitación;  

La  Ley  de  Petróleo  también  exige  que  los  concesionarios  de  yacimientos  en  tierra  paguen  al  propietario  de  la  tierra  una  tarifa  especial  de  participación que oscila entre el 0,5% y el 1% de los  ingresos  operativos  netos  resultantes  de  la  producción del yacimiento. 

Impuestos  locativos  anuales  pagados  por la ocupación o retención  de áreas  disponibles  para  la  exploración  y  producción,  a  una  tarifa  establecida  por  la  ANP  en  el  pliego  de  licitación  correspondiente  calculada  en  base  al  tamaño,  ubicación  y  características  geológicas  de  los  bloques  de  la  concesión;   

Reglamentaciones Ambientales  Todas las etapas del negocio de petróleo y  gas  natural  presentan  riesgos  y  peligros  ambientales.  Nuestras  instalaciones  en  Brasil  están  sujetas  a  una  amplia  variedad  de  leyes,  reglamentaciones  y  solicitudes  de  licencias  federales,  estaduales  y  municipales,  relacionadas  con  la  protección  de  la  salud  humana  y  el  medio  ambiente. En el ámbito federal, nuestras actividades  en  mar  abierto  y  las  que  abarcan  áreas  de  más  de  un  estado  del  país  están  sujetas  a  la  autoridad   regulatoria del Conselho Nacional do Meio Ambiente  (Consejo Nacional del Medio Ambiente o CONAMA)  y  a  la  autoridad  administrativa  del  Instituto  Brasileño  del  Medio  Ambiente  y  de  los  Recursos  Naturales  Renovables  (IBAMA),  que  otorga  las  licencias  de  operación  y  perforación.  El  mantenimiento  de  la  licencia  exige  la  presentación  de informes ante el IBAMA, incluidos informes sobre  control  de  seguridad  y  contaminación  (IOPP).  Las  condiciones ambientales, de salud y de seguridad en  tierra se controlan a nivel estadual y no federal, y se  establecieron  responsabilidad  objetiva  por  daño  ambiental, mecanismos para exigir el cumplimiento  de las normas ambientales y requisitos de obtención  de  licencias  para  las  actividades  que  generen  contaminación.  

Impuesto  por  participación  especial  a  una tasa que oscila entre el 0 y el 40%  de  los  ingresos  operativos  netos  resultantes  de  la  producción  del  yacimiento.  En  2008,  pagamos  este  impuesto  sobre  21  yacimientos,  incluyendo  Marlim,  Albacora,  Roncador,  Leste  do  Urucu,  Rio  Urucu,  Canto do Amaro, Marimbá, Marlim Sul,  Namorado,  Carapeba,  Pampo,  Albacora  Leste,  Barracuda,  Caratinga,  Cherne,  Miranga,  Carmópolis,  Espadarte,  Jubarte,  Peroá  y  Golfinho.   Los  ingresos  netos  consisten  en  los  ingresos  brutos  menos  regalías  pagadas,  inversión  en  exploración,  costos  de  operación  y  ajustes  por  depreciación e impuestos aplicables. El  impuesto  por  participación  especial  utiliza  como  referencia  los  precios  internacionales  del  crudo  convertidos  a reales al tipo de cambio vigente; y 

Las  personas  físicas  o  jurídicas  cuya  conducta  o  actividad  provoque  daños  al  ambiente  están sujetas a sanciones administrativas y penales.  Los  organismos  gubernamentales  de  protección  ambiental  también  pueden  imponer  sanciones  administrativas  a  los  que  no  cumplan  las  leyes  y  normas  ambientales,  sanciones  que  pueden  ser,  entre otras, las siguientes: 

regalías,    generalmente  del  5%  y  10%  del  valor  de  producción,  sobre  los  precios  de  referencia  del  petróleo  crudo  o  el  gas  natural  establecidos  en  los  pliegos  de  licitación  correspondientes  y  en  el  contrato  de  concesión.    Al  calcular  las  regalías,  la 

•

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multas;  

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suspensión  parcial  o  total  de  las  actividades;  

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obligación  de  financiar  trabajos  de  recuperación y proyectos ambientales;  

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pérdida  o  restricción  de  incentivos  o  beneficios impositivos;  

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cierre  del  establecimiento  o  del  emprendimiento; y  

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suspensión  temporal  o definitiva  de  la  participación  en  líneas  de  crédito  ofrecidas por las entidades oficiales de  crédito. 

específico,  tal  como  obtención  de  licencias  y  compensación  ambiental,  emisiones  y  cambio  climático y gestión de salud.  También  hemos  creado  un  Comité  Ambiental  compuesto  por  tres  miembros  del  Consejo  de  Administración.  El  Comité  es  responsable,  entre  otros  temas,  de:  (i)  supervisar  y  abordar cuestiones ambientales y de seguridad en el  trabajo  que  afecten  a  la  Compañía;  (ii)  establecer  objetivos  ambientales  mensurables  y  garantizar  su  cumplimiento; y (iii) recomendar a nuestro Consejo  de Administración, si fuera necesario, cambios en la  política  ambiental,  de  salud  y  seguridad.  El  reglamento  interno  del  Comité  Ambiental  aún  está  sujeto  a  la  aprobación  de  nuestro  Consejo  de  Administración. 

Estamos  sujetos  a  una  serie  de  procesos  administrativos  y  demandas  civiles  y  penales  relacionados  con  cuestiones  ambientales.  Véase  el  Item 8. “Información Financiera ‐ Procesos Legales ‐  Reclamos Ambientales.” 

Las  acciones  de  Petrobras  para  abordar  cuestiones relacionadas con la salud, la seguridad y  el medio ambiente y garantizar que se cumplan las  normas ambientales, incluyen: 

En  2008,  invertimos  aproximadamente  U$S1.075 millones en proyectos relacionados con el  medio  ambiente  en  comparación  con  aproximadamente  U$S1.015  millones  invertidos  en  2007 y U$S645 millones en 2006.  Estas inversiones  se  destinaron  principalmente  a  la  reducción  de  emisiones  y  desechos  resultantes  de  procesos  industriales,  tratamiento  de  agua  y  efluentes,  saneamiento  de  áreas  afectadas,  implementación  de  nuevas  tecnologías  ambientales,  modernización  de  oleoductos  y  mejora  de  nuestra  capacidad  de  responder a situaciones de emergencia. 

•

el  programa  PEGASO  para  modernizar  nuestros  oleoductos  y  gasoductos  y  otros  equipos,  implementar  nuevas  tecnologías, mejorar nuestra respuesta  ante  situaciones  de  emergencia,  reducir  emisiones  y  residuos  y  evitar  accidentes ambientales. Desde abril de  2000  a  diciembre  de  2008,  invertimos  aproximadamente  U$S5.003  millones  en  este  programa,  incluido  el  Programa  de  Integridad  de  Conductos  (Programa  de  Integridade  de  Dutos)  a  través  del  cual  inspeccionamos  y  mejoramos  nuestros  conductos.  En  2008,  invertimos  aproximadamente  U$S355  millones  en  el  programa  PEGASO; 

•

una  nueva  política  y  lineamientos  corporativos  de  SSMA,  centrados  en  principios  de  desarrollo  sustentable,  cumplimento  de  la  legislación  e  indicadores de desempeño ambiental; 

•

diez centros de protección ambiental y  trece  bases  de  avanzada  para  la   prevención,  el  control  y  la  respuesta  ante  derrames  de  petróleo;  planes  para  contingencias  locales  y  regionales,  en tierra  y  en  mar  abierto, 

Iniciativas relacionadas con la Salud, la Seguridad y  el Medio Ambiente   La  protección  de  la  salud  humana  y  del  medio  ambiente  es  una  de  nuestras  principales  preocupaciones  y  es  esencial  para  nuestro  éxito  como  empresa  integrada  de  energía.    Petrobras  cuenta  con  un  Comité  de  Gestión  de  Salud,  Seguridad  y  Medio  Ambiente  (SSMA),  compuesto  por gerentes ejecutivos de los diferentes segmentos  de negocio y consejeros de nuestras subsidiarias BR  Distribuidora,  Transpetro  y  Petrobras  Biocombustível. La tarea de este Comité de Gestión  de  SSMA  está  respaldada  por  cuatro  comisiones  permanentes  y  cuatro  subcomisiones  así  como  también  por  grupos  de  trabajo  temporarios,  cada  uno de los cuales está a cargo de un tema de SSMA 

 

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que  involucran  a  los  servicios  públicos  y  las  comunidades  para  abordar  derrames  de  petróleo;  tres  buques  dedicados  a  la  recuperación  de  petróleo (OSRV) totalmente equipados  para controlar derrames de petróleo y  extinguir incendios;   •

 

Asimismo, realizamos estudios ambientales  en  relación  con  todos  nuestros  nuevos  proyectos  conforme lo exige la legislación ambiental brasileña,  y  nuestro  departamento  de  SSMA  evalúa  todos  los  proyectos  cuyo  presupuesto  supere  los  U$S25  millones  para  garantizar  el  cumplimiento  de  los  requisitos  de  SSMA  y  la  adopción  de  las  mejores  prácticas  de  SSMA  durante  el  ciclo  de  vida  del  proyecto. 

certificaciones  ISO  14001  (medio  ambiente)  y  OHSAS  18001  (salud  y  seguridad)  de  nuestras  unidades  operativas.  A  diciembre  de  2008,  Petrobras obtuvo 38 certificaciones en  relación  con  sus  unidades  operativas  en  Brasil  y  unidades  en  el  exterior.  Debido  a  que  algunas  de  estas  certificaciones  cubren  más  de  una  unidad,  la  cantidad  total  de  unidades  certificadas es de 183 en  Brasil y 20 en  el  exterior.  Desde  diciembre  de  1997,  la  Flota  Nacional  de  Petroleros  (Frota  Nacional  de  Petroleiros)  ha  sido  totalmente  certificada  conforme  al  Código  Internacional  de  Gestión  de  Seguridad  Operativa  de  Buques  y  Prevención  de  Contaminación  (Código  ISM) de la IMO (Organización Marítima  Internacional);  

•

la  participación  regular  y  activa  conjuntamente  con  el  Ministerio  de  Minas  y  Energía  brasileño  y  el  IBAMA,  incluyendo  la  negociación  de  nuevas  reglamentaciones  de  compensación  ambiental  y  el  análisis  de  cuestiones  relativas  al  medio  ambiente  relacionadas  con  nuevos  gasoductos,  proyectos de producción de petróleo y  gas  y  otros  aspectos  de  nuestras  operaciones. 

•

Un  nuevo  proyecto  estratégico  de  “Cambio  Climático”  destinado  a  la  implementación  de  los  más  elevados  estándares de la industria de la energía  en relación con el manejo de gases de  efecto  invernadero.    Mediante  la  reducción  del  impacto  ambiental  de  nuestras  operaciones,  contribuiremos  a  nuestra  sustentabilidad  y  mitigaremos  los  efectos  del  cambio  climático global. 

En  2008,  los  derrames  de  crudo  de  la  Compañía  totalizaron  115.179  galones  de  petróleo  crudo  comparado  con  101.970  galones  de  petróleo  crudo en 2007 y 77.402 galones en 2006.     Continuamos  evaluando  y  desarrollando  iniciativas para abordar cuestiones relacionadas con  SSMA  y  reducir  nuestra  exposición  a  riesgos  asociados con SSMA.  Seguro   Nuestros  programas  de  seguro  se  centran  principalmente  en  la  evaluación  de  riesgos  y  la  reposición  del  valor  de  los  activos,  que  consideramos  habitual  para  nuestra  industria.  De  acuerdo  con  nuestra  política  de  gestión  de  riesgos,  los  riesgos  relacionados  con  nuestros  principales  activos,  tales  como  refinerías,  buques  petroleros,  flota  y  plataformas  de  producción  y  perforación  en  mar  abierto  están  asegurados  a  su  valor  de  reposición  por  compañías  de  seguro  brasileñas.  Si  bien  las  pólizas  se  emiten  en  Brasil,  la  mayor  parte  de ellas se reaseguran en el exterior con compañías  de  reaseguro  con  calificación  A‐  o  superior,  otorgada por la calificadora Standard & Poor, o con  calificación  B+  o  superior,  otorgada  por  A.M.  Best.  Algunas  de  nuestras  operaciones  internacionales  están aseguradas o reaseguradas por Bear Insurance  Company  Limited,  nuestra  subsidiaria  constituida  conforme  a  las  leyes  de  Bermudas,  en  base  a  los  mismos criterios de calificación.  Los  activos  de  menor  valor,  tales  como  pequeños  barcos  auxiliares,  instalaciones  de  almacenamiento  y  edificios  administrativos,  se  autoaseguran.  No  contamos  con  cobertura  por  interrupción  de  nuestras  operaciones,  excepto  en  relación  con  una  pequeña  parte  de  nuestras  operaciones  internacionales  y  algunos  activos  específicos  en  Brasil.  Tampoco  tenemos  cobertura  para  nuestros  pozos  en  prácticamente  ninguna  de 

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La  prima  por  renovación  de  nuestra  póliza  por riesgos a la propiedad local por un plazo de 12  meses  contado  a  partir  de  junio  de  2008  fue  de  U$S27,9  millones,  lo  que  representó  un  aumento  del  7%  respecto  del  precio  correspondiente  al  período  precedente  de  12  meses.  El  incremento  se  debió principalmente a la suba del valor asegurado  de  nuestros  activos,  el  cual  aumentó  28%  de  U$S48.000  millones  a  U$S61.000  millones  en  el  mismo período. A partir de 2001, la contratación de  seguros de riesgo de la Compañía se incrementó y la  franquicia  deducible  de  la  Compañía  podría  alcanzar, en algunos casos, los U$S50 millones.  

nuestras  operaciones  en  Brasil.  Hemos  contratado  cobertura  de  responsabilidad  civil  en  relación  con  actividades  en  tierra  y  mar  abierto,  incluidos  los  riesgos  ambientales  tales  como  derrames  de  petróleo. Si bien la mayoría de nuestras tuberías no  se  encuentra  asegurada,  contamos  con  una  cobertura  por  pérdidas  y  daños  a  terceros  que  se  generan  a partir  de  incidentes  específicos,  y  contra  la  contaminación  con  petróleo.  También  hemos  contratado  cobertura  contra  riesgos  relacionados  con  el  transporte,  el  casco  y  la  maquinaria.  Todos  los  proyectos  y  las  instalaciones  en  construcción  cuya  pérdida  máxima  calculada  sea  superior  a  U$S50  millones  están  cubiertos  por  una  póliza  de  construcción.  Item 4A.  

Comentarios no resueltos del Personal 

No aplicable.   Item 5.   

Análisis de las Perspectivas Operativas y Financieras   petróleo que se adquieren, producen y  refinan en el exterior; y 

Análisis  de  la  Situación  Financiera  y  de  los  Resultados de las Operaciones  El  siguiente  análisis  de  la  situación  financiera y de los resultados de las operaciones de  la  Compañía  deberá  leerse  junto  con  los  estados  contables  consolidados  auditados  y  las  notas  correspondientes,  a  partir  de  la  página  F‐2  de  este  informe anual. 

•

Los gastos de la Compañía comprenden: 

Información General 

•

costos  de  ventas  (compuestos  por  costos  de  mano  de  obra,  costos  operativos  y  adquisición  de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo);  mantenimiento y reparación de bienes  de uso; depreciación y amortización de  activos  fijos;  agotamiento  de  yacimientos  petrolíferos;  y  costos  de  exploración; 

•

gastos  de  comercialización  (que  incluyen  gastos  de  transporte  y  distribución  de  nuestros  productos)  y  gastos generales y de administración; y 

•

gastos  por  intereses  y  pérdidas  monetarias y por diferencia de cambio. 

Los ingresos de la Compañía provienen de:   •

•

•

 

otras  fuentes,  incluidos  servicios,  ingresos  por  inversiones  y  ganancias  por diferencia de cambio. 

ventas  en  Brasil,  que  consisten  principalmente en ventas de productos  derivados  del  petróleo  (tales  como  diesel, gasolina comercial, combustible  para  aviones,  nafta,  fuel  oil  y  gas  licuado  de  petróleo),  gas  natural,  etanol,  electricidad  y  productos  petroquímicos;  ventas  por  exportaciones,  que  consisten principalmente en ventas de  crudo y derivados del petróleo;  ventas  internacionales  (no  incluye  ventas  por  exportaciones),  que  consisten  en  ventas  de  crudo,  gas  natural  y  productos  derivados  del 

Las  variaciones  en  la  situación  financiera  y  los  resultados  de  las  operaciones  de  la  Compañía  son  el  resultado  de  una  combinación  de  factores,  tales como: 

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•

el  volumen  de  crudo,  productos  derivados  del  petróleo  y  gas  natural  que la Compañía produce y vende;  

•

la  variación  de  los  precios  internacionales  del  crudo  y  de  los  productos  derivados  del  petróleo,  que  se  encuentran  denominados  en  dólares estadounidenses;  

•

la variación de los precios internos del  crudo y de los productos derivados del  petróleo,  que  se  encuentran  denominados en reales;  

•

las  variaciones  en  los  tipos  de  cambio  real/dólar  estadounidense  y  peso  argentino/dólar estadounidense; y  

•

el  monto  de  impuestos  sobre  la  producción  que  debe  pagar  la  Compañía por sus operaciones. 

directamente  nuestros  resultados  financieros.  Sin  embargo,  cuando  se  incremente  la  producción  de  crudo  y  aumenten  las  exportaciones,  la  producción  de crudo tendrá una mayor importancia relativa.  Los  precios de  los  productos  derivados del  petróleo  varían  con  el  transcurso  del  tiempo  en  función de muchos factores, entre ellos el precio del  crudo. En el largo plazo, nuestro objetivo es vender  nuestros  productos  en  Brasil  a  precio  de  paridad  internacional.  Sin  embargo,  no  ajustamos  los  precios  de  nuestra  gasolina  comercial,  diesel  y  GLP  para  reflejar  la  volatilidad  a  corto  plazo  en  los  mercados  internacionales.  En  consecuencia,  reducciones  o  aumentos  rápidos  o  sostenidos  significativos  en  el  precio  internacional  del  crudo  y  de los productos derivados del petróleo pueden dar  como  resultado  márgenes  de  downstream  substancialmente  diferentes  a  aquellos    de  otras  compañías petroleras internacionales integradas, en  un período económico específico.    El  precio  promedio  del  barril  de  crudo  Brent,  el  petróleo  de  referencia  del  mercado  internacional,  fue  de  aproximadamente  U$S96,99  en 2008, U$S72,52 en 2007 y U$S65,14 en 2006. En  diciembre de 2008, el precio promedio del barril de  crudo  Brent  fue  de  U$S41,58.  Durante  el  primer  trimestre  de  2009,  los  precios  del  crudo  promediaron  los  U$S45,04  por  barril.  En  mayo  de  2008 anunciamos incrementos del 10% en el precio  de la gasolina comercial y del 15% en el diesel en el  mercado  local  para  reflejar  los  precios  internacionales  de  los  productos  derivados  del  petróleo durante el primer semestre de 2008. Estos  aumentos  fueron  parcialmente  compensados  por  una  reducción  del  CIDE  por  parte  del  gobierno  brasileño en porcentajes similares.     

Volúmenes de Venta y Precios  La  rentabilidad  de  las  operaciones  de  la  Compañía en un período contable determinado está  relacionada con el volumen y el precio de venta del  crudo, los productos derivados del petróleo y el gas  natural  que  vende.  En  2008,  las  ventas  netas  consolidadas  ascendieron  a  aproximadamente  1.227.106 miles de barriles de petróleo equivalente  que  representan  ingresos  operativos  netos  por  U$S118.257  millones,  comparado  con  1.182.235  miles  de  barriles  de  petróleo  equivalente  correspondientes  a  ingresos  operativos  netos  por  U$S87.735  millones  en  2007,  y  aproximadamente  1.104.723 miles de barriles de petróleo equivalente  correspondientes  a  ingresos  operativos  netos  por  U$S72.347 millones en 2006. 

Durante  2008,  aproximadamente  el  60,9%  de  nuestros  ingresos  operativos  netos  correspondieron  a  la  venta  de  petróleo  crudo  y  de  productos  derivados  del  petróleo  en  Brasil  comparado  con  el  69,2%  en  2007  y  el  69,7%  en  2006.  Como  consecuencia  del  aumento  de  los  volúmenes  exportados  de  petróleo  crudo  y   productos  derivados  del  petróleo  se  produjo  una  disminución de las ventas internas como porcentaje  de los ingresos operativos netos. 

En  calidad  de  empresa  verticalmente  integrada,  procesamos  la  mayor  parte  de  nuestra  producción  de  crudo  en  nuestras  refinerías  y  vendemos  los  productos  derivados  del  petróleo  refinados  principalmente  en  el  mercado  interno  brasileño.  Por  lo  tanto,  son  los  precios  de  los  productos  derivados  del  petróleo  y  no  los  precios  del  petróleo  crudo,  los  que  afectan  más 

 

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Los  ingresos  de  la  Compañía  provienen  principalmente  de  las  ventas  en  Brasil.  El  siguiente  cuadro  presenta  las  ventas  internas  por  volumen  de  productos  derivados  del  petróleo,  gas  natural  y  etanol  correspondientes a 2008, 2007 y 2006:     

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de  2008 

Volumen 

    

Productos energía:  Gasolina para automotores .................................. Diesel..................................................................... Etanol ................................................................... Fuel oil (incluyendo combustible bunker) ............ Gas licuado de petróleo........................................ Total de productos de energía.............................. Productos no energía:  Nafta petroquímica............................................... Otros ..................................................................... Total de productos no energía.............................. Gas Natural (barriles de petróleo equivalente) ........ Subtotal..................................................................... Ventas netas ‐ Distribución....................................... Ventas  netas intersegmento.................................... Total mercado brasileño .......................................... Ventas netas de exportación .................................... Ventas netas internacionales.................................... Otros ......................................................................... Subtotal..................................................................... Servicios .................................................................... Ventas netas consolidadas....................................... (1)

(miles de  barriles, salvo  especificación  en contrario)      114.544  273.877  34  35.541  77.796  501.792    55.135  112.198  167.333  114.100  783.225  254.971  (247.738)  790.458  235.349  141.586  59.713  436.648  —  1.227.106 

Precio  Promedio  Neto 

2007  Ingresos  Operativos  Netos 

Volumen 

Precio  Promedio  Neto 

2006  Ingresos  Operativos  Netos 

Volumen 

Precio  Promedio  Neto 

Ingresos  Operativos  Netos 

(U$S)  (1) 

(millones de  (miles de  (U$S)  (millones de   (miles de  (U$S)  (millones de  U$S)  barriles, salvo  U$S)  barriles, salvo  U$S)  (1)  (1)  especificación  especificación  en contrario)  en contrario)                91,4  10.474  109.654  83,73  9.181  112.541  73,86  8.312  109,65  30.030  257.304  96,42  24.809  245.159  83,65  20.507  58,82  2  62  80,65  5  59  67,80  4  82,29  2.925  38.647  55,89  2.160  36.340  47,47  1.725  45,42  40,36  36,00  75.326  73.382  3.533  3.040  2.642    46.964  480.993    39.195  467.481    33.190                  80,91  4.461  60.609  73,92  4.480  60.197  63,31  3.811  104,77  84,91  63,09  11.755  8.569  6.080  100.920  96.369        16.216  13.049  9.891  161.529  156.566  44,64  31,27  26,27  5.093  2.831  2.334  90.520  88.839  87,17  68.273  733.042    55.075  712.886  63,71  45.415  121,21  30.904  229.941  99,56  22.894  204.649  91,46  18.718  109,42  78,29  69,89  (27.107)  (17.241)  (13.692)  (220.208)  (195.903)  91,17  742.775  81,76  60.728  721.632  69,90  50.441  72.070  83,31  19.607  225.570  73,20  16.512  259.630  55,39  14.381  129,74  18.370  134.949  35,12  4.739  73.363  62,72  4.601  101,73  65,67  47,87  6.075  5.184  2.398  78.941  50.098  100,89  439.460  60,15  26.435  383.091  55,81  21.380  44.052  —  —  —  2.135  572  526  —  —        118.257  87.735  72.347  1.182.235  1.104.723 

Precio promedio neto calculado dividiendo las ventas netas por el volumen anual. 

  en  Brasil.  Véase  la  Nota  3  a  los  estados  contables  consolidados auditados de la Compañía. 

Efecto  de  los  Impuestos  sobre  las  Ganancias  de  la  Compañía  Además  de  los  impuestos  que  debemos  pagar  en  nombre  de  los  consumidores  a  los  gobiernos federales, estaduales y municipales, tales  como el Impuesto sobre Circulación de Mercaderías  y  Servicios  (Imposto  sobre  Circulação  de  Mercadorias e Serviços o ICMS), debemos pagar tres  tipos  de  cargas  principales  sobre  nuestras  actividades  de  producción  de  petróleo  en  Brasil:  regalías,  impuesto  por  participación  especial  e  impuestos  locativos.  Véase  el  Item  4.  “Información  sobre la Compañía – Reglamentación de la Industria  del  Petróleo  y  del  Gas  en  Brasil  –  Reglamentación  sobre  Exploración  y  Desarrollo”  y  el  Item  3.  “Información  Clave  –  Factores  de  Riesgo  –  Riesgos  relacionados con Brasil”. 

Inflación y Variación del Tipo de Cambio  Inflación  Desde  la  introducción  del  real  como  moneda de curso legal en Brasil en julio de 1994, la  inflación  en  este  país  se  mantuvo  relativamente  estable.  La  inflación  fue  del  5,90%  en  2008,  4,46%  en 2007 y 3,14% en 2006 medida por el IPCA (Indice  de Precios al Consumidor – Amplio). La inflación ha  afectado  y  probablemente  continúe  afectando  nuestra  situación  financiera  y  los  resultados  de  las  operaciones.  Variación del Tipo de Cambio  Desde  que  la  Compañía  adoptó  el  real  como  moneda  funcional  en  1998,  las  fluctuaciones  en el valor del real con respecto al dólar han tenido  múltiples  efectos  en  los  resultados  de  nuestras  operaciones.  

Estos  impuestos  aplicados  por  el  gobierno  brasileño se incluyen en el costo de las mercaderías  vendidas.  Además,  estamos  sujetos  al  pago  de  una  alícuota  del  25%  en  concepto  de  impuesto  a  las  ganancias  y  del  9% en  concepto de  cargas sociales,  que es la alícuota estándar aplicada a las empresas 

 

La  moneda  que  se  utiliza  para  presentar  informes  financieros  para  todos  los  períodos  es  el 

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dólar  estadounidense.  La  Compañía  mantiene  los  registros  financieros  en  reales  y  convierte  los  estados  contables  a  dólares  al  tipo  de  cambio  promedio  correspondiente  al  período.    Si  bien  prácticamente  todos  los  ingresos  de  la  Compañía  son  en  reales,  dichos  ingresos  han  estado  y  continúan  estando  vinculados  a  los  precios  internacionales que toman como base el dólar, dado  que  prácticamente  todas  nuestras  ventas  son  de  petróleo  crudo  y  de  productos  derivados  del  petróleo.  Cuando  el  real  se  aprecia  frente  al  dólar,  como sucedió desde 2003 hasta el primer semestre  de 2008, se produce en general un aumento en los  ingresos  y  gastos  en  dólares  estadounidenses.  Cuando  el  real  se  aprecia,  los  precios  de  nuestros  productos  en  reales  pueden  mantenerse  constantes, mientras que aumentan en términos de  dólar.   

flujo  de  efectivos  dado  que  nuestros  ingresos  y  ganancias  en  efectivo  están  en  gran  medida  vinculados  al  dólar  y  una  parte  de  nuestros  gastos  operativos están vinculados al real. Véase la Nota 2  a  nuestros  estados  contables  consolidados  auditados correspondientes al ejercicio finalizado el  31  de  diciembre  de  2008  en  relación  con  una  descripción de la conversión de montos en reales a  dólares estadounidenses.     La  variación  del  tipo  de  cambio  también  afecta  el  monto  de  las  utilidades  no  asignadas,  disponibles  para  distribución,  al  ser  calculadas  en  dólares.  Los  montos  indicados  como  disponibles  para  distribución  en  los  registros  contables  reglamentarios  son  calculados  en  reales  y  confeccionados  de  conformidad  con  los  principios  contables  brasileños  y  disminuyen  o  aumentan  al  ser calculados en dólares cuando el real se aprecia o  deprecia  frente  al  dólar.  Además,  la  variación  del  tipo  de  cambio  genera  ganancias  y  pérdidas  por  diferencia  de  cambio  que  se  incluyen  en  los  resultados  de  las  operaciones  determinados  de  conformidad con los principios contables brasileños  y  que  afectan  el  monto  de  nuestras  utilidades  no  asignadas, disponibles para distribución.  

A  comienzos  del  segundo  semestre  de  2008, el real registró una fuerte depreciación frente  al  dólar.  Sin  embargo,  considerando  el  tipo  de  cambio  promedio  anual,  el  real  se  apreció  5,7%  frente  al  dólar  en  2008  en  comparación  con  una  apreciación del 10,5% en 2007 y del 10,7% en 2006.   Cuando  el  real  se  debilita  frente  al  dólar,  nuestros  precios  en  dólares  disminuyen,  a  menos  que  aumentemos los precios. 

Resultados de las Operaciones  Las  diferencias  en  los  resultados  de  las  operaciones entre un año y otro son el resultado de  una  combinación  de  factores,  entre  los  que  se  incluyen  los  siguientes:  el  volumen  de  crudo,  productos derivados del petróleo y gas natural que  producimos y vendemos, el precio al que vendemos  el  crudo,  los  productos  derivados  del  petróleo  y  el  gas natural y la diferencia entre la tasa de inflación  brasileña  y  la  devaluación  o  apreciación  del  real  frente al dólar.  

Los  ajustes  por  conversión  de  moneda  extranjera  tienen  un  impacto  significativo  sobre  el  balance  de  una  compañía  como  la  nuestra,  cuyos  activos  están  principalmente  denominados  en  reales,  pero  cuyo  pasivo  está  principalmente  denominado  en  moneda  extranjera.  El  valor  de  los  activos  disminuye  cuando  se  deprecia  el  real.  Las  variaciones  en  el  valor  de  los  activos  se  imputan  al  patrimonio neto, pero no afectan necesariamente el 

 

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El  siguiente  cuadro  presenta  la  variación  de  cada  una  de  estas  variables  durante  los  tres  últimos  ejercicios:    Producción de Petróleo Crudo y LGN (mbbl/d):  Brasil ........................................................................................................   Internacional ............................................................................................   Producción internacional no consolidada(1) .....................................   Producción total de petróleo crudo y LGN ......................................................  

2008 

2007 

 

 

2006   

1.855  111  13  1.979 

1.792  112  14  1.918 

1.778  130  12  1.920 

Variación de la producción de petróleo crudo y LGN  .....................................   Precio de venta promedio de crudo (barriles en U$S):  Brasil ........................................................................................................   Internacional ............................................................................................   Producción de gas natural (mmcf/d):  Brasil ........................................................................................................   Internacional ............................................................................................   Producción internacional no consolidada (1) ....................................   Producción total de gas natural.......................................................................  

3,2%    81,55  63,16    1.926  594  6  2.526 

(0,1)%    61,57  50,46    1.638  648  12  2.298 

4,0%    54,71  44,02    1.660  595  12  2.267 

Variación de la producción de gas natural (vendida únicamente)...................   Precio de venta promedio del gas natural (miles de pies cúbicos en U$S):  Brasil ........................................................................................................   Internacional ............................................................................................   Tipo de cambio al cierre del ejercicio (Reales/U$S).........................................   Apreciación (depreciación) durante el ejercicio(2)..........................................   Tipo de cambio promedio correspondiente al ejercicio (Reales/U$S).............   Apreciación (depreciación) durante el ejercicio(3)..........................................   Tasa de inflación (IPCA) ...................................................................................    

9,9%    6,69  2,84  2,34  (31,9%)  1,84  5,7%  5,9% 

1,4%    5,86  2,68  1,77  17,2%  1,95  10,5%  4,5% 

2,2%    2,61  2,16  2,14  8,7%  2,18  10,7%  3,1% 

(1)  Empresas no consolidadas en Venezuela.   (2)  Considerando el tipo de cambio al cierre del ejercicio.   (3)  Considerando el tipo de cambio promedio correspondiente al ejercicio. 

Resultados  de  las  Operaciones—2008  comparado  con 2007 

actual. Estas reclasificaciones no han tenido impacto  alguno sobre nuestros resultados. 

Prácticamente la totalidad de los ingresos y  gastos  correspondientes  a  nuestras  actividades  en  Brasil  están  denominados  y  son  pagaderos  en  reales.    Cuando  el  real  se  aprecia  frente  al  dólar,  como ocurrió en 2008 (5,7%) y en 2007 (10,5%), se  produce  un  aumento  general  de  los  ingresos  y  gastos  cuando  se  encuentran  expresados  en  dólares.  Sin embargo, la apreciación del real frente  al  dólar  afecta  de  diferentes  maneras  los  rubros  analizados a continuación. La siguiente comparación  entre  los  resultados  de  las  operaciones  de  2008  y  2007  se  ve  afectada  por  el  aumento  del  valor  del  real frente al dólar durante dicho período.  Véase la  Nota  2  a  nuestros  estados  contables  consolidados  auditados correspondientes al ejercicio finalizado el  31  de  diciembre  de  2008,  en  relación  con  información  más  detallada  acerca  de  la  conversión  de los montos en reales a dólares. 

Ingresos  Los  ingresos  operativos  netos  aumentaron  34,8%  a  U$S118.257  millones  en  2008  de  U$S87.735  millones  en  2007.    Este  aumento  correspondió  principalmente  al  incremento  del  28,8%  en  los  precios  promedio  de  nuestros  productos tanto en el mercado brasileño como en el  mercado internacional y al aumento del 5,5% en el  volumen de ventas en Brasil.  Las  ventas  consolidadas  de  productos  y  servicios aumentaron 30,3% a U$S146.529 millones  en  2008  comparado  con  U$S112.425  millones  en  2007 debido a los incrementos antes mencionados.  Las  ventas  de  productos  y  servicios  incluyen  los  siguientes  montos  que  pagamos  al  gobierno federal o estadual: 

Algunos  montos  correspondientes  a  ejercicios  anteriores  han  sido  reclasificados  para  ajustarlos a las normas de presentación del ejercicio 

 

•

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Impuesto al valor agregado, aportes al  Programa  de  Formação  do  Patrimônio 

do  Servidor  Público  (Programa  de  Ahorros  del  Empleado  Público  o  PASEP),  Contribuição  para  o  Financiamento  da  Seguridade  Social  (Aporte  para  la  Financiación  del  Sistema de Seguridad Social o COFINS)  y  otros  impuestos  sobre  las  ventas  y  servicios  y  cargas  sociales.    Estos  impuestos  aumentaron  21,2%  a  U$S25.046  millones  en  2008  de  U$S20.668  millones  en  2007,  debido  principalmente  al  incremento  en  los  precios y volúmenes de venta; y  •

millones  en  2008  en  comparación  con  U$S3.430  millones  en  2007,  y  un  impuesto  por  participación  especial  (un  impuesto  extraordinario  que  debe  pagarse  en  caso  de  que  haya  una  elevada  producción  o  rentabilidad  en  nuestros  yacimientos),  que  aumentó  47,3% a U$S5.792 millones en 2008 de  U$S3.933  millones  en  2007.  El  incremento  en  los  impuestos  y  cargas  a  la  producción  en  2008  se  debió  principalmente al aumento del 35% en  el  precio  internacional  del  crudo,  que  se utiliza para determinar el precio de  referencia  para  el  cálculo  de  las  regalías  (U$S3.087  millones  del  total)  y,  en  menor  medida,  una  mayor  producción  a    partir  de  los  nuevos  sistemas  de  producción,  principalmente  en  los  yacimientos  Roncador  y  Espadarte    (U$S467  millones del total); y 

CIDE,  impuesto  a  las  transacciones  pagadero  al  gobierno  brasileño,  que  disminuyó  19,8%  a  U$S3.226  millones  en  2008  de  U$S4.022  millones  en  2007,  debido  a  que  el  gobierno  brasileño  redujo  las  tasas  sobre  las  ventas de gasolina y diesel en mayo de  2008, cuando aumentamos los precios  de dichos productos. 

Costo  de  Ventas  (Excluyendo  Agotamiento y Amortización) 

•

Depreciación, 

Los  costos  de  ventas  correspondientes  a  2008  aumentaron  46,3%  a  U$S72.865  millones  de  U$S49.789  millones  en  2007.    Este  incremento  se  produjo básicamente como consecuencia de:  •

un  aumento  del  37,4%  (U$S6.318  millones)  en  el  costo  de  las  importaciones debido a un incremento  de  51%  en  los  precios  promedio  y  del  5,9% en los volúmenes; 

•

un  aumento  del  81,4%  (U$S4.111  millones)  en  los  costos  relacionados  con  nuestras  actividades  comerciales  internacionales  debido  al  mayor  volumen  de  operaciones  en  mar  abierto de PifCo; 

•

 

un  aumento  del  11,2%  (U$S3.524  millones) en los costos relacionado con  un  mayor  volumen  de  ventas  en  el  mercado brasileño. 

Depreciación, Agotamiento y Amortización  Calculamos la depreciación, el agotamiento  y la amortización de la mayoría de nuestros activos  de exploración y producción en función del método  de  unidades  de  producción.    Los  gastos  por  depreciación,  agotamiento  y  amortización  aumentaron  6,9%  a  U$S5.928  millones  en  2008  de  U$S5.544  millones  en  2007.    Este  incremento  se  atribuyó a mayores inversiones y un aumento en la  producción local de petróleo y gas.  Exploración, incluyendo Pozos Exploratorios Secos  Los  costos  de  exploración,  incluidos  los   costos  de  pozos  exploratorios  secos,  aumentaron  24,7% a U$S1.775 millones en 2008 en comparación  con U$S1.423 millones en 2007.  Este incremento se  debió principalmente a un aumento en los gastos de  U$S520  millones  relacionado  con  la  imputación  a  pérdida de pozos secos y económicamente inviables  en Brasil como consecuencia de:  

un  aumento  del  47,9%  (U$S3.554  millones) en los impuestos y cargas a la  producción  que  totalizaron  U$S10.975  millones  en  2008  comparado  con  U$S7.420  millones  en  2007.  Los  impuestos  y  cargas  a  la  producción  incluyen  regalías,  que  se  incrementaron  49,4%  a  U$S5.124 

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•

mayor  cantidad  de  pozos  perforados  como  resultado  de  nuestro  programa  de inversiones; 

•

mayores  tarifas  diarias  y  tarifas  por  servicios; 

•

 una  menor  tasa  de  éxito  de  exploración  como  resultado  de  la  perforación  en  nuevas  áreas  de  frontera  en  las  Cuencas  Santos  y  Espírito Santo.   

•

Véase  las  Notas  9(b)  y  18(a)  a  nuestros  estados  contables  consolidados  auditados  correspondientes  al  ejercicio  finalizado  el  31  de  diciembre de 2008.    Gastos por Ventas, Generales y Administrativos  Los  gastos  por  ventas,  generales  y  administrativos  aumentaron  18,9%  a  U$S7.429  millones en 2008 comparado con U$S6.250 millones  en 2007. 

Estos  efectos  fueron  parcialmente  compensados  por  una  disminución  de  U$S256  millones de los gastos relacionados con pozos secos  en las operaciones internacionales. 

Los  gastos  por  ventas  se  incrementaron  19%  a  U$S3.517  millones  en  2008  de  U$S2.956  millones  en  2007.    Este  aumento  se  debió  principalmente a un incremento de U$S367 millones  en los costos de transporte debido principalmente a  mayores volúmenes de venta. 

Desvalorización de Activos de Gas y Petróleo  En  2008,  registramos  un  cargo  por  desvalorización  de  activos  de  U$S519  millones,  comparado con U$S271 millones en 2007.  El cargo  por  desvalorización  de  activos  correspondiente  a  2008 estuvo básicamente relacionado con:   •

desvalorización  por  U$S223  millones  del  valor  llave  de  Pasadena  Refining  System,  nuestra  subsidiaria  indirecta  en los Estados Unidos; y  

•

desvalorización  por  U$S171  millones  en  relación  con  el  yacimiento  Guajá  y  otros  activos  productivos  en  Brasil  debido  a  la  reducción  en  los  precios  internacionales  del  petróleo  al  cierre  del ejercicio.  

Los  gastos  generales  y  administrativos  aumentaron 18,8% a U$S3.912 millones en 2008 de  U$S3.294 millones en 2007.  Excluyendo el impacto  de  la  apreciación  del  real,  el  incremento  en  los  gastos de administración se debió principalmente a  mayores  gastos  de  personal  en  2008  como  consecuencia de un aumento en los salarios y en la  cantidad  de  empleados  y  mayores  costos  relacionados  con  servicios  de  asesoramiento  técnico,  auditoría  y  procesamiento  de  datos  en  Brasil.  Gastos de Investigación y Desarrollo  Los  gastos  de  investigación  y  desarrollo  aumentaron  6,8%  a  U$S941  millones  en  2008  de  U$S881 millones en 2007.  Este incremento se debió  principalmente  a  mayores  costos  de  capacitación  e  investigación en relación con la producción a partir  de  reservas  existentes  y  nuevas  áreas  de  exploración. 

El  cargo  por  desvalorización  correspondiente  a  2007  estuvo  básicamente  relacionado  con  las  siguientes  inversiones  internacionales:   •

•

 

desvalorización por U$S13 millones en  Angola.   

desvalorización  por  U$S174  millones  en  Ecuador  debido  a  los  cambios  impositivos  y  legales  implementados  por el gobierno;  

Gastos  por  Beneficios  de  Empleados  Respecto  de  Participantes no Activos 

desvalorización por U$S39 millones en  los Estados Unidos; y  

Los  gastos  por  beneficios  de  empleados  respecto  de  participantes  no  activos  son  costos  financieros relacionados con costos previstos por los  planes  de  pensión  y  salud  correspondientes  a 

83

•

empleados  retirados.  Los  gastos  por  beneficios  de  empleados  respecto  de  participantes  no  activos  disminuyeron 15,1% a U$S841 millones en 2008 de  U$S990  millones  en  2007.  Esta  disminución  en  los  gastos  por  beneficios  de  empleados  respecto  de  participantes  no  activos  se  debió  principalmente  al  incremento  del  rendimiento  previsto  sobre  los  activos  del  plan  según  cálculos  actuariales  a  partir  de diciembre de 2007. 

Participación  en  Resultados  de  Sociedades  No  Consolidadas  La  participación  en  los  resultados  de  sociedades  no  consolidadas  disminuyó  registrando  una  pérdida  de  U$S21  millones  en  2008  en  comparación con una ganancia de U$S235 millones  en  2007,  debido  básicamente  a  pérdidas  provenientes  de  inversiones  en  compañías  petroquímicas  afiliadas,  principalmente  Quattor  Companhia  Petroquímica  (U$S126  millones)  y  Braskem S.A. (U$S116 millones), como consecuencia  de  los  gastos  por  variación  del  tipo  de  cambio  en  relación con la deuda. 

Otros Gastos Operativos  Los  otros  gastos  operativos  aumentaron  24,8%  a  U$S2.665  millones  en  2008  de  U$S2.136  millones  en  2007.    Los  cambios  más  significativos  entre 2008 y 2007 fueron los siguientes:   •

un  gasto  extraordinario  de  U$S545  millones  derivado  del  ajuste  de  las  existencias a valor de mercado;  

•

un  aumento  del  96%  (U$S169  millones)  en  los  gastos  correspondientes  a  capacidad  ociosa  en  las  centrales  termoeléctricas,  a  U$S345  millones  en  2008  de  U$S176  millones en 2007;  

•

 

Ingresos Financieros  Nuestros ingresos financieros provienen de  diversas fuentes, incluidos  intereses sobre fondos e  inversiones  equivalentes.  La  mayoría  de  las  inversiones  equivalentes  de  la  Compañía  consisten  en  títulos  a  corto  plazo  del  gobierno  brasileño,  incluidos títulos indexados al dólar estadounidense.  También  mantenemos  depósitos  en  dólares  estadounidenses. 

un aumento del 37% (U$S87 millones)  en  los  gastos  relacionados  con  la  negociación de los contratos colectivos  de trabajo, a U$S322 millones en 2008  de U$S235 millones en 2007; 

•

un  aumento  del  29,4%  (U$S62  millones)  en  los  gastos   correspondientes  a  pérdidas  y  contingencias  relacionadas  con  procesos  legales,  de  U$S211  millones  en 2007 a U$S273 millones en 2008; 

•

un  aumento  del  4%  (U$S26  millones)  en  los  gastos  correspondientes  a  relaciones  institucionales  y  proyectos  culturales,  de  U$S649  millones  en  2007 a U$S675 millones en 2008;    

•

una  disminución  del  1,3%  (U$S3  millones)  en  los  gastos  correspondientes  a  multas  contractuales,  de  U$S240  millones  en  2007 a U$S237 millones en 2008; y 

una  disminución  del  12,3%  (U$S30  millones)  correspondiente  a  salud,  seguridad  y  medio  ambiente  (SSMA),  de U$S244 millones en 2007 a U$S214  millones en 2008. 

Los  ingresos  financieros  aumentaron  5,9%  a  U$S1.641  millones  en  2008  en  comparación  con  U$S1.550  millones  en  2007.    Este  incremento  se  debió  principalmente  a  ganancias  provenientes  de  instrumentos  derivados  básicamente  relacionados  con  contratos  de  commodities  (U$S517  millones).   Este  aumento  fue  parcialmente  compensado  por  una  disminución  en  los  ingresos  financieros  relacionados  con  inversiones  (U$S185  millones)  y  cuentas a cobrar a clientes (U$S102 millones). En la  Nota  13  a  los  estados  contables  consolidados  auditados correspondientes al ejercicio finalizado el  31 de diciembre de 2008, se presenta un detalle de  los resultados financieros.  Gastos Financieros  Los gastos financieros aumentaron 25,3% a  U$S848  millones  en  2008  comparado  con  U$S677  millones en 2007, principalmente debido a mayores  pérdidas  por  instrumentos  derivados  en  relación 

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con  contratos  de  divisas  (U$S158  millones)  y  un  aumento  en  los  intereses  capitalizados  (U$S253  millones).  Estos  aumentos  fueron  parcialmente  compensados  por  una  disminución  en  los  gastos  financieros  relacionados  con  el  financiamiento  de  proyectos  (U$S304  millones).    En  la  Nota  13  a  los  estados  contables  consolidados  auditados  correspondientes  al  ejercicio  finalizado  el  31  de  diciembre  de  2008,  se  presenta  un  detalle  de  los  resultados financieros. 

compensada por un aumento del IOF, impuesto que  se paga sobre las transacciones financieras, el 1° de  enero de 2008.  Otros Egresos, Neto  Otros  egresos,  neto  corresponden  básicamente  a  ganancias  y  pérdidas  registradas  sobre  la  venta  de  activos  fijos  y  otros  gastos  extraordinarios.  Otros egresos, neto totalizaron una  pérdida  de  U$S225  millones  en  2008  en  comparación  con  una  pérdida  de  U$S143  millones  en  2007,  principalmente  debido  a  la  imputación  a  pérdida  de  U$S77  millones  correspondientes  al  Bloque  31  en  Ecuador  en  el  cuarto  trimestre  de  2008. 

Variación Monetaria y Cambiaria  La  variación  monetaria  y cambiaria  generó  una  ganancia  de  U$S1.584  millones  en  2008  en  comparación con una pérdida de U$S1.455 millones  en  2007.  Esta  variación  se  debe  principalmente  a  una  ganancia  por  diferencia  de  cambio  sobre  los  activos  monetarios  netos  denominados  en  dólares  estadounidenses,  debido  a  la  apreciación  del  dólar  estadounidense  frente  al  real  durante  el  segundo  semestre de 2008. 

Beneficios (Gastos) por Impuesto a las Ganancias   Los  resultados  antes  del  impuesto  a  las  ganancias  y  participaciones  minoritarias  aumentaron  39,9%  a  U$S26.992  millones  en  2008  en  comparación  con  U$S19.299  millones  en  2007.   El  cargo  por  impuesto  a  las  ganancias  aumentó  57,3% a U$S9.259 millones en 2008 en comparación  con U$S5.888 millones en 2007.  En la Nota 3 a los  estados  contables  consolidados  auditados  correspondientes  al  ejercicio  finalizado  el  31  de  diciembre  de  2008,  presentamos  la  conciliación  entre el impuesto a las ganancias calculado sobre la  base  de  las  alícuotas  establecidas  por  ley  y  el  calculado  sobre  la  base  de  las  alícuotas  efectivamente aplicadas. 

Otros Impuestos  Otros  impuestos,  que  incluyen  diferentes  impuestos  sobre  las  transacciones  financieras,  disminuyeron 34,6% a U$S433 millones en 2008 de  U$S662  millones  en  2007.    Esta  reducción  se  atribuye  principalmente  a  la  eliminación  del  CPMF,  un  impuesto  que  se  paga  en  relación  con  determinadas  transacciones  bancarias,  el  1°  de  enero  de  2008.    Esta  disminución  fue  parcialmente     Resultado Neto por Segmento de Negocio 

El  rendimiento  de  cada  segmento  se  mide  en  base  al  resultado  neto.  A  continuación  se  incluye  un  análisis del resultado neto de nuestros seis segmentos de negocio al 31 de diciembre de 2008 en comparación  con el correspondiente al 31 de diciembre de 2007.        Exploración y Producción  ...............................................................................  Suministro .......................................................................................................   Distribución .....................................................................................................  Gas y Energía ...................................................................................................  Internacional....................................................................................................   Corporativo .....................................................................................................   Eliminaciones...................................................................................................   Resultado neto ................................................................................................  

 

 

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Ejercicio finalizado el 31 de  diciembre de   2008  2007  (millones de U$S)  21.031  14.072  (1.996)  2.785  839  446  (223)  (834)  (808)  (815)  (57)  (1.796)  (720)  93  18.879  13.138 

Exploración y Producción 

exportación  y  compra  de  petróleo  crudo  como  así  también  la compra  y  venta de  productos derivados  del  petróleo  y  etanol.    Además,  este  segmento  comprende la división de productos petroquímicos y  fertilizantes  que  incluye  inversiones  en  compañías  petroquímicas  locales  y  nuestras  dos  plantas  de  fertilizantes locales. 

  El  segmento  de  Exploración  y  Producción  de  Petrobras  incluye  las    actividades  propias  de  exploración,  desarrollo  y  producción  en  Brasil,  las  ventas  y  transferencias  de  crudo  en  los  mercados  local  e  internacional,  las  transferencias  de  gas  natural  a  nuestro  segmento  de  Gas  y  Energía  y  la  venta  de  productos  derivados  del  petróleo  producidos  en  las  plantas  procesadoras  de  gas  natural. 

Nuestro  segmento  de  Suministro  generó  una pérdida neta de U$S1.996 millones en 2008 en  comparación  con  una  ganancia  neta  de  U$S2.785  millones en 2007. 

El  resultado  neto  consolidado  correspondiente a nuestro segmento de Exploración  y Producción aumentó 49,5% a U$S21.031 millones  en  2008  en  comparación  con  U$S  14.072  millones  en  2007,  principalmente  debido  a  un  aumento  en  los  precios  promedio  correspondientes  a  nuestra  producción  de  petróleo  local  y  un  incremento  del  3,5% en la producción de petróleo y LGN.  Estos  efectos  compensados por:  • •

fueron 

Esta disminución se debe principalmente a:  

parcialmente 

un  aumento  en  los  impuestos  a  la  producción; y   un  cargo  por  desvalorización  de  U$S171  millones  en  Brasil  como  resultado  de    menores  precios  internacionales  a  fines  de  2008,  que  afectó  las  proyecciones  futuras,  y  mayores costos de exploración debido  a  la  imputación  a  pérdida  de  pozos  secos o económicamente inviables. 

un  aumento  en  el  costo  de  venta/transferencia  de  nuestro  segmento de Exploración y Producción  como resultado de la tendencia de los  precios internacionales del petróleo;  

•

un  aumento  en  los  costos  de  productos  derivados  del  petróleo  importados  en  el  mercado  internacional;   

•

mayores  costos  de  flete  como  resultado de mayores volúmenes;  

•

un aumento del precio de la  nafta; y  

•

el  ajuste  de  las  existencias  a  valor  de  mercado.   

La pérdida neta correspondiente a nuestro  segmento  de  Suministro  también  fue  afectada  negativamente  por  nuestra  política  de  precios.  Nosotros no ajustamos los precios locales del diesel,  la  gasolina  y  el  GLP,  que  constituyen  aproximadamente  el  60%  de  nuestros  ingresos  de  downstream,  para  reflejar  la  volatilidad  a  corto  plazo  en  los  mercados  internacionales.    Los  costos  del  petróleo  y  de  los  productos  derivados  del  petróleo  comprados  por  nuestro  segmento  de  Suministro  reflejan,  sin  embargo,  la  volatilidad  de  los  precios  internacionales.  Durante  2008,  nuestros  márgenes  de  downstream  disminuyeron  mientras  que  el  aumento  en  los  precios  de  la  gasolina  y  el  diesel  en  el  mercado  local  en  mayo  de  2008  no  compensaron  íntegramente  los  mayores  costos  del  petróleo  y  de  los  productos  derivados  del  petróleo  durante  la  mayor  parte  del  ejercicio.  Recién  en  el  cuarto  trimestre  de  2008,  cuando  los  precios 

El  diferencial  entre  el  precio  promedio  de  venta/transferencia  del  crudo  local  y  el  precio  promedio  del  crudo  Brent  aumentó  de  U$S10,95  por barril en 2007 a U$S15,44 por barril en 2008.  El  incremento  de  la  diferencia  fue  resultado  de  un  incremento similar entre el precio del crudo liviano  y  el  precio  del  crudo  pesado  en  el  mercado  internacional,  que  en  cierta  medida  mitigó  los  ingresos  provenientes  del  fuerte  aumento  en  el  precio  internacional  del  petróleo  durante  el  primer  semestre de 2008.   Suministro   Nuestro  segmento  de  Suministro  comprende las actividades de downstream en Brasil,  incluyendo  refinación,  logística,  transporte, 

 

•

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internacionales  cayeron  abruptamente  pero  nuestros  precios  de  la  gasolina  y  diesel  se  mantuvieron  estables,  nuestros  precios  alcanzaron  paridad con los niveles internacionales.   

reflejando  un  aumento  en  los  precios  de venta; y   •

Distribución 

mayores  volúmenes  de  venta  de  gas  natural  y  electricidad  en  2008  en  comparación con 2007. 

Nuestro  segmento  de  Distribución  comprende actividades de distribución de productos  derivados  del  petróleo  y  etanol  a  cargo  de  nuestra  subsidiaria  Petrobras  Distribuidora  S.A.  –  BR,  en  Brasil, de la cual somos accionistas mayoritarios. 

Estos  efectos  fueron  parcialmente  compensados por una previsión por el menor valor  de mercado de nuestras existencias de LGN. 

El  resultado  neto  correspondiente  a  nuestro segmento de Distribución aumentó 88,1% a  U$S839  millones  en  2008  en  comparación  con  U$S446 millones en 2007.   

El  segmento  Internacional  comprende  nuestras  actividades  en  otros  países  que  incluyen  Exploración y Producción, Suministro, Distribución y  Gas y Energía. 

Este incremento se debió principalmente a:  

La  pérdida  neta  generada  por  nuestro  segmento  Internacional  disminuyó  0,9%  a  U$S808  millones  en  2008  en  comparación  con  una  pérdida  neta de U$S815 millones en 2007.  Esta disminución  se  atribuyó  principalmente  a  un  aumento  en  los  márgenes  como  resultado  de  un  incremento  en  los  precios  del  petróleo  durante  los  primeros  nueve  meses de 2008.    

•

mayores volúmenes de venta; y  

•

menores gastos operativos debido a la  eliminación  del  impuesto  CPMF  y  ganancias  provenientes  de  la  desafectación  de  previsiones   relacionadas  con  procesos  legales  en  2007. 

Internacional 

Estos efectos fueron compensados por:  

Este  segmento  representó  el  34,9%  del  total del mercado de distribución de combustible de  Brasil  en  2008  en  comparación  con  el  34,3%  en  2007. 

•

el  ajuste  de  las  existencias  a  valor  de  mercado en los Estados Unidos, Japón  y Argentina;  

•

gastos  devengados  en  relación  con  regalías;  

•

la imputación a pérdida del Bloque 31  en Ecuador;  

•

la  amortización  completa  del  valor  llave de la Refinería en Pasadena; y  

•

ganancias extraordinarias derivadas de  la  venta  de  refinerías  bolivianas  y  compañías argentinas en 2007. 

Gas y Energía  Nuestro segmento de Gas y Energía incluye  principalmente  la  compra,  venta,  transporte  y  distribución  de  gas  natural  producido  en  Brasil  o  importado  del  exterior.  Además,  este  segmento  incluye nuestra participación en el transporte de gas  natural,  distribución  de  gas  natural  y  generación  termoeléctrica locales.  La pérdida neta correspondiente a nuestro  segmento  de  Gas  y  Energía  disminuyó  73,3%  a  U$S223  millones  en  2008  en  comparación  con  una  pérdida  neta  de  U$S834  millones  en  2007.  Esta  disminución  de  nuestra  pérdida  neta  se  produjo  como resultado de:   •

 

Corporativo  Nuestro segmento Corporativo comprende  actividades  financieras  no  atribuibles  a  otros  segmentos,  incluida  la  administración  financiera  corporativa,    gastos  generales  relacionados  con  la  administración  central  y  gastos  actuariales  

mayores márgenes en nuestro negocio  de  gas  natural  y  electricidad, 

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relacionados con nuestros planes de pensión y salud  para participantes no activos. 

Las  ventas  consolidadas  de  productos  y  servicios aumentaron 19,7% a U$S112.425 millones  en  2007  comparado  con  U$S93.893  millones  en  2006,  debido  básicamente  a  los  incrementos  antes  mencionados. 

La pérdida neta correspondiente a nuestro  segmento  Corporativo  disminuyó  96,8%  a  U$S57  millones  en  2008  en  comparación  con  una  pérdida  neta de U$S1.796 millones en 2007, principalmente  debido a:  •

Las  ventas  de  productos  y  servicios  incluyen  los  siguientes  montos  que  cobramos  en  nombre del gobierno federal o estadual: 

un aumento en los ingresos financieros  provenientes  de  ganancias  por  diferencia  de  cambio  sobre  las  inversiones internacionales;  

•

menores  gastos  correspondientes  a  planes de pensión; y  

•

la eliminación del impuesto CPMF. 

Estos  efectos  fueron  parcialmente  compensados  por  un  aumento  en  los  gastos  por  ventas,  generales  y  administrativos,  derivado  principalmente de mayores gastos relacionados con  el personal. 

•

impuesto  al  valor  agregado,    cargas  sociales  pagaderas  sobre  las  ventas  e  ingresos  financieros  denominadas  PASEP  y  COFINS  y  otros  impuestos  a  las  ventas  de  productos  y  servicios  y  otras  cargas  sociales.  Estos  impuestos  aumentaron  15,4%  a  U$S20.668  millones  en  2007  de  U$S17.906  millones  en  2006,  debido  principalmente  al  incremento  en  los  precios y volúmenes de venta; y 

•

CIDE,  impuesto  a  las  transacciones,  que  se  incrementó  10,5%  a  U$S4.022  millones en 2007 de U$S3.640 millones  en  2006.  Este  aumento  correspondió  principalmente  al  incremento  en  los  precios y volúmenes de venta. 

Resultados de las Operaciones — 2007 comparado  con 2006   La  siguiente  comparación  también  se  ve  afectada por el aumento del valor del real frente al  dólar  durante  2007  (10,5%)  y  2006  (10,7%).    Véase  la Nota 2 a nuestros estados contables consolidados  auditados correspondientes al ejercicio finalizado el  31  de  diciembre  de  2007,  en  relación  con  información  más  detallada  acerca  de  la  conversión  de los montos en reales a dólares. 

Costo  de  Ventas  (Excluyendo  Agotamiento y Amortización) 

Los  costos  de  ventas  correspondientes  a  2007  aumentaron  23,9%  a  U$S49.789  millones  de  U$S40.184  millones  en  2006.  Este  aumento  fue  básicamente consecuencia de:   

Algunos  montos  correspondientes  a  ejercicios  anteriores  han  sido  reclasificados  para  ajustarlos a las normas de presentación del ejercicio  actual. Estas reclasificaciones no han tenido impacto  alguno sobre nuestros resultados.  Ingresos  Los  ingresos  operativos  netos  aumentaron  21,3% a U$S87.735 millones en 2007 de U$S72.347  millones  en  2006.  Este  aumento  correspondió  principalmente  al  incremento  en  el  volumen  de  ventas y en los precios de nuestros productos, tanto  en  el  mercado  brasileño  como  en  el  mercado  internacional.  

 

Depreciación, 

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•

un  aumento  del  20%  (U$S2.472  millones)  en  los  costos  de  las  importaciones debido a un incremento  en los precios y volúmenes; 

•

un  aumento  del  15%  (U$S2.443  millones) en los costos relacionado con  el  incremento  de  los  precios  en  el  mercado  internacional,  incluidos  los  costos relacionados con la Refinería en  Pasadena; 

•

un  aumento  del  16,8%  (U$S1.567  millones) en los costos relacionado con  un  incremento  del  10,7%  de  los  volúmenes  de  venta  en  el  mercado 

amortización  relacionado  con  producción de petróleo y gas. 

internacional,  incluyendo  costos  relacionados  con  la  Refinería  en  Pasadena; 

una 

mayor 

Exploración, incluidos los Pozos Exploratorios Secos  •

un  aumento  del  11,1%  (U$S505  millones)  en  los  costos  relacionados  con  nuestras  actividades  comerciales  internacionales,  debido  al  mayor  volumen  de  operaciones  offshore  de  PifCo; y 

•

un aumento del 0,1% (U$S11 millones)  en impuestos y cargas a la producción  que  ascendieron  a  U$S7.420  millones  en  2007  comparado  con    U$S7.409  millones  en  2006.    Los  impuestos  y  cargas  a  la  producción  incluyen  regalías  que  disminuyeron  1,3%  a  U$S3.430 millones en 2007 comparado  con  U$S3.475  millones  en  2006,  y  un  impuesto  por  participación  especial  (un  impuesto  extraordinario  que  debe  pagarse  en  caso  de  que  haya  una  elevada  producción  o  rentabilidad  en  nuestros  yacimientos),  que  aumentó  1,2%  a  U$S3.933  millones  en  2007  comparado  con  U$S3.885  millones  en  2006. El incremento en los impuestos y  cargas  a  la  producción  en  2007  se  debió principalmente al aumento en el  precio  promedio  de  referencia  utilizado  para  calcular  los  impuestos  a  la  producción  correspondientes  a  nuestra  producción  local.  Este  aumento  fue  parcialmente  compensado  por  una  disminución  del  impuesto  por  participación  especial  correspondiente a algunos de nuestros  campos  maduros  en  mar  abierto  con  producción decreciente.   

Los  costos  de  exploración,  incluidos  los  costos  de  pozos  exploratorios  secos,  aumentaron  52,4%  a  U$S1.423  millones  en  2007  de  U$S934  millones  en  2006.  Este  aumento  se  atribuyó  básicamente a:  un aumento de U$S243 millones en los  gastos  relacionados con actividades de  sísmica internacional; y  

•

un  aumento  de  U$S99  millones  en  los  gastos  relacionados  con  pozos  secos  en las operaciones internacionales. 

Desvalorización de Activos de Gas y Petróleo  En  2007,  registramos  un  cargo  por  desvalorización  de  activos  de  U$S271  millones  comparado  con  U$S21  millones  en  2006.  El  cargo  por  desvalorización  de  activos  estuvo  básicamente  relacionado  con  las  siguientes  inversiones  internacionales:  •

en Ecuador (U$S174 millones) debido a  los  cambios  impositivos  y  legales  implementados por el gobierno; 

•

en  los  Estados  millones); y  

•

en Angola (U$S13 millones).   

Unidos 

(U$S39 

El  cargo  por  desvalorización  de  activos  correspondiente  a  2006  estuvo  básicamente  relacionado  con  el  yacimiento  en  tierra  Córrego  de  Pedras  en  Brasil.    Véase  las  Notas  9(b)  y  9(d)  a  nuestros  estados  contables  consolidados  auditados  correspondientes  al  ejercicio  finalizado  el  31  de  diciembre de 2007. 

Depreciación, Agotamiento y Amortización  Calculamos la depreciación, el agotamiento  y la amortización de la mayoría de nuestros activos  de exploración y producción en función del método  de  unidades  de  producción.  Los  gastos  por  depreciación,  agotamiento  y  amortización  aumentaron 50,9% a U$S5.544 millones en 2007 de  U$S3.673  millones  en  2006.  Este  aumento  se  atribuyó  principalmente  a  mayores  inversiones  y  a  un  aumento  de  los  cargos  por  agotamiento  y 

 

•

Gastos por Ventas, Generales y Administrativos  Los  gastos  por  ventas,  generales  y  administrativos  aumentaron  29,6%  a  U$S6.250  millones en 2007 de U$S4.824 millones en 2006.   Los  gastos  de  ventas  se  incrementaron  23,5%  a  U$S2.956  millones  en  2007  de  U$S2.394 

89

millones  en  2006.  Este  aumento  se  debió  principalmente a:   •

•

debido  principalmente  al  mayor  rendimiento  previsto sobre los activos del plan durante 2007.    Otros Gastos Operativos 

un  incremento  de  aproximadamente  U$S182  millones  relacionado  con  mayores  costos  de  transporte  básicamente  como  consecuencia  del  aumento de las exportaciones; y 

Los  otros  gastos  operativos  aumentaron  a  un total de U$S2.136 millones en 2007, comparado  con U$S1.120 millones en 2006. Las variaciones más  significativas  entre  2007  y  2006  fueron  las  siguientes: 

un  aumento  de  aproximadamente  U$S75 millones en gastos relacionados  con el personal. 

Los  gastos  generales  y  administrativos  aumentaron  35,6%  a  U$S3.294  millones  en  2007,  comparado  con  U$S2.430  millones  en  2006.  Este  incremento se debió principalmente a:  •

un  aumento  de  aproximadamente  U$S309  millones  en  gastos  relacionados con el personal; y  

•

un  aumento  de  U$S229  millones  en  servicios  de  asesoramiento  técnico  adicionales  debido  a  una  mayor  tercerización  de  actividades  generales  no estratégicas. 

•

un  gasto  extraordinario  de  U$S498  millones  relacionado  con  modificaciones  en  las  reglamentaciones  del  Plan  de  Pensión  Petros; 

•

un  aumento  del  173,3%  (U$S149  millones)  en  el  gasto  relacionado  con  la  implementación  de  nuestro  nuevo  plan  salarial,  a  U$S235  millones  en  2007 de U$S86 millones en 2006; 

•

un  aumento  del  181,3%  (U$S136  millones)  en  el  gasto  correspondiente  a  pérdidas  resultantes  de  acciones  legales  y  contingencias  relacionadas  con  juicios  en  trámite,  a  U$S211  millones en 2007 de U$S75 millones en  2006; 

•

un  aumento  del  83,5%  (U$S111  millones)  en  el  gasto  correspondiente  a  salud,  seguridad  y  medio  ambiente  (SSMA) en 2007, a U$S244 millones en  2007 de U$S133 millones en 2006; 

•

un  aumento  del  14,3%  (U$S81  millones)  en  el  gasto  correspondiente  a relaciones institucionales y proyectos  culturales,  a  U$S649  millones  en  2007  de U$S568 millones en 2006; 

•

un  incremento  del  1,6%  (U$S1  millón)  en el gasto relacionado con paradas no  programadas  de  plantas  y  equipos,  a  U$S65  millones  en  2007  de  U$S64  millones en 2006; y 

•

una  disminución  del  26,1%  (U$S62  millones)  en  el  gasto  en  concepto  de  capacidad  ociosa  de  las  centrales 

Gastos de Investigación y Desarrollo  Los  gastos  de  investigación  y  desarrollo  aumentaron  20,7%  a  U$S881  millones  en  2007  de  U$S730  millones  en  2006.  Este  aumento  básicamente  correspondió  a  mayores  costos  de  capacitación de personal técnico y de actividades de  investigación  y  desarrollo    en  relación  con  la  producción a partir de reservas existentes y nuevas  áreas de exploración.  Gastos  por  Beneficios  de  Empleados  Respecto  de  Participantes no Activos  Los  gastos  por  beneficios  de  empleados  respecto  de  participantes  no  activos  son  costos  financieros relacionados con costos previstos por los  planes de pensión y salud. Los gastos por beneficios  de  empleados  respecto  de  participantes  no  activos  disminuyeron  2,7%  a  U$S990  millones  en  2007  en  comparación  con  U$S1.017  millones  en  2006.  Esta  disminución se debió principalmente a la reducción  de U$S146 millones de los gastos por beneficios de  empleados  respecto  de  participantes  no  activos, 

 

90

termoeléctricas,  a  U$S176  millones  en  2007 de U$S238 millones en 2006. 

Variación Monetaria y Cambiaria  La  variación  monetaria  y cambiaria  generó  pérdidas  por  U$S1.455  millones  en  2007  en  comparación  con  una  ganancia  de  U$S75  millones  en 2006. El incremento de la variación monetaria y  cambiaria se atribuye  básicamente al aumento en la  apreciación del real de 8,7% a 17,2% en relación con  inversiones denominadas en dólares tanto en Brasil  (a  través  de  nuestro  segmento  de  Exploración  y  Producción)  como  en  el  exterior  (a  través  de  nuestro  segmento  Internacional  e  inversiones  financieras). 

Participación  en  Resultados  de  Sociedades  No  Consolidadas  La  participación  en  los  resultados  de  sociedades  no  consolidadas  aumentó  a  U$S235  millones en 2007 comparado con U$S28 millones en  2006,  como  resultado  principalmente  de  un  incremento  en  las  ganancias  provenientes  de  inversiones en compañías afiliadas de Petrobras Gás  S.A. ‐ Gaspetro (U$S71 millones), Petrobras Química  S.A.‐  Petroquisa  (U$S62  millones)  y  Petrobras  International Braspetro B.V.‐PIB (U$S37 millones). 

Otros Impuestos  Otros  impuestos,  que  incluyen  diferentes  impuestos  sobre  las  transacciones  financieras,  aumentaron  11,4%  a  U$S662  millones  en  2007  en  comparación con U$S594 millones en 2006.  

Ingresos Financieros  Nuestros ingresos financieros provienen de  diversas fuentes, incluidos intereses sobre fondos e  inversiones  equivalentes.  La  mayoría  de  las  inversiones equivalentes de la Compañía son títulos  a  corto  plazo  del  gobierno  brasileño,  incluidos  títulos indexados al dólar estadounidense. También  mantenemos depósitos en dólares estadounidenses. 

Otros Egresos, Neto  Otros  egresos,  neto  básicamente  corresponden  a  ganancias  y  pérdidas  registradas  sobre  las  ventas  de  activos  fijos  y  otros  gastos  extraordinarios. Otros egresos, neto totalizaron una  pérdida  de  U$S143  millones  en  2007,  comparado  con  una  pérdida  de  U$S17  millones  en  2006  básicamente  como  consecuencia  de  gastos  relacionados  con  daños  a  equipos  de  terceros  instalados  en  pozos  en  la  Cuenca  Campos  (U$S71  millones)  y  la  imputación  a  pérdida  de  los  costos  irrecuperables  correspondientes  a  Exploración  y  Producción (U$S53 millones). 

Los ingresos financieros aumentaron 33% a  U$S1.550 millones en 2007 de U$S1.165 millones en  2006.  Este  aumento  se  debió  principalmente  a  mayores ingresos por U$S258 millones en concepto  de  intereses  financieros  devengados de  inversiones  en  2007  comparado  con  2006.  En  la  Nota  13  a  los  estados  contables  consolidados  auditados  correspondientes  al  ejercicio  finalizado  el  31  de  diciembre  de  2007,  se  presenta  un  detalle  de  los  resultados financieros. 

Beneficios (Gastos) por Impuesto a las Ganancias  

Gastos Financieros 

Los  resultados  antes  del  impuesto  a  las  ganancias  y  participaciones  minoritarias   aumentaron 0,7% a U$S19.299 millones en 2007 de  U$S19.161 millones en 2006. El cargo por impuesto  a  las  ganancias  aumentó  3,5%  a  U$S5.888  millones  en 2007 de U$S5.691 millones en 2006. En la Nota 3  a  los  estados  contables  consolidados  auditados  correspondientes  al  ejercicio  finalizado  el  31  de  diciembre  de  2007,  presentamos  la  conciliación  entre el impuesto a las ganancias calculado sobre la  base  de  las  alícuotas  establecidas  por  ley  y  el  calculado  sobre  la  base  de  las  alícuotas  efectivamente aplicadas. 

Los gastos financieros disminuyeron 49,5%  a  U$S677  millones  en  2007,  respecto  de  U$S1.340  millones  en  2006.  Esta  disminución  se  debió  básicamente  a  una  reducción  de  U$S214  millones  en  las  pérdidas  por  instrumentos  derivados  y  de  U$S122 millones en las pérdidas relacionadas con la  recompra  de  títulos  en  2007  en  comparación  con  2006.  En  la  Nota  13  a  los  estados  contables  consolidados  auditados  correspondientes  al  ejercicio  finalizado  el  31  de  diciembre  de  2007,  se  presenta un detalle de los resultados financieros.  

 

91

  Resultado Neto por Segmento de Negocio   El  rendimiento  de  cada  segmento  se  mide  en  base  al  resultado  neto.  A  continuación  se  incluye  un  análisis del resultado neto de nuestros seis segmentos de negocio al 31 de diciembre de 2007 en comparación  con el correspondiente al 31 de diciembre de 2006.   

Ejercicio finalizado el 31 de  diciembre de  2007  2006  (millones de U$S)  14.072  11.942  2.785  2.533  446  298  (834)  (505)  (815)  123  (1.796)  (1.436)  (129)  (720)  13.138  12.826 

    Exploración y Producción  ...............................................................................  Suministro .......................................................................................................   Distribución .....................................................................................................  Gas y Energía ...................................................................................................  Internacional....................................................................................................   Corporativo .....................................................................................................   Eliminaciones...................................................................................................   Resultado neto ................................................................................................  

  Exploración y Producción 

fuel  oil,  como  así  también  los  precios  internacionales. 

El  segmento  de  Exploración  y  Producción  de  Petrobras  incluye  las    actividades  propias  de  exploración,  desarrollo  y  producción  en  Brasil,  las  ventas  y  transferencias  de  crudo  en  los  mercados  local  e  internacional,  las  transferencias  de  gas  natural  a  nuestro  segmento  de  Gas  y  Energía  y  la  venta  de  productos  derivados  del  petróleo  producidos  en  las  plantas  procesadoras  de  gas  natural. 

Estos  efectos  compensados por:  

El  resultado  neto  consolidado  correspondiente a nuestro segmento de Exploración  y Producción aumentó 17,8% a U$S14.072 millones  en 2007 en comparación con U$S11.942 millones en  2006. 

 

mayores  precios  de  venta  transferencia del crudo en Brasil;  

•

un  incremento  del  0,8%  en  la  producción de petróleo crudo y LGN; y  

•

mayores  precios  de  transferencia  de  gas  natural  a  nuestros  otros  segmentos  debido  a  la  nueva  metodología  que  considera  los  sustitutos del gas natural tales como el 

y 

parcialmente 

•

un  incremento  de  U$S1.492  millones  en  el  costo  de  ventas  como  resultado  de  mayores  costos  de  extracción  e  impuestos  sobre  la  producción  expresados  en  dólares  estadounidenses, como así también un  leve aumento en la producción;  

•

un  incremento  de  U$S1.169  millones  en  depreciación,  agotamiento  y  amortización  principalmente  como  resultado  de  mayores  inversiones  y  gastos  de  agotamiento  relacionados  con el aumento de nuestra producción  de crudo y gas natural; y  

•

un incremento de U$S214 millones en  gastos  operativos,  otros  principalmente  como  resultado  de  un  cargo  aplicado  por  única  vez  de  U$S104  millones  relacionado  con  modificaciones  a  las  reglamentaciones  del Plan Petros.  

Este resultado se atribuyó principalmente a  un incremento de U$S6.253 millones en los ingresos  operativos  netos,  básicamente  como  consecuencia  de:   •

fueron 

Suministro  Nuestro  segmento  de  Suministro  comprende las actividades de downstream en Brasil, 

92

incluyendo  refinación,  transporte,  exportación  y  compra  de  petróleo  crudo  como  así  también  la  compra y venta de productos derivados del petróleo  y  etanol.    Además,  este  segmento  comprende  la  división  de  productos  petroquímicos  y  fertilizantes  que  incluye  inversiones  en  compañías  petroquímicas  locales  y  nuestras  plantas  de  fertilizantes locales. 

resultado  de  mayores  gastos  por  ventas,  debido  a  mayores  volúmenes  de  ventas  y un  aumento  en  los  gastos  relacionados con el personal;  

El  resultado  neto  consolidado  correspondiente a nuestro segmento de Suministro  aumentó  9,9%  a  U$S2.785  millones  en  2007  comparado con U$S2.533 millones en 2006. 

•

un  incremento  del  61%  (U$S408  millones)  en  depreciación,  agotamiento  y  amortización  principalmente  como  resultado  de  mayores  inversiones  para  optimizar  y  modernizar nuestras refinerías; y  

•

un  incremento  del  441,1%  (U$S179  millones)  en  otros  gastos  operativos,  principalmente  como  consecuencia  de  un  cargo  aplicado  por  única  vez  de  U$S61  millones  relacionado  con  modificaciones  en  las  reglamentaciones  del  Plan  Petros  y  gastos por U$S69 millones relacionado  con SSMA. 

Este  incremento  principalmente  correspondió a un aumento de U$S11.590 millones  en los ingresos operativos netos, básicamente como  consecuencia de:   •

un mayor volumen de ventas;  

•

un  incremento  en  los  precios  promedio  de  nuestros  productos  vendidos  en  Brasil,  a  pesar  de  los  precios  constantes  en  reales  para  el  diesel,  gasolina  comercial  y  GLP  dado  que  la  apreciación  del  real  generó  mayores  ingresos  expresados  en  dólares estadounidenses; y  

•

•

 

Nuestro  segmento  de  Distribución  comprende actividades de distribución de productos  derivados  del  petróleo  y  etanol  a  cargo  de  nuestra  subsidiaria  Petrobras  Distribuidora  S.A.  –  BR,  en  Brasil, de la cual somos accionistas mayoritarios.  El  resultado  neto  consolidado  correspondiente  a  nuestro  segmento  de  Distribución  aumentó  49,7%  a  U$S446  millones  en  2007 comparado con U$S298 millones en 2006.   

un  incremento  en  los  precios  internacionales  en  relación  con  las  exportaciones  de  productos  derivados  del petróleo. 

Estos  efectos  compensados por:   •

Distribución 

fueron 

Este  resultado  reflejó  un  incremento  de  U$S4.639 millones en los ingresos operativos netos,  principalmente  como  resultado  de  mayores  volúmenes de ventas.  

parcialmente 

un  aumento  del  19,4%  (U$S10.069  millones)  en  el  costo  de  ventas,  principalmente  atribuible  a  un  aumento  en  el  costo  y  los  volúmenes  de  crudo  local  e  importado  y  un  incremento  en  el  costo  y  los  volúmenes de productos derivados del  petróleo  importados,  principalmente  diesel.    Asimismo,  el  aumento  en  los  costos  de  refinación  contribuyó  al  incremento del costo de ventas;  

Estos  efectos  fueron  parcialmente  compensados  por  el  incremento  de  U$S4.157  millones  en  los  costos  de  ventas,  básicamente  debido a un mayor volumen de ventas.  Gas y Energía  Nuestro segmento de Gas y Energía incluye  principalmente  la  compra,  venta,  transporte  y  distribución  de  gas  natural  producido  en  Brasil  o  importado  del  exterior.    Adicionalmente,  este  segmento incluye nuestra participación locales en el 

un  aumento  del  47,1%  (U$S640  millones)  de  los  gastos  por  ventas,  generales  y  administrativos  como 

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transporte  de  gas  natural,  distribución  de  gas  natural y generación termoeléctrica. 

de  la  Refinería  en  Pasadena  adquirida  en  2006;  y  (ii)  un  incremento  en  los  costos  de  extracción,  básicamente  en   Argentina; 

Nuestro  segmento  de  Gas  y  Energía  registró  una  pérdida  neta  de  U$S834  millones  en  2007  en  comparación  con  una  pérdida  neta  de  U$S505 millones en 2006.    Este  aumento  en  nuestra  pérdida  neta  se  produjo básicamente como consecuencia de:   •

un  incremento  del  24,5%  (U$S890  millones) en el costo de ventas, debido  principalmente  a  mayores  costos  del  gas natural; y 

•

un  aumento  del  144,1%  (U$S257  millones)  en  otros  gastos  operativos,  principalmente  atribuido  a  gastos  por  U$S240  millones  en  relación  con  el  pago  de  multas  contractuales  relacionadas con el suministro de gas y  electricidad. 

Estos  efectos  fueron  parcialmente  compensados  por  un  incremento  de  U$S822  millones  en  los  ingresos  operativos  netos  como  resultado de:   •

un  aumento  en  el  precio  de  venta  del  gas natural; y  

•

un incremento del 2,1% en el volumen  de ventas de gas natural. 

El  segmento  Internacional  comprende  nuestras  actividades  de  Exploración  y  Producción,  Suministro,  Distribución  y  Gas  y  Energía  desarrolladas en otros países.   

•

 

•

un incremento de U$S225 millones en  cargos  por  desvalorización  de  activos,  principalmente  en  Ecuador,  Estados  Unidos y Angola; 

•

un  aumento  de  U$S151  millones  en  gastos  por  ventas,  generales  y  administrativos  debido  a  un  incremento  de  las  operaciones  de  nuestras  subsidiarias  en  el  exterior,  adquisiciones  de  sociedades  y  la  constitución de nuevas compañías; y 

•

un incremento de U$S150 millones en  depreciación,  agotamiento  y  amortización  principalmente  como  resultado  de  mayores  inversiones  relacionadas  con  bienes  de  uso  asociados  a  la  producción  de  petróleo  crudo y gas natural. 

Corporativo 

Nuestro  segmento  Internacional  generó  una  pérdida  neta  de  U$S815  millones  en  2007  en  comparación  con  una  ganancia  neta  de  U$S123  millones en 2006.    se 

un  aumento  de  U$S342  millones  en  gastos  de  exploración  y  perforación,  principalmente  en  Turquía,  Angola,  Irán, Argentina, Libia y Venezuela;  

Estos  incrementos  fueron  parcialmente  compensados  por  un  aumento  de  U$S3.030  millones  en  los  ingresos  operativos  netos  como  resultado  de  la  consolidación  de  la  Refinería  en  Pasadena  y  un  incremento  de  los  ingresos  provenientes  del  negocio  petroquímico  en  Argentina,  parcialmente  compensado  por  la  exclusión  de  los  ingresos  provenientes  de  operaciones  en  Venezuela  de  nuestros  resultados  consolidados. 

Internacional 

Esta  disminución  principalmente a:  

•

Nuestro segmento Corporativo comprende  actividades  financieras  no  atribuibles  a  otros  segmentos,  incluida  la  administración  financiera  corporativa,    gastos  generales  relacionados  con  la  administración  central  y  gastos  actuariales   relacionados con nuestros planes de pensión y salud  para participantes no activos. 

atribuyó 

mayores costos de venta por un monto  de  U$S2.954  millones,  principalmente  como resultado de: (i) la consolidación 

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La  pérdida  neta  consolidada  correspondiente  a  nuestro  segmento  Corporativo  aumentó  a  U$S1.796  millones  en  2007  en  comparación  con  una  pérdida  neta  de  U$S1.436  millones en 2006.    Esta  mayor  principalmente de:   •

 

pérdida 

neta 

competitivos  en  el  mercado  laboral  brasileño  y  la  renovación  de  un  convenio colectivo de trabajo; y   •

derivó 

un  aumento  del  38,2%    (U$S436  millones)  en  los  gastos  por  ventas,  generales  y  administrativos,   principalmente  como  resultado  de  gastos  relacionados  con  el  reclutamiento  de  personal  para  cubrir  el  crecimiento  proyectado,  como  así  también una mayor actividad en 2007,  un  nuevo  plan  salarial  con  el  objetivo  de  que  nuestros  salarios  sean  más 

un  cargo  aplicado  por  única  vez  de  U$S305  millones  incluido  en  otros  gastos  operativos  relacionado  con  las  modificaciones  a  las  reglamentaciones  del Plan de Pensión Petros. 

Estos  efectos  fueron  parcialmente  compensados  por  una  disminución  de  U$S601  millones  en  el  cargo  por  impuesto  a  las  ganancias  debido  a  los  incentivos  impositivos  adicionales  en  relación  con  las  operaciones  en  la  región  cubierta  por la Agencia de Desarrollo del Noreste (ADENE). 

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Información Adicional sobre los Segmentos de Negocio  A  continuación  se  presenta  información  financiera  adicional  seleccionada  por  segmento  de  negocio  correspondiente a los ejercicios 2008, 2007 y 2006:      

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de  2008 

  Exploración y Producción  Ingresos netos en relación con terceros(1)(2)...............................................................  Ingresos netos intersegmento.......................................................................................   Total ingresos operativos netos (2) ..........................................................................  Depreciación, agotamiento y amortización...................................................................  Resultado neto (3).........................................................................................................   Inversiones....................................................................................................................   Bienes de Uso, neto.......................................................................................................   Suministro  Ingresos netos en relación con terceros(1)(2)...............................................................  Ingresos netos intersegmento.......................................................................................   Total ingresos operativos netos(2) ...........................................................................  Depreciación, agotamiento y amortización...................................................................  Resultado neto (3).........................................................................................................   Inversiones....................................................................................................................   Bienes de Uso, neto.......................................................................................................   Distribución  Ingresos netos en relación con terceros(1) ...................................................................  Ingresos netos intersegmento.......................................................................................   Total ingresos operativos netos ...............................................................................  Depreciación, agotamiento y amortización...................................................................  Resultado neto(3) .........................................................................................................   Inversiones....................................................................................................................   Bienes de Uso, neto.......................................................................................................   Gas y Energía  Ingresos netos en relación con terceros(1) ...................................................................  Ingresos netos intersegmento.......................................................................................   Total ingresos operativos netos ...............................................................................  Depreciación, agotamiento y amortización...................................................................  Pérdida neta(3) .............................................................................................................   Inversiones....................................................................................................................   Bienes de Uso, neto.......................................................................................................   Internacional  Ingresos  netos en relación con terceros(1) ..................................................................  Ingresos netos intersegmento.......................................................................................   Total ingresos operativos netos ...............................................................................  Depreciación, agotamiento y amortización...................................................................  Resultado neto(3) .........................................................................................................   Inversiones....................................................................................................................   Bienes de Uso, neto.......................................................................................................    

  973  58.051  59.024  (3.544)  21.031  14.293  45.836    69.318  26.884  96.202  (1.109)  (1.996)  7.234  15.806    30.315  577  30.892  (165)  839  309  1.621    7.627  1.175  8.802  (367)  (223)  4.256  10.719    10.024  916  10.940  (564)  (808)  2.908  9.341 

2007 

2006 

(millones de U$S)      2.455  3.351  39.536  32.387  41.991  35.738  (3.335)  (2.166)  14.072  11.942  9.448  7.329  48.288  33.979      50.531  42.831  19.018  15.128  69.549  57.959  (1.077)  (669)  2.785  2.533  4.488  1.936  14.480  9.828      22.944  18.394  376  287  23.320  18.681  (155)  (143)  446  298  327  351  1.838  1.468      3.673  2.833  1.239  1.257  4.912  4.090  (259)  (197)  (834)  (505)  3.223  1.664  10.615  6.828      8.132  4.938  969  1.133  9.101  6.071  (567)  (417)  (815)  123  2.864  2.637  7.596  5.722 

(1)  Como  compañía  verticalmente  integrada,  no  todos  nuestros  segmentos  registran  ingresos  significativos  en  relación  con  terceros.  Por  ejemplo,  nuestro  segmento  de  Exploración  y  Producción  representa  una  gran  parte  de  nuestra  actividad  económica  y  nuestras  inversiones, pero registra bajos ingresos en relación con terceros.  (2)  Los ingresos provenientes de la comercialización de petróleo a terceros se clasifican de acuerdo con los puntos de venta, que podrían ser  los segmentos de Exploración y Producción o de Suministro.   (3)  Con  el  fin  de  alinear  los  estados  contables  de  cada  segmento  de  negocio  con  las  mejores  prácticas  de  las  compañías  del  sector  de  petróleo y el gas y a los fines de una mejor comprensión por parte de nuestra dirección, a partir del primer trimestre de 2006 hemos  resuelto imputar los resultados financieros y rubros financieros al nivel corporativo, incluyendo ejercicios anteriores. 

 

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Análisis  de  la  Situación  Financiera  y  de  los  Resultados de las Operaciones de PifCo  

Los gastos operativos de PifCo incluyen: 

Información General  PifCo  es  una  subsidiaria  totalmente  controlada  de  Petrobras.  En  consecuencia,  la  situación  financiera  y  los  resultados  de  las  operaciones  de  PifCo  se  ven  afectados  en  gran  medida  por  nuestras  decisiones.  La  capacidad  de  PifCo  de  cumplir  con  sus  obligaciones  de  deuda  pendientes  depende  de  diversos  factores  que  incluyen:  •

la  situación  financiera  y  los  resultados  de las operaciones de Petrobras; 

•

el  alcance  con  el  que  Petrobras  continua  utilizando  los  servicios  de  PifCo para  compras en el mercado de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo; 

•

la  disposición  de  Petrobras  de  continuar otorgando préstamos a PifCo  y  suministrándole  otras  clases  de  respaldo financiero; 

•

la  capacidad  de  PifCo  de  acceder  a  fuentes  de  financiamiento,  incluidos  los  mercados  de  capitales  internacionales  y  líneas  de  crédito  de  terceros; y 

•

la  capacidad  de  PifCo  de  transferir  a  Petrobras sus costos financieros. 

 

las  ventas  de  crudo  y  productos  derivados del petróleo a Petrobras; 

•

las  ventas  de  crudo  y  de  productos  derivados  del  petróleo  a  terceros  y  afiliadas; y 

•

la  financiación  de  las  ventas  a  Petrobras,  los  préstamos  internos  a  Petrobras  y  las  inversiones  en  títulos  negociables  y  otros  instrumentos  financieros. 

los costos de ventas, que se componen  principalmente de compras de crudo y  productos derivados del petróleo; 

•

gastos  de  comercialización  administración; y 

•

gastos  financieros,  principalmente  en  concepto  de  intereses  devengados  de  las  líneas  de  crédito  y  deudas  del  mercado  de  capitales,  ventas  de  futuras  cuentas  a  cobrar  y  préstamos  internos otorgados por Petrobras. 

y 

Compra  y  Venta  de  Crudo  y  Productos  Derivados  del Petróleo   PifCo  generalmente  compra  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  a  través  de  transacciones  con  plazos  de  pago  de  aproximadamente  30  días.  Petrobras  en  general  paga los embarques de crudo y productos derivados  del petróleo que PifCo le vende dentro de un plazo  máximo de 330 días, lo que concede a Petrobras un  plazo  suficiente  para  reunir  la  documentación  exigida  por  la  legislación  brasileña  con  el  fin  de  iniciar  el  proceso  de  pago  de  dichos  embarques.  Durante  ese  plazo,  PifCo  generalmente  financia  la  compra de crudo y productos derivados del petróleo  a  través  de  fondos  provistos  previamente  por  Petrobras  o  a  través  de  acuerdos  financieros  negociados  con  terceros.  La  diferencia  entre  el  monto que PifCo paga por el crudo y los productos  derivados  del  petróleo  y  el  monto  que  Petrobras  paga  por  esos  mismos  productos  es  diferida  y  reconocida  como  parte  de  los  ingresos  financieros  de  PifCo  en  base  al  método  de  línea  recta  en  el  período  en  el  cual  Petrobras  debe  pagar  a  PifCo.  PifCo también compra a Petrobras petróleo crudo y  productos  derivados  del  petróleo  para  su  venta  fuera  de  Brasil.  Asimismo,  PifCo  vende  y  compra  crudo y productos derivados del petróleo a terceros  y  partes  relacionadas,  principalmente  fuera  de  Brasil. 

Los ingresos de PifCo provienen de:  •

•

97

Resultado  de  las  Operaciones  —  2008  comparado  con 2007 

incluidos  los  servicios  contables,  legales  y  de  calificación.    Estos  gastos  aumentaron  90,8%  a  U$S562  millones  en  2008  en  comparación  con  U$S294 millones en 2007.  Este incremento se debió  principalmente  a  mayores  ventas  offshore  y  un  aumento  de  las  tarifas  promedio  de  flete  en  2008,  como  resultado  de  cambios  en  las  tendencias  del  mercado  internacional  y  en  las  rutas  de  transporte  por un monto de U$S452 millones. 

Resultado Neto    PifCo  registró  una  pérdida  de  U$S772  millones en 2008 en comparación con una ganancia  neta de U$S29 millones en 2007.    Ventas de Petróleo Crudo y Productos Derivados del  Petróleo y Servicios Relacionados    Las  ventas  de  petróleo  crudo  y  de  productos  derivados  del  petróleo  y  servicios  relacionados por parte de PifCo aumentaron 58,8%  a U$S42.443 millones en 2008 en comparación con  U$S26.732  millones  en  2007.    Este  incremento  se  debió principalmente a:     • un  aumento  del  44%  en  el  precio  promedio  de  venta,  principalmente  como  resultado  de  un  incremento  del  34%  en  el  precio  promedio  del  crudo  Brent,  a  U$S96,99  por  barril  en  2008  de U$S72,52 por barril en 2007; y     • un  aumento  del  14,1%  en  el  volumen  de  ventas,  debido  básicamente  a  mayores ventas de petróleo crudo y de  productos  derivados  del  petróleo  comprados  a  terceros  y  afiliadas  y  posteriormente vendidos a Petrobras.    Costo de Ventas 

Otros Gastos Operativos  PifCo  reconoció  una  pérdida  de  U$S577  millones  debido  a  la  desvalorización  de  existencias  correspondiente  al  ejercicio  finalizado  el  31  de  diciembre  de  2008,  como  resultado  de  la  reciente  caída de los precios internacionales del petróleo.  Ingresos Financieros  Los ingresos financieros de PifCo provienen  de  la  financiación  de  las  ventas  y  de  préstamos  internos  a  Petrobras  como  así  también  de  inversiones  en  títulos  negociables  y  otros  instrumentos  financieros.  Los  ingresos  financieros  de PifCo aumentaron 12,3% a U$S2.325 millones en  2008  en  comparación  con  U$S2.070  millones  en  2007.  Este incremento se debió principalmente a:  

El  costo  de  ventas  aumentó  60,5%  a   U$S42.231  millones  en  2008  en  comparación  con  U$S26.311  millones  en  2007.    Este  incremento  fue  proporcionalmente mayor al aumento en las ventas  de  petróleo  crudo  y  de  productos  derivados  del  petróleo  y  servicios  principalmente  debido  a  las  mismas  razones    y  adicionalmente  como  resultado   también  de  una  mayor  formación  de  precios  promedio  de  las  existencias  durante  el  último  trimestre de 2008, dado que el petróleo crudo y los  productos  derivados  del  petróleo  mayormente  se  adquirieron  antes  de  la  caída  de  los  precios  internacionales del petróleo.    Gastos por Ventas, Generales y Administrativos 

un  mayor  volumen  de  ventas  a  Petrobras  durante  2007  en  comparación con 2006, que tuvo como  financieros  resultado  ingresos  adicionales en 2008 debido a plazos de  financiación  otorgados  a  Petrobras  e  intereses  calculados  sobre  una  base  mensual.  Véase  “Compra  y  Venta  de  Petróleo  Crudo  y  de  Productos  derivados del Petróleo”; y  

•

mayores  ingresos  provenientes  de  derivados  bursátiles  como  resultado  de  mayores  ventas  offshore  y  un  incremento  en  el  precio  promedio  del  crudo y de los productos derivados del  petróleo en el mercado internacional.   

Este  incremento  fue  parcialmente  compensado  por  una  disminución  en  los  ingresos  financieros  provenientes  de  préstamos  a  partes  relacionadas,  debido  a  la  transferencia  a  Braspetro  Oil Services Company (Brasoil) de U$S8.231 millones  en  obligaciones  a  cobrar  como  consecuencia  de  la  asunción por parte de Brasoil de las obligaciones de 

Los  gastos  por  ventas,  generales  y  administrativos  de  PifCo  incluyen  principalmente  costos  de  transporte  y  aranceles  por  servicios, 

 

•

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PifCo  en  virtud  de  las  obligaciones  pagaderas  a  Petrobras por el mismo monto. Véase la Nota 5(v) a  los  estados  contables  consolidados  auditados  de  PifCo. 

Este incremento se debió principalmente a:   •

un aumento del 25% en el volumen de  ventas  como  resultado  de  mayores  ventas de crudo y productos derivados  del  petróleo  comprados  a  terceros  y  afiliadas  y  posteriormente  vendidos  a  Petrobras  y  mayores  ventas  relacionadas  con  las  actividades  de  comercialización  en  Asia  por  parte  de  PSPL, una subsidiaria de PifCo; y  

•

un  aumento  del  11,3%  en  el  precio  promedio  del  crudo  Brent  a  U$S72,52  por barril en 2007 en comparación con  U$S65,14 por barril en 2006. 

Gastos Financieros  Los gastos financieros de PifCo consisten en  intereses  pagados  y  devengados  sobre  la  deuda  pendiente  de  PifCo,  otros  cargos  asociados  a  la  emisión de deuda y otros instrumentos financieros.   Los  gastos  financieros  de  PifCo  se  mantuvieron  substancialmente  estables:  U$S2.170  millones  en  2008  en  comparación  con  U$S2.168  millones  en  2007.    Se  registró  un  aumento  en  los  gastos  provenientes  de  derivados  bursátiles  como  resultado de un incremento de las ventas offshore y  del  precio  promedio  del  petróleo  crudo  y  de  los  productos  derivados  del  petróleo  en  el  mercado  internacional  y  un  incremento  en  los  gastos  por  intereses  relacionados  con  las  recientes  emisiones  de  obligaciones,  incluyendo  la  emisión  de  Obligaciones  Globales  por  un  monto  de  U$S1.000  millones  en  noviembre  de  2007,  y  la  reapertura  de  dichas  Obligaciones  Globales  por  el  monto  de  U$S750 millones en enero de 2008.   

Costo de Ventas  Los  costos  de  ventas  aumentaron  20,1%  a  U$S26.311  millones  en  2007  en  comparación  con  U$S21.901  millones  en  2006.    Este  aumento  fue  proporcional  al  incremento  en  las  ventas  de  petróleo crudo y productos derivados del petróleo y  de  servicios  y  se  debió  básicamente  a  las  mismas  razones.   Gastos por Ventas, Generales y Administrativos  Los  gastos  por  ventas,  generales  y  administrativos  de  PifCo  consisten  principalmente  en  costos  de  transporte  y  tarifas  de  servicios,  incluidos  los  servicios  contables,  legales  y  de  calificación.  Estos gastos crecieron 42,1% a U$S295  millones  en  2007  de  U$S207  millones  en  2006,  de  los  cuales  U$S136  millones  correspondieron  a  mayores  gastos  de  transporte  como  consecuencia  de un incremento en las ventas offshore y mayores  tarifas promedio de flete.   

Estos  aumentos  fueron  compensados  por  una disminución en los gastos por intereses debido  a  la  asunción  por  parte  de  Brasoil  de  las  obligaciones  de  PifCo  en  virtud  de  las  obligaciones  pagaderas  a  Petrobras  por  el  monto  de  U$S8.231  millones  como  consecuencia  de  la  transferencia  a  Brasoil  de  obligaciones  a  cobrar  por  el  mismo  monto.  Resultado  de  las  Operaciones  —  2007  comparado  con 2006 

Ingresos Financieros 

Resultado Neto 

Los ingresos financieros de PifCo provienen  de  la  financiación  de  las  ventas  y  de  préstamos  internos  a  Petrobras  como  así  también  de  inversiones  en  títulos  negociables  y  otros  instrumentos  financieros.  Los  ingresos  financieros  de  PifCo  aumentaron  61,1%  de  U$S1.285  millones  en  2006  a  U$S2.070  millones  en  2007  principalmente debido a:  

PifCo registró una ganancia neta de U$S29  millones  en  2007  en  comparación  con  una  pérdida  de U$S211 millones en 2006.   Ventas de Petróleo Crudo y Productos Derivados del  Petróleo y Servicios Relacionados  Las  ventas  de  petróleo  crudo  y  de  productos  derivados  del  petróleo  y  servicios  relacionados por parte de PifCo aumentaron 21,1%  a U$S26.732 millones en 2007 en comparación con  U$S22.070 millones en  2006.  

 

•

99

un aumento en los préstamos a partes  relacionadas; y  

•

capitales  internacionales,  financiamiento  de  proveedores,  financiamiento  de  proyectos  y  financiamiento bancario. 

mayores  volúmenes  de  venta  a  Petrobras  durante  2006  en  comparación  con  2005.  Véase  “Compra  y  Venta  de  Petróleo  Crudo  y  Productos Derivados del Petróleo”.  

Al  planificar  las  necesidades financieras  de  Petrobras para 2009 y 2010, hemos considerado un  precio supuesto promedio del petróleo crudo Brent  de  U$S37  por  barril  para  2009  y  U$S40  por  barril  para 2010.  En base a estos precios, y considerando  otros  supuestos  en  relación  con  la  generación  de  fondos,  estimamos  que  la  Compañía  necesitará  U$S18.100  millones  de  nuevo  financiamiento  en  2009  y  U$S18.900  millones  en  2010  con  el  fin  de  cumplir  con  las  inversiones  previstas  en  el  Plan  de  Negocios 2009‐2013.   

Gastos Financieros  Los gastos financieros de PifCo consisten en  intereses  pagados  y  devengados  sobre  la  deuda  pendiente  de  PifCo  y  otros  cargos  asociados  a  la  emisión  de  deuda  de  PifCo.  Los  gastos  financieros  de  PifCo  aumentaron  48,7%  de  U$S1.458  millones  en  2006  a  U$S2.168  millones  en  2007,  debido  principalmente  a  un  aumento  de  los  préstamos  internos  otorgados  por  Petrobras  para  satisfacer  la  necesidades de financiación a corto plazo. 

En  2009,  proyectamos  satisfacer  las  necesidades  financieras  a  través  de  préstamos  del  BNDES,  bancos  brasileños,  bancos  comerciales  internacionales  y  otras  fuentes  tradicionales  de  financiamiento  tales  como  organismos  de  crédito  para  las  exportaciones  y  bancos  de  desarrollo  no  pertenecientes  al  gobierno  brasileño.    Al  20  de  mayo  de  2009,  la  Compañía  obtuvo  aproximadamente  U$S500  millones  (R$1.200  millones) de bancos brasileños y U$S4.000 millones  de  bancos  comerciales  internacionales  para  hacer  frente  a  las  necesidades  de  financiamiento  correspondientes a 2009.  

Liquidez y Recursos de Capital   Petrobras  Información General  La  Compañía  aplica  los  fondos  principalmente a inversiones y pago de dividendos y  de  deudas.    Históricamente,  hemos  cumplido  estos  compromisos  con  fondos  generados  internamente,  deudas  a  corto  plazo,  deudas  a  largo  plazo,  financiamiento de proyectos y contratos de venta y  arrendamiento  posterior.    Consideramos  que  estas  fuentes  de  fondos,  junto  con  la  gran  cantidad  de  fondos  e  inversiones  equivalentes  de  los  que  disponemos,  continuarán  permitiéndonos  cumplir  con  los  requerimientos  de  capital  actualmente  previstos.    En  2009,  nuestros  principales  requerimientos  de  fondos  incluyen  inversiones  previstas  por  U$S28.695  millones,  dividendos  declarados  por  U$S4.242  millones  y  el  pago  de  U$S3.562 millones en relación con la deuda a largo  plazo,  obligaciones  relacionadas  con  arrendamientos y financiamiento de proyectos.   

Proyectamos  cancelar  los  préstamos  de  bancos  comerciales  internacionales  mediante  la  emisión de bonos a largo plazo en los mercados de  capitales.  En  febrero  de  2009,  emitimos  bonos  a  largo plazo por  U$S1.500  millones  en  los mercados  de capitales, mediante los cuales se redujo el monto  total  del  financiamiento  bancario  requerido.  Todos  los  montos  obtenidos  en  2009  que  superen  los  U$S18.100 millones se utilizarán para   prefinanciar  nuestras  necesidades  de  financiamiento  correspondientes a 2010. 

Estrategia de Financiamiento  Proyectamos  financiar  una  porción  significativa  de  las  inversiones  por  U$S18.900  millones requeridas para 2010 mediante préstamos  del BNDES. Prevemos obtener montos adicionales a  partir de fuentes tradicionales de financiamiento de  la  Compañía,  así  como  también  lograr  ahorro  de  costos en algunos de nuestros proyectos de capital.  

Petrobras  cuenta  con  una  estrategia  de  financiamiento  con  el  fin  de  lograr  las  metas  establecidas  en  el  Plan  de  Negocios  presentado  el  23  de  enero  de  2009,  que  contempla  inversiones  por  U$S174.400  millones  en  el  período  2009‐2013.   Asimismo,  continuaremos  con  nuestra  política  de  ampliar  el  perfil  de  vencimientos  de  nuestras  deudas. Obtendremos capital de deuda a través de  contratos  de  financiación  a  mediano  y  largo  plazo,  incluyendo la emisión de bonos en los mercados de 

 

 En  el  último  trimestre  de  2008,  la  demanda y los precios del petróleo registraron una  disminución  considerable.    Si  los  precios  del 

100

Origen de Fondos  

petróleo crudo Brent disminuyen por debajo de los  precios de referencia que utilizamos para calcular el  flujo  de  efectivos  proyectado  en  nuestro  Plan  de  Negocios  2009‐2013,  es  posible  que  necesitemos  reducir  nuestras  inversiones  y    evaluar  fuentes  de  capital adicionales. 

Fondos   Al  31  de  diciembre  de  2008,  los  fondos  e  inversiones  equivalentes  totalizaron  U$S6.499  millones comparado con U$S6.987 millones al 31 de  diciembre de 2007.  La disminución de los fondos e  inversiones  equivalentes  correspondió  principalmente a mayores inversiones durante 2008  en comparación con 2007. 

Normativa Gubernamental  Petrobras  debe  presentar  el  presupuesto  anual  de  inversiones  ante  el  Ministerio  de  Planificación,  Presupuesto  y  Gestión  de  Brasil  y  el  Ministerio de Minas y Energía.  Luego de la revisión  por  parte  de  estos  organismos,  el  Congreso  brasileño  debe  aprobar  el  presupuesto.  Si  bien  el  nivel  total  de  nuestras  inversiones  anuales  está  regulado, el destino específico de los fondos queda  a  nuestra  discreción.    Desde  mediados  de  1991,  hemos  obtenido  una  parte  substancial  del  financiamiento  en  los  mercados  de  capitales  internacionales,  principalmente  a  través  de  la  emisión  de  papeles  de  comercio  y  obligaciones  a  corto,  mediano  y  largo  plazo,  y  hemos  logrado  obtener  cada  vez  más  fondos  a  largo  plazo  para  grandes  inversiones  tales  como  equipos  de  perforación y plataformas.  

Los  fondos  generados  por  las  operaciones  totalizaron U$S28.220 millones en 2008 comparado  con  U$S22.664  millones  en  2007.  Los  fondos  generados  por  las  operaciones  se  vieron  afectados  principalmente por ingresos operativos netos que se  incrementaron U$S30.522 millones durante 2008 en  comparación con 2007.  Los  fondos  aplicados  a  las  actividades  de  inversión  aumentaron  a  U$S29.466  millones  en  2008  comparado  con  U$S24.026  millones  en  2007.   Este  aumento  se  debió  principalmente  a  las  inversiones  que  totalizaron  U$S29.874  millones,  incluyendo  U$S14.293  millones  correspondientes  a  proyectos  de  exploración  y  producción  en  Brasil,  principalmente en la Cuenca Campos.  

El  Ministerio  de  Planificación,  Presupuesto  y Gestión de Brasil controla el monto total de deuda  a  mediano y    largo  plazo  en el  que  Petrobras  y  sus  subsidiarias brasileñas están autorizadas a incurrir a  través  del  proceso  de  aprobación  del  presupuesto  anual.  Antes de emitir títulos de deuda a mediano y  largo  plazo,  Petrobras  y  sus  subsidiarias  brasileñas  deben contar también con la aprobación del Tesoro  Nacional.    Los  endeudamientos  que  superan  el  monto  presupuestado  aprobado  correspondiente  a  un  ejercicio  también  requieren  la  aprobación  del  Senado brasileño.   

Los  fondos  generados  por  las  actividades  de  financiación  totalizaron  U$S2.778  millones  en  2008,  comparado  con  los  fondos  aplicados  a  las  actividades  de  financiación  por  U$S5.988  millones  en  2007.    Este  aumento  se  debió  principalmente  a  fondos obtenidos por PifCo a través de la emisión de  Obligaciones  Globales  y  por  financiamiento  de  proyectos, principalmente de los proyectos Gasene,  Codajás  y  Companhia  de  Desenvolvimento  e  Modernização  de  Plantas  Industriais  –  CDMPI.   Véase  Notas  12  y  14  a  nuestros  estados  contables  consolidados correspondientes al ejercicio finalizado  el 31 de diciembre de 2008. 

La totalidad de nuestra deuda denominada  en  moneda  extranjera,  así  como  la  deuda  denominada  en  moneda  extranjera  de  nuestras  subsidiarias  brasileñas  deben  ser  registradas  en  el  Banco Central.  Sin embargo, la emisión de títulos de  deuda  por  parte  de  nuestras  subsidiarias  internacionales  no  está  sujeta  a  esta  exigencia  de  registro  en  el  Banco  Central  ni  de  aprobación  por  parte del Tesoro Nacional.   

 

Nuestra  deuda  neta  se  incrementó  a  U$S20.852  millones  al  31  de  diciembre  de  2008  comparado  con  U$S14.908  millones  al  31  de  diciembre  de  2007,  principalmente    debido  a  mayores  inversiones,  dado  que  continuamos  ampliando nuestras actividades, que excedieron los  fondos  generados  internamente  por  la  Compañía.    El  déficit  se  financió  con  una  mayor  deuda  a  largo  plazo,  la  utilización  de  fondos  de  líneas  de  crédito  para  financiar  exportaciones  de  etanol,  fondos  obtenidos  por  PifCo  mediante  la  emisión  de 

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Obligaciones  Globales,  el  incremento  de  los  fondos  obtenidos a partir del financiamiento de proyectos,  así  como  también  mediante  una  reducción  de  los  fondos e inversiones equivalentes. 

Deuda a Largo Plazo  Nuestra  deuda  a  largo  plazo  consiste  principalmente  en  la  emisión  de  títulos  en  los  mercados  de  capitales  internacionales,  debentures  en  los  mercados  de  capitales  de  Brasil,  montos  pendientes  de  pago  por  líneas  de  crédito  garantizadas  por  organismos  de  crédito  y  organismos  multilaterales  para  exportaciones,  y  préstamos  otorgados  por  el  Banco  Nacional  de  Desarrollo  de  Brasil  (BNDES)  y  otras  entidades  financieras.    El  total  de  la  deuda  a  largo  plazo  pendiente,  más  la  porción  corriente  de  nuestra  deuda  a  largo plazo, totalizó U$S17.562  millones  al  31  de  diciembre  de  2008  en  comparación  con  U$S13.421 millones al 31 de diciembre de 2007. 

Deuda a Corto Plazo  Nuestra  deuda  a  corto  plazo  se  utiliza  principalmente  para  financiar  nuestras  importaciones  de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  y  proviene  principalmente  de  bancos  internacionales.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  nuestra  deuda  a  corto  plazo  (excluida  la  porción  corriente  de  las  obligaciones  a  largo  plazo)  totalizó  U$S2.399  millones  en  comparación  con  U$S1.458  millones al 31 de diciembre de 2007.   

A continuación se indican las emisiones internacionales de deuda al 31 de diciembre de 2008:  Obligaciones  Negociables    Obligaciones de PEPSA al 9,00% con vencimiento en 2009................................................................................   Obligaciones de PEPSA al 8,13% con vencimiento en 2010 ...............................................................................   Obligaciones de PEPSA al 3,55% con vencimiento en 2011 ...............................................................................   Obligaciones de PEPSA al 9,750% con vencimiento en 2011..............................................................................   Obligaciones de PEPSA al 9,38% con vencimiento en 2013 ...............................................................................   Certificados Fiduciarios Senior de PifCo al 3,748% con vencimiento en 2013(1)................................................   Obligaciones Globales de PifCo al 9,125% con vencimiento en 2013  ................................................................   Obligaciones Globales de PifCo al 7,75% con vencimiento en 2014...................................................................   Certificados Fiduciarios Senior de PifCo al 6,436% con vencimiento en 2015(1)................................................   Bonos en Yenes de PifCo al 2,15% con vencimiento en 2016 ............................................................................   Obligaciones Globales de PifCo al 6,125% con vencimiento en 2016  ................................................................   Obligaciones de PEPSA al 6,66% con vencimiento en 2017(2) ...........................................................................   Obligaciones Globales de PifCo al 8,375% con vencimiento en 2018.................................................................     Obligaciones Globales de PifCo al 5,875% con vencimiento en 2018.................................................................  

Monto de capital  (millones de U$S)  181  349  87  600  200  200  750  600  550   386  899   300  750  1.750 

  A menos que se indique lo contrario, la deuda es emitida por PifCo, con respaldo de Petrobras a través de un acuerdo de compra standby.  (1)  Emitidos en relación con el programa de pago anticipado de exportaciones.  Salvo indicación en contrario,                   la  deuda es emitida por PifCo con respaldo de Petrobras a través de un acuerdo de compra standby.  (2)        Emitidas por PESA, con respaldo de Petrobras a través de un acuerdo de compra standby.   

 Financiamiento de Proyectos 

estándar  somos  responsables  de  llevar  a  cabo  el  desarrollo  de  yacimientos  de  petróleo  y  gas,  operarlos, pagar los gastos operativos relativos a los  proyectos y asignar una porción del producido neto  generado  por  los  yacimientos  para  consolidar  la  deuda  de  las  sociedades  con  fines  específicos  y  financiar  los  pagos  de  retorno  del  capital.    Al  finalizar  cada  proyecto  de  financiamiento,  tenemos  la  opción  de  comprar  los  activos  del  proyecto  a  la  sociedad  con  fines  específicos  o,  en  algunos  casos,  adquirir el control de la misma.  

Desde  1997,  hemos  utilizado  el  financiamiento  de  proyectos  para  proveer  capital  a  nuestros  grandes  proyectos  de  exploración  y  producción y otros proyectos relacionados, incluidos  algunos sistemas de procesamiento y transporte de  gas  natural.    La  totalidad  de  estos  proyectos  y  las  obligaciones  de  deuda  relacionadas  de  sociedades  con  fines  específicos  constituidas  para  estos  financiamientos se incluyen en el balance general y  se  exponen  en  el  rubro  “Financiamiento  de  Proyectos”.  En  virtud  de  acuerdos  contractuales 

 

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El  financiamiento  de  proyectos  pendiente  más  la  porción  corriente  del  financiamiento  de  proyectos  totalizaron  U$S6.795  millones  al  31  de  diciembre  de  2008,  comparado  con  U$S6.278  millones al 31 de diciembre de 2007.  Este aumento  en  el  financiamiento  de  proyectos  pendiente 

correspondió  básicamente  a  una  mayor  deuda  relacionada  con  los  proyectos  Gasene,  Codajás  y  CDMPI.    Véase  la  Nota  14  a  nuestros  estados  contables  consolidados  correspondientes  al  ejercicio finalizado el  31 de diciembre de 2008.   

Al 31 de diciembre de 2008, la porción a largo plazo de los financiamientos de proyectos vence en los  siguientes años:        2010.................................................................................................................................................. 2011.................................................................................................................................................. 2012.................................................................................................................................................. 2013.................................................................................................................................................. 2014.................................................................................................................................................. 2015 y de allí en adelante.................................................................................................................  

  PifCo 

actividades  operativas  de  PifCo  totalizaron  U$S9.149  millones  en  2008  comparado  con  U$S5.210  millones  en  2007,  básicamente  como  resultado  del  incremento  de  las  cuentas  a cobrar  a  partes  relacionadas.  Este  aumento  correspondió  a  un  incremento  en  las  ventas  de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  y  servicios,  principalmente  atribuible  a  un  incremento  en  el  precio  promedio  del  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  en  el  mercado internacional.  

  Información General    PifCo  financia  sus  actividades  de  comercialización  de  petróleo  principalmente  por  medio  de  bancos  comerciales,  incluidas  líneas  de  crédito,  así  como  también  a  través  de  préstamos  internos  otorgados  por  Petrobras  y  la  emisión  de  obligaciones  en  los  mercados  de  capitales  internacionales. En calidad de empresa offshore, no  constituida  en  Brasil,  PifCo  no  está  legalmente  obligada  a  obtener  la  aprobación  previa  por  parte  del  Tesoro  Nacional  de  Brasil  antes  de  incurrir  en  deuda  ni  a  registrarla  en  el  Banco  Central.  Sin  embargo, como parte de nuestra política, la emisión  de  cualquier  tipo  de  título  de  deuda  se  realiza  en  base  a  la  recomendación  de  nuestro  Director  Financiero,  el  Comité  Ejecutivo  o  el  Consejo  de  Administración  de  Petrobras,  dependiendo  del  monto  de  capital  total  y  del  tipo  de  títulos  a  ser  emitidos.  

Los fondos provenientes de las actividades  de inversión de PifCo totalizaron U$S26 millones en  2008  en  comparación  con  U$S5.945  millones  en  2007,  principalmente  como  resultado  de  una  disminución  en  la  cantidad  de    créditos  a  partes  relacionadas  y  de  las  inversiones  en  títulos  negociables  que  componen  la  cartera  de  un  fondo  que incluye inversiones en títulos de sociedades con  fines específicos de Petrobras.  Los fondos provenientes de las actividades  de  financiación  de  PifCo  totalizaron  U$S8.736  millones  en  2008  comparado  con  U$S11.319  millones  en  2007,  principalmente  como  consecuencia  de  una  disminución  en  los  fondos  provenientes de préstamos a corto plazo otorgados  por  Petrobras  y  en  los  fondos  provenientes  de  la  emisión de deuda a largo plazo. 

Origen de Fondos  Fondos de PifCo  Al  31  de  diciembre  de  2008,  los  fondos  e  inversiones  equivalentes  de  PifCo  totalizaron  U$S288 millones comparado con U$S675 millones al  31 de diciembre de 2007.  Los fondos aplicados a las 

 

Monto Exigible  (en millones de  U$S)    529  878  335  335  384  2.554  5.015 

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Cuentas a Cobrar de PifCo 

•

U$S631 millones en líneas de crédito a  largo  plazo  con  vencimiento  entre  2009  y  2017,  en  comparación  con  U$S646 millones al 31 de diciembre de  2007.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  PifCo  había  utilizado  todos  los  fondos  disponibles  en  virtud  de  las  líneas  de  crédito  para  financiar  importaciones  y  exportaciones  de  crudo  y  productos  derivados del petróleo; y  

•

U$S358 millones en virtud del contrato  de  préstamo  con  Malha  Gas  Investment Co. Ltd. (M‐GIC), que actúa  en  carácter  de  Agente  de  Crédito  del  JBIC  (Banco  para  Cooperación  Internacional  de  Japón).    Este  préstamo  devenga  intereses  a  la  tasa  Libor  más  0,8%  anual,  pagaderos  semestralmente.  El  monto  de  capital  se cancelará en forma semestral desde  el 15 de diciembre de 2009 hasta el 15  de diciembre de 2014.  

Las  cuentas  a  cobrar  a  partes  relacionadas  aumentaron  62,3%  a  U$S24.155  millones  al  31  de  diciembre  de  2008  de  U$S14.886  millones  al  31  de  diciembre  de  2007,  principalmente  como  resultado  de un aumento en el volumen de ventas de crudo y  productos  derivados  del  petróleo  como  consecuencia  básicamente  de  un  incremento  en  el  precio  promedio  del  crudo  y  productos  derivados  del petróleo en el mercado internacional.   Deudas a Corto Plazo de PifCo  Las  deudas  a  corto  plazo  de  PifCo  están  denominadas  en  dólares  estadounidenses  y  consisten  en  líneas  de  crédito  a  corto  plazo,  préstamos  de  entidades  financieras  y  la  porción  corriente  de  las  líneas  de  crédito  a  largo  plazo  y  préstamos  de  entidades  financieras.    Al  31  de  diciembre de 2008, la deuda a corto plazo de PifCo  totalizaba  U$S143  millones,  que  incluía  la  porción  corriente  de  líneas  de  crédito  a  largo  plazo  y  préstamos  de  entidades  financieras,  en  comparación con U$S311 millones de deuda a corto  plazo al 31 de diciembre de 2007.  La tasa de interés  anual promedio ponderada de estas deudas a corto  plazo era del 3,59% al 31 de diciembre de 2008, en  comparación con 5,59% al 31 de diciembre de 2007.   Al  31  de  diciembre  de  2008,  PifCo  no  registraba  líneas  de  crédito  a  corto  plazo  o  préstamos  de  entidades financieras pendientes.   

El  11  de  enero  de  2008,  PifCo  reabrió  la  serie de sus Obligaciones Globales en circulación por  U$S1.000  millones  a  la  tasa  del  5,875%  con  vencimiento el 1º de marzo de 2018, emitiendo un  monto  adicional  de  U$S750  millones  en  Obligaciones  Globales.    Las  Obligaciones  Globales  son  fungibles  con  las  Obligaciones  Globales  originales  a  la  tasa  del  5,875%  emitidas  el  1º  de  noviembre de 2007, y devengan intereses anuales a  la  tasa  del  5,875%,  pagaderos  semestralmente.    El  monto  total  de  U$S1.750  millones  en  Obligaciones  Globales a una tasa del 5,875% con vencimiento en  2018  se  incluye  en  “Obligaciones  Globales”  en  el  cuadro  que  se  presenta  a  continuación  “Deuda  Corriente y a Largo Plazo” . 

La  porción  corriente  de  los  documentos  a  pagar  de  PifCo  a  partes  relacionadas  está  compuesta  por  documentos  a  pagar  a  Petrobras  y  aumentó  5,7%  a  U$S25.353  millones  al  31  de  diciembre  de  2008  de  U$S23.978  millones  al  31  de  diciembre  de  2007,  principalmente  como  resultado  de las necesidades de financiamiento de corto plazo  de  PifCo.    Este  incremento  fue  compensado  parcialmente  debido  a  que  Brasoil  asumió  las  obligaciones  de  PifCo  a  pagar  a  Petrobras  por  el  monto  de  U$S8.231  millones,  como  consecuencia  de  la  transferencia  a  Brasoil  de  las  obligaciones  a  cobrar de PifCo por el mismo monto. 

El  31  de  marzo  de  2008,  PifCo  canceló  U$S127  millones  de  capital  de  las  Obligaciones  Globales Step‐Up que vencían el 1º de abril de 2008.  El  8  de  mayo  de  2008,  PifCo  canceló  U$S224  millones  de  capital  de  las  Obligaciones  Senior que vencían el 9 de mayo de 2008. 

Deudas a Largo Plazo de PifCo  Al 31 de diciembre de 2008, PifCo también  tenía pendiente:  

Al 31 de diciembre de 2008, los préstamos  a  largo  plazo  pendientes  de  PifCo  en  entidades  financieras eran los siguientes: 

 

•

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U$S235  millones  en  Obligaciones  Senior con vencimiento en 2011, y que 

devengan  intereses  a  una  tasa  del  9,75%;  •

U$S332 millones (porción corriente de  U$S67  millones)  en  relación  con  el  programa  de  pago  anticipado  de  exportaciones  de  Petrobras,  U$S550  millones  en  Certificados  Fiduciarios  Senior  a  una  tasa  del  6,436%  con  vencimiento  en  2015,  y  U$S200  millones  en  Certificados  Fiduciarios  Senior  a  una  tasa  del  3,748%  con  vencimiento en 2013; 

•

U$S3.941  millones  en  Obligaciones  Globales,  que  consisten  en  U$S374  millones  en  Obligaciones  Globales  con  vencimiento  en  julio  de  2013  que  devengan  intereses  a  una  tasa  anual  del  9,125%;  U$S577  millones  en  Obligaciones Globales con vencimiento  en  diciembre  de  2018  que  devengan  intereses a una tasa anual del 8,375%;  U$S398  millones  en  Obligaciones  Globales con vencimiento en 2014 que  devengan  intereses  a  una  tasa  anual  del  7,75%;  U$S899  millones  en  Obligaciones Globales con vencimiento  en  octubre  de  2016  que  devengan  intereses a una tasa anual del 6,125%;  y  U$S1.750  millones  en  Obligaciones  Globales con vencimiento en marzo de  2018  que  devengan  intereses  a  una  tasa  anual  del  5,875%.    Las  obligaciones  devengan  intereses  pagaderos  semestralmente  y  el  producido de las mismas se utilizó para  fines  corporativos  generales,  incluyendo  la  financiación  de  la  importación  de  productos  derivados  del  petróleo  y  el  pago  de  deuda  relacionada  con  la  actividad  comercial  y préstamos internos; y 

•

consistió en una colocación privada en  el  mercado  japonés,  con  garantía  parcial  del  Banco  para  Cooperación  Internacional  de  Japón  (JBIC)  y  el  propósito  principal  era  penetrar  en  el  mercado japonés, acceder a una nueva  base  de  inversores  y  lograr  un  costo  competitivo.    Los  bonos  devengan  intereses  a  una  tasa  anual  del  2,15%,  pagaderos  semestralmente.  En  la  misma fecha, PifCo celebró un acuerdo  de swap con Citibank en virtud del cual  canjeó  el  monto  total  de  esta  deuda  por  deuda  denominada  en  dólares  estadounidenses.  La  posición  de  PifCo  en  cartas  de  crédito  irrevocables  al  31  de  diciembre  de  2008  era  de  U$S628  millones  en  comparación  con  U$S730  millones  al  31  de  diciembre  de  2007,  a  modo  de  respaldo  de  las  importaciones  de  petróleo  y  derivados  del  petróleo  y  servicios  relacionados.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  PifCo  tenía  disponible  líneas de crédito stand‐by por un monto de U$S546  millones,  sin  requisitos  específicos  de  aplicación.  PifCo  no  ha  utilizado  los  fondos  de  estas  líneas  de  crédito y hasta la fecha no tiene una fecha prevista  para utilizar los mismos.    En junio de 2008, PifCo emitió una garantía  a  International  Finance  Corporation  –  IFC  por  el  monto  de  U$S40  millones  para  garantizar  un  contrato  de  préstamo  celebrado  por  la  afiliada  Quattor  Petroquímica  en  relación  con  la  consolidación de activos petroquímicos por parte de  Petrobras  en  la  región  sudeste  de  Brasil.    En  consecuencia,  Quattor  Petroquímica  asumió  la  obligación  de  pagar  intereses  anuales,  en  reales,  a  una  tasa  anual  del  1%  sobre  el  monto  garantizado  por PifCo hasta el vencimiento del crédito en 2017,  o  hasta  que  se  cumplan  determinadas  condiciones  contractuales,  cualquiera  sea  lo  que  ocurriera  en  primer  lugar.    Si  PifCo  debiera  realizar  pagos  en  virtud  de  la  garantía,  PifCo  tendrá  derecho  a  recuperar dichos pagos de Quattor Petroquímica.   

U$S386 millones (¥35.000 millones) en  Bonos  en  yenes  emitidos  en  septiembre de 2006 y con vencimiento  en  septiembre  de  2016.    La  emisión 

     

 

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El siguiente cuadro indica el origen de la deuda corriente y a largo plazo de PifCo, al 31 de diciembre de  2008 y al 31 de diciembre de 2007:         Entidades Financieras...................................................   Obligaciones Senior......................................................   Obligaciones Globales Step‐up .....................................   Venta de derechos sobre cuentas a cobrar  futuras .....   Activos relacionados con pagos anticipados de  exportaciones a ser compensados con ventas de  derechos sobre cuentas a cobrar futuras...................   Obligaciones Globales ..................................................   Bonos en yenes ............................................................   Deuda Total ..................................................................  

31 de diciembre de 2008  31 de diciembre de 2007  Corriente  Largo plazo  Corriente  Largo plazo  (en millones de U$S)  143  989  311  1.040  11  235  239  235  —  —  131  —  70  482  69  549 

—  76  2  302 

(150)  3.941  386  5.883 

—  37  2  789 

(150)  3.200  313  5.187 

  exclusivo cuya cartera estaba compuesta por títulos  de  deuda  de  algunas  de  las  empresas  de  nuestro  grupo  por  la  suma  de  U$S749  millones  y  U$S856  millones,  respectivamente.    Una  vez  que  el  fondo  compra  los  títulos,  los  montos  relacionados  junto  con  los  intereses  devengados  se  eliminan  de  la  exposición  de  los  títulos  negociables  y  el  financiamiento  de  proyectos.    Véase  la  Nota  14  a  nuestros  estados  contables  consolidados  auditados  correspondientes  al  ejercicio  finalizado  el  31  de  diciembre de 2008. 

 Deuda  a  Largo  Plazo  incurrida  con  posterioridad al  31 de diciembre de 2008  El  11  de  febrero  de  2009,  PifCo  emitió  Obligaciones  Globales  por  un  total  de  U$S1.500  millones  en  el  mercado  de  capitales  internacional  con  vencimiento  el  15  de  marzo  de  2019.  Las  Obligaciones    Globales  devengan  intereses  a  una  tasa anual del 7,875% pagaderos semestralmente a  partir  del  15  de  septiembre  de  2009.  Los  fondos  obtenidos  se  utilizarán  para  fines  corporativos  generales  incluyendo  la  financiación  del  Plan  de  Negocios 2009‐2013.  El costo estimado de la oferta  fue  de  U$S6  millones,  con  un  descuento  de  U$S26  millones  y  una  tasa  de  interés  anual  efectiva  del  8,187%.  Las  Obligaciones  Globales  constituyen  obligaciones  senior  generales  no  garantizadas  y  no  subordinadas  de  PifCo  y  están  garantizadas  por  Petrobras en forma incondicional e irrevocable.  

Convenios No Incluidos en el Balance  Como  se  ha  indicado  anteriormente,  los  financiamientos  de  proyectos  se  registran  en  el  balance  general.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  ni  Petrobras  ni  PifCo  tenían  convenios  fuera  del  balance  que  tuvieran  o  pudieran  tener,  en  forma  razonable,  un  efecto  significativo  sobre  la  situación  financiera,  los  ingresos  o  gastos,  los  resultados  de  las  operaciones,  la  liquidez,  las  inversiones  o  los  recursos de capital de Petrobras. 

Entre  el  24  de  marzo  de  2009  y  el  20  de  mayo  de  2009,  PifCo  tomó  fondos  por  un  total  de  U$S4.000 millones en virtud de líneas de crédito con  Banco  Santander,  S.A.,  Citibank  N.A.,  HSBC  Bank  USA,  N.A.,  y  JPMorgan  Chase  Bank,  N.A.    Los  préstamos vencerán en 2011 y devengan intereses a  una tasa inicial de Libor más spreads que reflejan las  tasas  vigentes  al  momento  en  que  se  contrae  la  deuda.    PifCo  utilizará  los  fondos  para  comprar  petróleo  en  el  mercado  internacional  para  su  posterior  venta  a  Petrobras  y  para  comprar  las   exportaciones de petróleo de Petrobras. 

Aplicación de los Fondos  Inversiones  En 2008 invertimos un total de  U$S29.874  millones,  que  representa  un  aumento  de  42,4%  comparado  con  U$S20.978  millones  en  2007.  Nuestras  inversiones  en  2008  se  destinaron  principalmente  a  incrementar  la  capacidad  de  producción  en  la  Cuenca  Campos,  a  la  modernización  de  nuestras  refinerías  y  a  la  ampliación  de  nuestro  sistema  de  transporte  y  distribución por conductos.  Del total de inversiones  realizadas  en  2008,  invertimos  U$S14.293  millones 

Títulos Extinguidos  Al  31  de  diciembre  de  2008  y  al  31  de  diciembre  de  2007,  la  Compañía  había  invertido  montos  en  el  exterior  en  un  fondo  de  inversión 

 

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en proyectos de exploración y desarrollo (47,8% en  financian a través de financiamiento de proyectos.  la Cuenca Campos), que incluyen inversiones que se    El siguiente cuadro presenta nuestra inversión consolidada (incluyendo el financiamiento de proyectos y  la inversión en centrales termoeléctricas a gas) correspondiente a cada uno de los segmentos de negocio en 2008,  2007 y 2006:        Exploración y Producción ................................................................................   Suministro .......................................................................................................   Distribución .....................................................................................................   Gas y Energía...................................................................................................   Internacional  …………………………………………………………….  Exploración y Producción............................................................................   Suministro...................................................................................................   Distribución.................................................................................................   Gas y Energía ..............................................................................................   Corporativo .....................................................................................................   Total ................................................................................................................  

El  23  de  enero  de  2009  anunciamos  nuestro Plan de Negocios 2009‐2013 que contempla  una  inversión  total  presupuestada  de  U$S174.400  millones  en  el  período  2009‐2013,  de  los  cuales  aproximadamente  U$S158.200  millones  se  destinarán  a  nuestras  actividades  en  Brasil  y  U$S16.200  millones  a  nuestras  actividades  en  el  exterior.  Estimamos que la mayor parte de nuestra  inversión  correspondiente  al  período  2009‐2013,  aproximadamente  U$S104.600  millones,  se  destinará  a  exploración  y  producción,  de  los  cuales  U$S91.900  millones  se  invertirán  en  actividades  de  la  Compañía  en  Brasil  (de  los  cuales  U$S28.000  millones  se  destinarán  a  secciones  anteriores  al  estrato de sal).   Nuestro  Plan  de  Negocios  2009‐2013  contempla  mayores  inversiones  en  las  operaciones  de  petróleo  y  gas  en  Brasil.    Estimamos  que  de  los  U$S158.200  millones  de  inversiones  en  Brasil  hasta  2013,  por  lo  menos  U$S100.700  millones  (64%)  se  utilizarán  para  pagar  equipos  y  servicios  suministrados por contratistas, proveedores y otros  prestadores de servicios brasileños. 

 

Segmento  de  Exploración  Producción: U$S13.000 millones;  

•

Segmento  de  Suministro:  U$S7.900  millones; 

•

Segmento  de  Distribución:  U$S300  millones;  

•

Segmento  de  Gas  y  Energía:  U$S3.200  millones;  

•

Segmento  Internacional:  U$S3.000  millones;  

•

Segmento  millones; y 

•

Nuestra  subsidiaria  Petrobras  Biocombustível: U$S400 millones. 

Corporativo: 

U$S800 

Proyectamos financiar nuestras inversiones  presupuestadas  principalmente  mediante  fondos  generados  internamente,  emisiones  en  los  mercados  de  capitales  internacionales,  préstamos  para  financiar  proyectos,  préstamos  bancarios  y  otras  fuentes  de  capital.    Como  resultado  de  las  condiciones  del  mercado  y  del  costo  y  la  disponibilidad de los fondos necesarios, la inversión  real  podría  diferir  considerablemente  de  las  cifras  antes presentadas. 

Nuestro  presupuesto  de  inversiones  para  2009, incluido el financiamiento de proyectos, es de  U$S28.600 millones, distribuido del siguiente modo:   •

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de  2008  2007  2006  (en millones de U$S)  14.293  9.448  7.329  7.234  4.488  1.936  309  327  351  4.256  3.223  1.664        2.734  2.555  2.304  102  247  202  20  37  77  52  25  54  628  726  874  29.874  20.978  14.643 

y 

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Dividendos 

Los  dividendos  e  intereses  sobre  el  capital  se  pagarán  en  las  fechas  establecidas  en  la  Asamblea  General  Ordinaria  de  Accionistas.  Estos  montos  se  ajustarán  de  acuerdo  con  la  tasa  de  interés  SELIC  desde  el  31  de  diciembre  de  2008  hasta  la  fecha  de  pago  inicial.    El  primer  pago  se  programó  para  el  24  de  abril  de  2009,  pero  no  se  realizó hasta el 29 de abril de 2009 debido a que un  tribunal  de  Rio  de  Janeiro  dictó  una  medida  de  carácter  compulsivo,  restrictivo  o  prohibitivo  (injunction) que fue rápidamente anulada.   

En  la  Asamblea  General  Ordinaria  de  Accionistas  celebrada  el  8  de  abril  de  2009  se  aprobó una distribución de dividendos por el monto  de  U$S4.242  millones.  Esta  propuesta  cumple  con  nuestros  estatutos  en  relación  con  los  derechos  garantizados  de  las  acciones  preferidas  e  incluye  intereses  sobre  el  capital  ya  aprobados  por  el  Consejo de Administración.    Obligaciones Contractuales   Petrobras 

El siguiente cuadro presenta un resumen de nuestras obligaciones contractuales al 31 de diciembre de  2008:    Total 

    Obligaciones Contractuales  Rubros del Balance:  Obligaciones  de deuda a largo plazo ..........................................   Obligaciones por fondo de pensión (1) .......................................   Obligaciones por financiamiento de proyectos ...........................   Obligaciones por arrendamiento de capital (financiación) .........   Total Rubros del Balance ........................................................   Otras Obligaciones Contractuales a Largo Plazo  Acuerdos de transporte en firme de Gas Natural........................   Obligaciones de servicios contratados ........................................   Contratos de suministro de gas natural ......................................   Obligaciones de arrendamiento operativo..................................   Obligaciones de compra ..............................................................   Obligaciones de compra internacional ........................................   Total Otras Obligaciones a Largo Plazo ...................................   Total ...................................................................................  

    17.562  16.168  6.795  595  41.120    5.108  44.843  11.687  23.166  5.154  10.933  100.891  142.011 

Pagos con vencimiento, por período  ≥ 1 año  1‐3 años  3‐5 años   (en millones de U$S)              1.531  6.392  3.363  923  2.124  2.555  1.780  1.407  670  251  302  30  4.485  10.225  6.618        457  921  931  17.273  16.166  5.621  1.112  1.938  2.178  4.271  7.975  6.254  1.446  1.284  595  1.543  6.229  1.449  26.102  34.513  17.028  30.587  44.738  23.646 

≥ 5 años      6.276  10.566  2.938  12  19.792    2.799  5.783  6.459  4.666  1.829  1.712  23.248  43.040 

  (1) 

Las obligaciones del plan de pensión están garantizadas por activos por un monto de U$S14.115 millones.  Estos activos se presentan  como  una  reducción  del  pasivo  actuarial  neto.  Véase  la  Nota  16(f)  a  nuestros  estados  contables  consolidados  auditados  correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008. 

PifCo  El siguiente cuadro presenta un resumen de las obligaciones contractuales de PifCo al 31 de diciembre  de 2008, y el período en el cual vencen dichas obligaciones:        Obligaciones Contractuales  Deuda a largo plazo....................................................................... Obligaciones de compra —Largo plazo ......................................... Obligaciones de arrendamiento operativo.................................... Total ..............................................................................................

 

Total    6.081  2.448  11  8.540 

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Pagos con vencimiento, por período  ≥ 1 año  1‐3 años  3‐5 años  (en millones de U$S)        198  866  1.253  1.246  912  145  1  3  4  1.445  1.781  1.402 

≥ 5 años    3.764  145  3  3.912 

posibles.    Las  reservas  probables  son  aquellas  con  mayor  probabilidad  de  ser  recuperadas  y  las  reservas  posibles  son  aquellas  con  menor  probabilidad de ser recuperadas. 

Políticas Contables y Estimaciones Relevantes   El  siguiente  análisis  describe  las  áreas  que  requieren  mayor  evaluación  o  implican  un  mayor  grado  de  complejidad  en  la  aplicación  de  las  políticas contables que afectan actualmente nuestra  situación  financiera  y  los  resultados  de  nuestras  operaciones.    Las  estimaciones  contables  que  se  realizan en este contexto requieren la consideración  de  supuestos  sobre  cuestiones  altamente  inciertas.  De  cualquier  forma,  si  se  hubieran  efectuado  otras  estimaciones  o  si  ocurren  cambios  en  las  estimaciones  entre  un  período  y  otro,  nuestra  situación  financiera  y  los  resultados  de  nuestras  operaciones  podrían  verse  significativamente  afectados. 

La  estimación  de  las  reservas  probadas  es  un  proceso  continuo  que  tiene  en  cuenta  datos  geológicos  y  de  ingeniería  tales  como  el  perfil  de  producción  de  los  pozos,  datos  de  presión,  información  de  testigos  coronas.    Las  reservas  probadas  también  pueden  dividirse  en  dos  categorías:  desarrolladas  y  no  desarrolladas.    Las  reservas  probadas  desarrolladas  son  las  que  se  estima  recuperar  de  los  pozos  existentes,  incluidas  las  reservas  en  los  conductos,  o  cuando  los  costos  necesarios para que los pozos comiencen a producir  son relativamente bajos. Para las reservas probadas  no  desarrolladas  son  necesarias  inversiones  significativas,  incluida  la  perforación  de  pozos  y  la  construcción  de  instalaciones  de  producción  y  de  transporte. 

Este  análisis  incluye  sólo  las  estimaciones  que  se  consideran  más  importantes  teniendo  en  cuenta el grado de incertidumbre y la posibilidad de  un  impacto  significativo  en  el  caso  de  utilizar  estimaciones  diferentes.    Existen  muchas  otras  áreas  en  las  que  se  utilizan  estimaciones  sobre  cuestiones inciertas, pero el efecto razonablemente  probable de una modificación en las estimaciones o  de  estimaciones  diferentes  no  es  significativo  en  la  presentación  de  los  estados  contables  de  la  Compañía. 

Utilizamos  el  método  contable  del  “esfuerzo  exitoso”  en  relación  con  nuestras  actividades de exploración y producción. Según este  método,  los  costos  se  acumulan  sobre  la  base  de  yacimiento  por  yacimiento  y  determinados  gastos  de  exploración  y  de  pozos  exploratorios  secos  se  imputan  a  pérdidas  del  ejercicio  en  el  que  se  incurrieron.  Los pozos exploratorios a través de los  cuales  se  encuentra  petróleo  y  gas  en  un  área  que  requiere mayores inversiones antes de comenzar la  producción  se  evalúan  anualmente  para  garantizar  que  se  han  encontrado  reservas  en  cantidades  comerciales  o  que  existen  trabajos  exploratorios  adicionales  en  curso  o  planeados  para  ser  ejecutados  en  un  plazo  razonable  respecto  al  ciclo  de desarrollo de Petrobras y teniendo en cuenta los  plazos  establecidos  por  la  ANP.    Los  costos  de  los  pozos exploratorios que no cumplen con alguno de  esos  criterios  son  contabilizados  como  gastos.    Los  costos de los pozos productivos y de los pozos secos  de desarrollo se activan y amortizan por el método  de unidad de producción, debido a que este método  contabiliza de forma más puntual el éxito o fracaso  de  nuestras  actividades  de  exploración  y  producción. 

 Reservas de Petróleo y Gas  Las  evaluaciones  de  las  reservas  de  petróleo  y  gas  constituyen  un  factor  importante  para  la  efectiva  administración  de  los  activos  upstream.    Resultan  útiles  para  la  toma  de  decisiones  acerca  de  inversiones  relativas  a  activos  petroleros y  de  gas.   Las  cantidades  de  reservas  de  petróleo  y  gas  también  se  utilizan  como  base  para  calcular  la  tasa  de  depreciación  en  función  de  las  unidades  de  producción  y  para  evaluar  la  disminución  del  valor.    Las  reservas  de  petróleo  y  gas se dividen en reservas probadas y no probadas.   Las  reservas  probadas  reflejan  las  cantidades  estimadas de petróleo crudo, gas natural y líquidos  de  gas  natural  que,  según  datos  geológicos  y  de  ingeniería,  se  prevé  con  razonable  certeza  serán  recuperables de reservorios en ejercicios futuros en  las condiciones económicas y operativas existentes,  es decir, a los precios y costos existentes a la fecha  de  la  estimación.  Las  reservas  no  probadas  son  aquellas  con  menor  certeza  razonable  de  recuperabilidad  y  se  clasifican  en  probables  o 

 

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Impacto de las Reservas de Petróleo y Gas en la  Depreciación y el Agotamiento  

Como  parte  de  nuestro  programa  de  administración,  realizamos  análisis  de  valuación  de  activos en forma constante. Estos análisis controlan  el  rendimiento  de  los  activos  en  relación  con  los  objetivos  corporativos.    También  sirven  para  analizar  si  el  valor  contable  de  cualquiera  de  nuestros  activos  puede  o  no  ser  recuperable.      Al  realizar  estos  análisis  es  necesario,  además  de  calcular  el  volumen  de  las  reservas  de  gas  y  petróleo,  calcular  el  precio  futuro  del  gas  y  el  petróleo. 

  El  cálculo  de  la  depreciación  y  el  agotamiento  por  unidad  de  producción  es  un  dato  contable fundamental que mide la depreciación y el  agotamiento de los activos upstream. Es la relación  entre  (i)  los  volúmenes  reales  producidos  y  (ii)  las  reservas  probadas  totales  desarrolladas  (aquellas  reservas  probadas  recuperables  a  través  de  pozos  existentes  con  equipos  y  métodos  disponibles)  aplicada  a  (iii)  el  costo  de  los  activos.  Las  reservas  probadas  no  desarrolladas  se  incluyen  en  la  amortización  de  los  costos  de  adquisición  de  arrendamientos.  Los  volúmenes  producidos  y  el  costo  de  los  activos  son  conocidos  y  si  bien  las  reservas  probadas  desarrolladas  tienen  una  alta  probabilidad de recuperación, se calculan utilizando  parámetros relativamente variables.  La variabilidad  de los parámetros puede arrojar revisiones positivas  o  negativas  de  las  reservas  probadas  en  los  yacimientos  existentes,  a  medida  que  se  adquiere  más  información  a  través  de  investigación  y  producción.  Como  resultado  de  estas  revisiones,  nuestras reservas probadas registraron un aumento  de 162,7 mmboe en 2008, 762,9 mmboe en 2007 y  425,5 mmboe en 2006. 

En general, no consideramos que una baja  temporaria  del  precio  del  petróleo  constituya  un  factor  detonante  para  la  realización  de  análisis  de  pérdida de valor. Los mercados de petróleo crudo y  gas natural se caracterizan por sus antecedentes de  alta  volatilidad  en  los  precios.    Aunque  a  veces  los  precios  puedan  caer  estrepitosamente,  los  precios  de la industria en el largo plazo continuarán siendo  determinados  por  la  oferta  y  la  demanda.  Por  consiguiente,  todos  los  análisis  de  pérdida  de  valor  que  se  realizan  consideran  los  supuestos  sobre  los  precios a largo plazo para los mercados del crudo y  del  gas  natural.    Se  trata  de  los  mismos  supuestos  de  precios  que  se  utilizan  en  nuestros  procesos  de  planificación  y  presupuesto,  y  en  la  toma  de  decisiones  sobre  inversiones,  y  se  consideran  cálculos  razonables  y  conservadores  teniendo  en  cuenta  los  indicadores  de  mercado  y  los  antecedentes.    Si  el  precio  del  petróleo  y  del  gas  cayera  significativamente  en  el  futuro,  podría  producirse una desvalorización de los activos si esa  baja fuera considerada como una tendencia a largo  plazo.  Además, los cambios significativos estimados  en  la  curva  de  producción,  en  los  descuentos  y/o  costos  de  producción  o  extracción  pueden  afectar  los  análisis  de  pérdida  de  valor  de  los  activos.    Si  bien estas incertidumbres son inherentes al proceso  de  estimación,  los  cargos  por  desvalorización  de  activos  en  los  años  anteriores  no  fueron  significativos  en  relación  con  el  valor  total  de  los  yacimientos  de  gas  y  petróleo  en  producción:  U$S519 millones en 2008, U$S271 millones en 2007  y  U$S21  millones  en  2006.    En  base  a  nuestra  experiencia,  la  Compañía  estima  que  la  futura  variabilidad  de  las  estimaciones  tendrá  un  impacto  leve en los activos y en los gastos. 

Impacto  de  las  Reservas  de  Petróleo  y  Gas  y  de  los  Precios  en  la  Realización  del  Análisis  de  Pérdida  de  Valor  Al  31  de  diciembre  de  2008,  los  bienes  de  uso,  neto  de  agotamiento  acumulado,  ascendían  a  U$S85.000  millones.    Una  parte  sustancial  de  ese  monto  consistía  en  yacimientos  petrolíferos  y  gasíferos  en  producción.    Estas  propiedades  son  revisadas para detectar la pérdida de valor cada vez  que  algún  acontecimiento  o  cambio  de  circunstancias  indique  que  los  montos  netos  contables  podrían  no  ser  recuperados.    Se  estiman  los  flujos  de  fondos  futuros  y  descontados  de  las  propiedades  afectadas  para  evaluar  la  recuperabilidad de los montos netos contabilizados.   Por  lo  general,  los  análisis  se  basan  en  las  reservas  probadas,  excepto  en  circunstancias  donde  es  probable que se desarrollen reservas adicionales no  probadas  que  contribuyan  en  el  futuro  a  aumentar  los  flujos  de  fondos;  el  porcentaje  de  reservas  probables que  incluimos  en  los  flujos  de  fondos  no  excede nuestros porcentajes  históricos de éxito en  el desarrollo de reservas probables. 

 

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Plan de Pensión y Otros Beneficios Posteriores al  Retiro 

Petrobras  adopta  una  tabla  de  mortalidad  relacionada  con  los  supuestos  actuariales  de  nuestros planes de pensión y de salud en Brasil. Esta  tabla de mortalidad refleja los cambios relacionados  con el perfil de los empleados, retirados y jubilados,  sobre  la  base  de  tablas  de  longevidad,  edad  de  invalidez y mortalidad entre los inválidos. 

La  determinación  de  los  gastos  y  obligaciones de la Compañía en relación con el plan  de  pensión  y  otros  beneficios  posteriores  al  retiro  implica  la  utilización  de  evaluaciones  para  la  determinación  de  los  supuestos  actuariales.    Estos  supuestos  incluyen  el  cálculo  estimativo  de  mortalidad futura, el retiro de fondos, cambios en la  tasa  de  compensación  y  de descuento  para  reflejar  el valor tiempo del dinero así como también la tasa  de  retorno  sobre  los  activos  del  plan.    Estos  supuestos se revisan por lo menos una vez al año y  pueden  diferir  significativamente  de  los  resultados  reales  debido  a  cambios  producidos  en  las  condiciones  económicas  y  de  mercado,  cambios  normativos,  resoluciones  judiciales,  tasas  de  retiro  de fondos más altas o más bajas o períodos de vida  más cortos o más largos de los participantes. 

El  aumento  progresivo  de  la  longevidad  ejerce  un  impacto  directo  sobre  el  volumen  calculado  y  provisionado  de  compromisos  y  obligaciones  dentro  del  plan  y  en  el  pasivo  de  la  Compañía  en  el  rubro  “Obligaciones  por  beneficios  posteriores  al  retiro  de  los  empleados  –  Plan  de  pensión”  y  en  el  patrimonio  neto  en  el  rubro  “Ajustes  de  reservas  por  beneficios  posteriores  al  retiro,  neto  de  impuestos  –  costo  del  plan  de  pensión”.  El cambio  en  la  tabla de  mortalidad  afecta  los  resultados  de  los  años  subsiguientes  al  2004,  debido a un aumento en los gastos relacionados con  los costos financieros y de amortización de “Ajustes  de reservas por beneficios posteriores al retiro, neto  de impuestos – plan de pensión”. 

La  Compañía  contabiliza  los  Beneficios  de  los  Empleados    posteriores  al  Retiro  y  Otros  Beneficios  de acuerdo con  las  Declaraciones  Nº 87,  88, 106, 132(R) y 158 del FASB.  Estas normas exigen  que  la  Compañía  reconozca  el  estado  de  fondos  excedentarios  o  deficitarios  de  cada  uno  de  los  planes  de  pensión  definidos  y  otros  planes  de  beneficios  posteriores  al  retiro  como  un  activo  o  pasivo y que se reflejen los cambios en el estado de  fondos  en  “Otros  Ingresos  Totales  Acumulados,”  como un componente independiente del patrimonio  neto. 

 Los  “ajustes  de  reservas  por  beneficios  posteriores al retiro, neto de impuestos – costo del  plan  de  pensión”    son  valores  calculados  como  la  diferencia  entre  la  actualización  prevista  del  valor  neto  de  las  obligaciones  de  acuerdo  con  los  supuestos  actuariales  y  la  variación  efectiva  a  lo  largo  del  tiempo.    Estos  montos  deben  ser  amortizados  e  imputados  a  resultados  de  los  ejercicios  subsiguientes  a  lo  largo  de  la  expectativa  de  vida  promedio  de  los  miembros  del  plan  de  pensión.    Véase  la  Nota  16  a  nuestros  estados  contables  consolidados  auditados  al  31  de  diciembre de 2008. 

De  acuerdo  con  los  requerimientos  de  la  SFAS 87 y las interpretaciones subsiguientes, la tasa  de descuento debe tomar como base el valor actual  para pagar las obligaciones relacionadas con el plan  de  pensión.    Al  aplicar  los  lineamientos  de  la  SFAS  87  en  Brasil,  que  ha  estado  sujeto  a  inflación,  se  generan  determinadas  cuestiones  como  por  ejemplo:  la  capacidad  de  una  empresa  para  pagar  sus obligaciones de pensión en un momento futuro  puede  no  existir  debido  a  que  es  posible  que  no  existan localmente instrumentos financieros a largo  plazo apropiados. 

En 2008, Petrobras comenzó a contabilizar  los gastos por beneficios de empleados respecto de  participantes  no  activos  como  parte  de  gastos  operativos  en  lugar  de  gastos  no  operativos.    Esta  reclasificación  no  tuvo  efecto  alguno  en  nuestro  resultado  neto  consolidado,  salvo  la  incorporación  de  información  en  nuestro  estado  de  resultados  consolidado. 

Si  bien  el  mercado  brasileño  ha  demostrado  signos  de  estabilidad,  tal  como  lo  reflejan las tasas de interés del mercado, estas tasas  pueden no ser estables. 

Litigios,  Determinaciones  Impositivas  y  Otras  Contingencias  Se  han  iniciado  demandas  por  montos  substanciales  contra  la  Compañía  durante  el  curso 

 

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normal  de  los  negocios.  A  veces  la  Compañía  es  considerada  responsable  por  derrames  y  pérdidas  de productos químicos y derivados del petróleo que  ocurren  desde  sus  activos  operativos.      De  conformidad  con  los  lineamientos  establecidos  en  los principios contables generalmente aceptados de  los  EE.UU.,  la  Compañía  constituye  una  previsión  para cubrir estos costos cuando es probable que se  haya incurrido en una responsabilidad y se la puede  calcular  con  razonable  precisión.      Al  31  de  diciembre  de  2008,  la  Compañía  había  constituido  una  previsión  de  U$S379  millones  en  concepto  de  contingencias  por  litigios.    Se  requiere  una  evaluación  intensiva  por  parte  de  la  Dirección  para  cumplir  con  estos  lineamientos  que  incluye  un  análisis  conjunto  por  parte  de  nuestra  Dirección  y  asesores  legales  teniendo  en  cuenta  los  hechos  y  circunstancias  pertinentes.    Consideramos  que  los  pagos  necesarios  para  cancelar  los  montos  relacionados  con  estas  demandas,  en  caso  de  resultar  parte  perdidosa,  no  variarán  significativamente  de  los  costos  estimados  por  la  Compañía  y,  por  lo  tanto,  no  tendrán  un  efecto  negativo  substancial  sobre  las  operaciones  o  flujos  de fondos de la Compañía. En ejercicios anteriores,  la diferencia entre el pago real efectuado y el monto  de  la  previsión,  en  relación  con  el  cálculo  de  la  contingencia,  fue  mínima  y  no  produjo  un  impacto  substancial  sobre  el  estado  de  resultados  correspondiente al período de pago.  En los últimos  cinco  años,  los  pagos  anuales  en  efectivo  por  contingencias  relacionadas  con  demandas  contra  Petrobras,  la  compañía  controlante,  ascendieron  a  un monto promedio de U$S104 millones por año. 

disponible  sobre  los  costos  y  planes  aplicables  de  saneamiento.  El  monto  total  de  los  costos  estimados sobre una base de descuento en relación  con  la  previsión  por  baja  de  activos  y  saneamiento  ambiental  fue  de    U$S2.825  millones  al  31  de  diciembre de 2008.  La estimación de los costos de  baja y retiro de activos y de saneamiento ambiental  requiere  complejas  operaciones  de  cálculo  que  implican  necesariamente  una  evaluación  significativa  debido  a  que  nuestras  obligaciones  duran  varios  años,  los  contratos  y  la  normativa  aportan descripciones vagas acerca de las prácticas  y  criterios  aplicables  en  el  retiro  de  activos  y  saneamiento  ambiental  y  además,  la  tecnología  y  los  costos  de  remoción  de  activos  cambian  constantemente,  así  como  las  consideraciones  políticas,  medio‐ambientales  y  de  seguridad  y  relaciones  públicas.    En  consecuencia,  existe  gran  incertidumbre acerca de la frecuencia y los  montos  de los futuros flujos de fondos.  Sin embargo, dado  el significativo plazo de tiempo hasta la fecha límite  de  baja,  cualquier  cambio  en  las  especificaciones  tecnológicas,  los  requisitos  legales  u  otros  factores  no tendrá un efecto adverso significativo en ningún  período específico.  En  2008  la  Compañía  analizó  y  revisó  los  costos estimados asociados al abandono de pozos y  el desmantelamiento de áreas de producción de gas  y  petróleo,  teniendo  en  cuenta  nueva  información  sobre  la  fecha  prevista  de  abandono  y  cálculos  revisados  del  costo  de  abandono.    Las  variaciones  en la obligación estimada por baja de activos estuvo  relacionada  principalmente  con  la  declaración  de  nuevos  yacimientos  como  económicamente  viables  y  cambios  en  los  cálculos  revisados  del  costo  de  abandono  suministrados  por  joint‐ventures  no  operadas.    Véase  la  Nota  9(a)  nuestros  estados  contables auditados al 31 de diciembre de 2008 en  relación con un resumen de las variaciones anuales  de la previsión por abandono. 

Obligación de Baja de Activos y Saneamiento  Ambiental  De  conformidad  con  diversos  contratos,  permisos  y  normas,  Petrobras  tiene  la  obligación  legal  de  retirar  los  equipos  y  restituir  la  tierra  o  el  lecho  marino  al  término  de  las  operaciones  en  los  emplazamientos  de  producción.    Nuestra  principal  obligación de retiro de activos está relacionada con  la  remoción  y  disposición  de  las  instalaciones  de  producción  de  petróleo  y  gas  en  mar  abierto  en  todo el mundo.  Constituimos una previsión por los  costos  de  descuento  estimados  de  desmantelamiento  y  remoción  de  estas  instalaciones  al  momento  de  la  instalación  de  los  activos.    También  calculamos  los  costos  de  las  actividades  futuras  de  limpieza  y  saneamiento  del  medio ambiente tomando como base la información 

 

Operaciones con Derivados  La  SFAS  133  exige  que  una  entidad  reconozca los derivados como activo o pasivo en el  balance  general  y  los  contabilice  según  el  valor  razonable.    La  contabilización  de  las  operaciones  con  instrumentos  derivados  requiere  que  la  Compañía  realice  una  evaluación  para  llegar  a  los  supuestos  necesarios  para  calcular  los  valores  razonables  utilizados  como  base  para  el  reconocimiento  de  los  instrumentos  derivados  en 

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los  estados  contables.  Esta  valuación  puede  depender  del  uso  de  cálculos  tales  como  el  cálculo  de los precios futuros, de las tasas de interés a largo  plazo y de los índices de inflación, y su complejidad  aumenta  cuando  los  instrumentos  valuados  no  tienen  contrapartidas  con  características  similares  que se negocien en un mercado activo. 

la Ley Nº 11.638/07 con excepción de los dividendos  a pagar y la participación en las ganancias pagadera  a nuestros empleados, que se basan en el resultado  neto  calculado  conforme  a  los  principios  contables  generalmente aceptados de Brasil.    En  2008,  se  sancionó  la  Medida  Provisoria  Nº  449/08  en  virtud  de  la  cual  se  crea  un  régimen  impositivo  de  transición  que  permite  que  los  cambios  a  los  principios  contables  generalmente  aceptados  de  Brasil  introducidos  por  la  Ley  Nº  11.638/07  tengan  un  efecto  neutro  desde  el  punto  de  vista  impositivo  hasta  que  entre  en  vigencia  legislación adicional que regule el efecto impositivo  de los nuevos principios contables.  La adopción del  régimen  impositivo  de  transición  es  opcional  para  los  ejercicios  económicos  finalizados  el  31  de  diciembre de 2008  y  2009  y  obligatoria  a partir  del  ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de  2010.    Los  efectos  impositivos  provisionales  generados  por  la  adopción  de  este  régimen  impositivo de transición se contabilizan en nuestros  estados  contables  como  impuesto  a  las  ganancias  diferido. 

En  el  curso  de  la  actividad  comercial  de  la  Compañía se han celebrado contratos que cumplen  con la definición de derivados establecida en la SFAS  133, algunos de los cuales no resultaron aptos para  la  contabilidad  de  cobertura.    En  relación  con  la  mayoría  de  estos  contratos  no  se  ha  considerado  probable  que  las  estimaciones  del  valor  razonable  de  dichos  instrumentos  derivados  tengan  un  impacto  substancial  en  la  posición  financiera  de  la  Compañía  si  se  hubieran  utilizado  diferentes  estimaciones,  dado  que  la  mayoría  de  los  instrumentos  derivados  de  la  Compañía  son  instrumentos  tradicionales  extrabursátiles  con  vencimientos a corto plazo.  Impacto de las Nuevas Normas Contables   Los  principios  contables  generalmente  aceptados de Brasil (GAAP de  Brasil) se encuentran  en  proceso de adoptar  los principios  de  las Normas  Internacionales sobre Información Financiera (IFRS)  

  SFAS 157  El 1º de enero de 2008, Petrobras adoptó la  Declaración  Nº157  del  FASB,  Medición  del  Valor  Razonable  (“SFAS  157”),  que  fue  modificada  en  febrero de 2008 por la posición del FASB (FSP) SFAS  No. 157‐1, Aplicación de la SFAS 157 a la SFAS 13 y   sus  Pronunciamientos  Contables  Interpretativos  Relacionados  relativos  a  las  Transacciones  de  Arrendamiento de Capital, y FSP SFAS 157‐2, Fecha  de Vigencia de SFAS 157, que postergó la aplicación  por parte de Petrobras de SFAS 157 en relación con  activos  y  pasivos  no  financieros  extraordinarios  hasta  el  1º  de  enero  de  2009.  La  SFAS  157  fue  modificada  adicionalmente  en  octubre  de  2008  mediante FSP SFAS 157‐3, “Determinación del Valor  Razonable  de  un  Activo  Financiero  cuando  el  Mercado  para  dicho  Activo  se  encuentra  Inactivo,”  que brinda aclaraciones respecto de la aplicación de  la  SFAS  157  a  activos  que  participan  en  mercados  que se encuentran inactivos. 

  La  Ley  Nº11.638/07,  sancionada  en  2007,  introdujo cambios en la Ley de Sociedades brasileña  a  fin  de  compatibilizar  los  principios  contables  generalmente  aceptados  de  Brasil  con  las  Normas  Internacionales  sobre  Información  Financiera  (IFRS)  emitidas  por  el  Consejo  de  Normas  Internacionales  de  Contabilidad  (IASB).  La  transición  de  los  principios  contables  generalmente  aceptados  de  Brasil  a  las  Normas  Internacionales  sobre  Información Financiera se realiza en forma gradual a  medida  que  se  emiten  los  pronunciamientos  contables.    Los  nuevos  pronunciamientos  tuvieron  un  impacto  sobre  los  estados  contables  confeccionados  de  acuerdo  con  los  principios  contables  generalmente  aceptados  de  Brasil  correspondientes  al  ejercicio  económico  finalizado  el  31  de  diciembre  de  2008.    En  consecuencia,  también  se  vio  afectada  la  base  para  calcular  las  distribuciones de dividendos y de participaciones en  las  ganancias  a  nuestros  empleados.  Los  estados  contables  de  la  Compañía  confeccionados  de  acuerdo  con  los  principios  contables  generalmente  aceptados de los EE.UU. no se vieron afectados por 

 

La  SFAS  157  define  el  valor  razonable,  establece  un  marco  para  la  medición  del  valor  razonable  y  amplía  la  información  relativa  a  la  medición  del  valor  razonable.    No  exige  nuevas  mediciones  del  valor  razonable  pero  se  aplicaría  a 

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activos  y  pasivos  que  deben  ser  contabilizados  a  valor  razonable  en  virtud  de  otros  principios  contables. 

adquisición;  los  cambios  en  la  provisión    por  valuación  de  activos  por  impuestos  diferidos  y  las  incertidumbres  respecto  del  impuesto  a  las  ganancias  luego  de  la  adquisición  en  general  se  reconocerán  como  cargo  por  impuesto  a  las  ganancias;  las  obligaciones  contingentes  adquiridas  se  contabilizarán  a  valor  razonable  en  la  fecha  de  adquisición y posteriormente se calcularán como el  monto  mayor  entre  dicho  monto  y  el  monto  determinado  “en  virtud  de  los  lineamientos  existentes  relativos  a  contingencias  no  adquiridas”.   La SFAS 141‐R también incluye una serie de nuevos  requisitos  de  presentación  de  información.    El  impacto  de  la  aplicación  de  la  SFAS  141‐R  en  los  estados  contables  consolidados  dependerá  de  las  combinaciones de negocios que se realicen durante  2009 y de allí en adelante. 

La implementación de la SFAS 157 no tuvo  un  impacto  significativo  en  los  estados  contables  consolidados, salvo la incorporación de información  adicional en la Nota 21 a nuestros estados contables  consolidados.  SFAS 159   En  febrero  de  2007,  el  FASB  emitió  la  Declaración  N°159  “La  Opción  de  Valor  Razonable  para Activos y Pasivos Financieros” (“SFAS 159”). La  SFAS  159  permite  la  medición  de  determinados  instrumentos  financieros  a  valor  razonable.  Las  entidades pueden optar por valuar rubros elegibles  a  valor  razonable  en  determinadas  fechas,  contabilizando  las  ganancias  y  pérdidas  no  realizadas  en  relación  con  dichos  rubros  en  los  resultados  correspondientes  a  cada  período  subsiguiente  de  presentación  de  información.   Petrobras adoptó esta Declaración a partir del 1º de  enero  de  2008,  pero  no  hizo  una  opción  de  valor  razonable  en  ese  momento  o  durante  el  resto  de  2008  respecto  de  ningún  instrumento  financiero  aún  no  contabilizado  a  valor  razonable  de  acuerdo  con otros principios contables.  En consecuencia, la  adopción  de  SFAS  159  no  tuvo  un  impacto  significativo  sobre  nuestros  estados  contables  consolidados. 

SFAS 160  En  diciembre  de  2007,  el  FASB  emitió  la  Declaración Nº 160, “Participaciones Minoritarias en  los  Estados  Contables  Consolidados,  una  modificación  de  ARB  Nº  51”  (“SFAS  160”),  que  establece  nuevas  normas  contables  y  de  presentación  de  información  en  relación  con  la  participación  minoritaria  en  una  subsidiaria  y  la  desconsolidación  de  una  subsidiaria.    La  SFAS  160  exige  el  reconocimiento  de  las  participaciones  minoritarias  como  capital  propio  en  los  estados  contables  consolidados  y  en  forma  separada  del  capital  de  la  sociedad  controlante.    El  monto  de  utilidad  neta  correspondiente  a  la  participación  minoritaria  se  incluirá  en  la  utilidad  neta  consolidada  en  el  estado  de  resultados.    Los  cambios  en  el  porcentaje  de  participación  de  la  sociedad  controlante  deben  contabilizarse  como  transacciones  de  capital  y  cuando  se  desconsolida  una  subsidiaria,  toda  inversión  minoritaria  en  la  ex  subsidiaria  debe  calcularse  inicialmente  a  valor  razonable.    La  SFAS  160  también  incluye  requisitos  adicionales  de  presentación  de  información  en  relación  con  la  participación  de  la  sociedad  controlante  y  su  participación  minoritaria  y  es  aplicable para los ejercicios, y períodos intermedios  dentro  de  dichos  ejercicios,  a  partir  del  15  de  diciembre  de  2008.  La  aplicación  de  la  SFAS  160  modificará la presentación del estado de resultados  y  del  balance  de  Petrobras,  debido  a  la  reclasificación de la participación minoritaria. 

SFAS 141‐R  En  diciembre  de  2007,  el  FASB  emitió  la  Declaración  Nº  141  (revisión  de  2007),  “Combinaciones  de  Negocios”  (“SFAS  141‐R”),  que  tendrá  vigencia  en  relación  con  transacciones  relativas a combinaciones de negocios con fecha de  adquisición  posterior  al  1º  de  enero  de  2009.    Esta  norma  exige  que  la  entidad  adquirente  en  una  combinación  de  negocios  reconozca  los  activos  adquiridos,  las  obligaciones  asumidas  y  las  participaciones minoritarias  en la entidad adquirida  a  la  fecha  de  adquisición,  para  ser  medidos  a  valor  razonable.  La  SFAS  141‐R  modifica  el  tratamiento  contable  en  relación  con  los  siguientes  conceptos:  los  costos  relacionados  con  la  adquisición  y  costos  de  reestructuración  generalmente  se  imputarán  a  resultados  del  ejercicio  en  el  que  se  incurrieron;  investigación  y  desarrollo  durante  el  proceso  se  contabilizarán  a  valor  razonable  como  un  activo  intangible  de  vida  útil  indefinida  a  la  fecha  de 

 

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EITF  08‐6 

metodología  para  determinar  si  una  sociedad  es  la  beneficiaria  principal  de  una  EIV,  si  ha  proporcionado  respaldo  financiero  u  otro  tipo  de  respaldo  que  la  empresa  no  está  obligada  contractualmente  a  proporcionar,  y  otra  información cualitativa y cuantitativa.  Petrobras no  registró transferencias de activos financieros dentro  del alcance de esta FSP.  Esta FSP entró en vigencia  el  31  de  diciembre  de  2008  y  en  la  Nota  14  a  nuestros  estados  contables  se  ha  incluido  información adicional relacionada con EIVs. 

En  noviembre  de  2008,  el  FASB  logró  consenso en relación con la Issue 08‐6 del Grupo de  Trabajo  sobre  Aspectos  Emergentes,  “Consideraciones  sobre  la  Contabilidad  de  las  Inversiones según el Método del Patrimonio” (“EITF  08‐6”), que se publicó para aclarar de qué forma la  aplicación  de  la  contabilidad  según  el  método  del  patrimonio se verá afectada por la SFAS 141(R) y la  SFAS 160. La EITF 08‐6, entre otros requerimientos,  determina  que  un  inversor  según  el  método  del  patrimonio  contabilizará  una  emisión  de  acciones  por parte de la entidad en la cual se invierte como si  el  inversor  hubiera  vendido  una  participación  proporcional  de  su  inversión.    Toda  ganancia  o  pérdida  del  inversor  resultante  de  la  emisión  de  acciones  por  parte  de  la  entidad  en  la  cual  se  invierte  se  reconocerá  en  los  resultados.    La  Issue  08‐6 entró en vigencia el 1º de enero de 2009 y será  aplicable de allí en adelante. 

SFAS 161   En  marzo  de  2008,  el  FASB  emitió  la  Declaración  No.  161,  “Revelación  de  Información  sobre  Instrumentos  Derivados  y  Actividades  de  Cobertura”  –  una  modificación  de  FASB  No.  133  (“SFAS  161”),  que  amplía  los  requerimientos  de  revelación  de  información  de  la  Declaración  No.  133,  “Contabilidad  para  Instrumentos  Derivados  y  Actividades  de  Cobertura”  (“SFAS  133”)  e  interpretaciones  relacionadas.    Esta  declaración  exige  mayor  información  sobre  (a)  cómo  y  por  qué  una  entidad  utiliza  instrumentos  derivados,  (b)  cómo  se  contabilizan  los  instrumentos  derivados  e  ítems  cubiertos  relacionados  conforme  a  la  SFAS  133 y sus interpretaciones relacionadas, y (c) cómo  los  instrumentos  derivados  y  los  ítems  cubiertos  relacionados  afectan  la  situación  financiera,  la  gestión  financiera  y  el  flujo  de  efectivos  de  una  entidad.    Esta  declaración  es  aplicable  a  estados  contables intermedios y anuales a partir del primer  trimestre  de  2009.    Petrobras  adoptó    la  SFAS  161  con  anticipación,  y  su  implementación  no  tuvo  un  impacto  substancial  en  sus  estados  contables  consolidados,  salvo la incorporación de información  en  la  Nota  20  a  nuestros  estados  contables  consolidados. 

(FSP) 132(R)‐1  En  diciembre  de  2008,  el  FASB  emitió  la  posición del FASB (FSP) No. 132(R)‐1, “Revelación de  Información  de  los  Empleadores  sobre  los  Activos  del Plan de Beneficios posteriores al Retiro” (“(FSP)  132(R)‐1”),  que  modifica  la  SFAS  132(R)    para  suministrar  pautas  acerca  de  la  revelación  de  información  por  parte  del  empleador  sobre  los  activos  de  un  plan  de  pensión  con  beneficios  definidos  u  otro  plan  posterior  al  retiro.    Esta  posición FSP exige información sobre: (a) Políticas y  Estrategias  de  Inversión;  (b)  Categorías  de  Activos  del Plan; (c) Mediciones del Valor Razonable de los  Activos del Plan; y (d) Concentraciones Significativas  de Riesgo.  Esta FSP se aplica a estados contables a  partir  de  2009;  los  estados  contables  consolidados  de  Petrobras  se  verán  afectados  solamente  por  la  incorporación de información adicional. 

Investigación y Desarrollo   Petrobras está ampliamente comprometida  con  las  actividades  de  investigación  y  desarrollo  como  medio  para  alcanzar  nuevas  metas  de  producción  y  lograr  una  mejora  continua  en  las  operaciones.  Petrobras cuenta con antecedentes de  logros  en  el  desarrollo  e  implementación  de  tecnologías  innovadoras,  incluyendo  métodos  de  perforación,  terminación  y  producción  en  pozos  en  aguas cada vez más profundas.  Petrobras es una de  las  compañías  petroleras  que  más  invierte  en  investigación  y  desarrollo  a  nivel  mundial  y  destina  un gran porcentaje de sus ingresos a las actividades 

 FSP SFAS 140‐4 y FIN 46(R)‐8  En  diciembre  de  2008,  el  FASB  emitió  FSP  SFAS  140‐4  y  FIN  46(R)‐8,  “Revelación  de  Información  sobre  Transferencias  de  Activos  Financieros”  y  “Participación  en  Entidades  de  Interés  Variable”  (“SFAS  140‐4”  y  “FIN  46(R)‐8”).   Esta  FSP  requiere  información  adicional  sobre  la  participación  de  una  sociedad  en  una  entidad  de  interés  variable  (“EIV”)  y  determinadas  transferencias  de  activos  financieros  a  entidades  con  un  fin  específico  y  EIVs.    Esta  FSP  requiere  la 

 

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de  investigación  y  desarrollo.    En  2008,  invertimos  U$S941  millones  en  investigación  y  desarrollo,  equivalente  al  0,8%  de  los  ingresos  operativos  netos.    En  2007,  invertimos  U$S881  millones  en  investigación  y  desarrollo,  equivalente  al  1%  de  los  ingresos  operativos  netos.    En  2006,  invertimos  U$S730  millones  en  investigación  y  desarrollo,  equivalente al 1% de los ingresos operativos netos.   Conforme  a  los  estatutos,  Petrobras  debe  destinar  un  mínimo  de  0,5%  del  capital  integrado  para  constituir una reserva para gastos de investigación y  desarrollo.  

segmento upstream, en el cual es necesario realizar  continuamente  inversiones  en  exploración  y  desarrollo  con  el  fin  de  explotar  recursos  recién  descubiertos y compensar la declinación natural de  la  producción  de  yacimientos  existentes  cuando  maduran.    En  base  al  conjunto  de  proyectos  de  desarrollo de nuestra Compañía, hemos establecido  el objetivo de incrementar la producción en un 8,8%  anual  en  el  período  2008‐2013  y  al  mismo  tiempo  reemplazar  nuestras  reservas  a  través  de  crecimiento orgánico.  El  precio  que  obtenemos  por  el  petróleo  que  producimos  está  determinado  por  los  precios  internacionales  del  petróleo,  aunque  en  general  vendemos  nuestro  petróleo  a  un  precio  levemente  más bajo que los precios de referencia de los crudos   Brent  y  West  Texas  Intermediate  (WTI)  porque  es  más  pesado  y  por  lo  tanto  los  gastos  de  refinación  son mayores.  En 2008 el petróleo alcanzó un precio  internacional  récord,  principalmente  como  resultado de tres factores: (i) aumento continuo de  la  demanda  global  de  productos  derivados  del  petróleo, particularmente los destilados medios; (ii)  capacidad  de  producción  y  refinación  de  petróleo  cada  vez  más  limitada,  agravada  por  crecientes  expectativas  de  continuas  restricciones  sobre  la  oferta;  y  (iii)  riesgos  geopolíticos  internacionales,  incluyendo  conflictos  civiles  en  Nigeria  y  preocupación  respecto  del  programa  nuclear  de  Irán,  que  aumentaron  las  presiones  alcistas  sobre  los  precios.  Sin  embargo,  a  partir  de  mediados  de  agosto  hasta  fines  de  2008,  se  registró  una  fuerte  corrección  a  la  baja  en  el  proceso  del  petróleo,  debido  en  parte  a  la  reciente  crisis  financiera  internacional.    La  Agencia  Internacional  de  Energía  (IEA) estima que luego de la recuperación total de la  crisis  económica  internacional,  la  demanda  global  de energía continuará creciendo y que, a falta de un  incremento  concomitante  de  las  inversiones  relacionadas  con  la  oferta  o  de  la  implementación  de  políticas  más  firmes  en  todos  los  países  del  mundo para contener el crecimiento de la demanda,  los  precios  de  la  energía  se  incrementarán  a  nivel  mundial en el mediano a largo plazo.1 

Nuestras  actividades  de  investigación  y  desarrollo se concentran en tres áreas estratégicas:  (i)  exploración  y  producción  en  aguas  profundas  y  ultra  profundas  en  mar  abierto;  (ii)  refinación  y  conversión de crudo pesado; y (iii) biocombustibles.   Entre los avances más importantes, la Compañía ha  logrado el desarrollo de plataformas de producción  semisumergibles  capaces  de  operar  a  una  profundidad de hasta 3.000 metros (9.843 pies) y el  proceso H‐Bio para transformar aceites vegetales en  biodiesel en las refinerías existentes.  En el período  de  tres  ejercicios  finalizado  el  31  de  diciembre  de  2008, se registraron 48 patentes en Brasil y 148 en  el exterior en relación con nuestras operaciones de  investigación  y  desarrollo.    Nuestra  cartera  de  patentes abarca todas las áreas de actividades de la  Compañía.  Desde  1966,  mantenemos  instalaciones  dedicadas  a  investigación  y  desarrollo  en  Rio  de  Janeiro,  Brasil.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  trabajaban en estas instalaciones 2.036 empleados.   También  realizamos  actividades  de  investigación  y  desarrollo  a  través  de  proyectos  conjuntos  con  universidades  y  otros  centros  de  investigación  en  Brasil  y  en  el  exterior  y  participamos  en  intercambios  tecnológicos  y  proyectos  de  colaboración  con  otras  empresas  que  realizan  actividades relacionadas con el gas y el petróleo.   PifCo  no  realiza  investigación y desarrollo. 

actividades 

de 

Tendencias del Mercado  

Durante  el  período  2009‐2013,  proyectamos  incrementar  el  volumen  de  refinación  y  nuestra  capacidad  de  refinación  de  crudos  más 

Proyectamos expandir todos los segmentos  de  operaciones  en  nuestros  mercados  objetivo.   Para respaldar esta expansión el total de inversiones  previsto  es  de  U$S174.400  millones  en  el  período  2009‐2013.    De  este  total,  el  59%  se  destinará  al 

 

                                                                  1

  Fuente:  Perspectivas de la Energía en el Mundo en  2008 ‐ IEA 

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pesados. Durante 2008, los márgenes brutos de las  actividades de downstream oscilaron entre ‐6 y 11%  reflejando  la  fluctuación  de  los  precios  internacionales.  Los futuros márgenes de refinación  dependen  de  la  utilización  de  la  capacidad  en  las  industrias de refinación internacionales y brasileñas  y de los precios  relativos y volúmenes de los crudos  livianos  y  pesados  que  se  producen  y  pueden  procesarse. 

2009 y 2013, en base a un tipo de cambio promedio  estimado de R$2 = U$S1.   Los  dividendos  que  pagamos  a  los  accionistas dependen de nuestras utilidades y otros  factores.    Conforme  a  la  legislación  brasileña,  los  accionistas  tienen  derecho  a  percibir  un  dividendo  obligatorio del 25% de las utilidades netas ajustadas  anuales.   

Proyectamos  mantener  el  coeficiente  de  endeudamiento  cercano  al  25‐35%  en  el  período    Item 6.   

Consejeros, Principales Ejecutivos y Empleados  

Consejeros y Principales Ejecutivos   

Consejo de Administración; y (ii) que los accionistas  minoritarios titulares de acciones ordinarias elijan a  un miembro del Consejo de Administración en caso  de  que  dichos  accionistas  minoritarios  no  elijan  un  número  mayor  de  consejeros  mediante  el  procedimiento  de  votación  acumulativa.    Los  Estatutos  establecen  que,  independientemente  de  los  derechos  garantizados  a  los  accionistas  minoritarios, el gobierno brasileño tiene siempre el  derecho  de  elegir  a  la  mayoría  de  nuestros  consejeros, cualquiera sea su cantidad.  Además, de  conformidad con la Ley 10.683 de fecha 28 de mayo  del 2003, uno de los miembros del Consejo elegido  por el gobierno brasileño debe ser propuesto por el  Ministro de Planificación, Presupuesto y Gestión. El  mandato de los consejeros es de un máximo de un  año,  pero  pueden  ser  reelegidos.  De  conformidad  con  la  Ley  de  Sociedades  brasileña,  los  accionistas  pueden  remover,  con  o  sin  causa  justificada,  a  cualquier  director,  en  cualquier  momento,  en  una  Asamblea  Extraordinaria  de  Accionistas.  Luego  de  una elección de los miembros del Consejo mediante  el  procedimiento  de  votación  acumulativa,  la  remoción  de  cualquiera  de  los  miembros  en  una  asamblea  extraordinaria  de  accionistas  implicará  la  remoción de todos los demás miembros, después de  lo cual se debe efectuar una nueva elección. 

Consejeros de Petrobras   El  Consejo  de  Administración  está  compuesto por un mínimo de cinco y un máximo de  nueve  miembros  y  es  responsable,  entre  otros  asuntos,  de  establecer  nuestras  políticas  comerciales  generales.    Los  miembros  del  Consejo  de  Administración  son  elegidos  en  la  Asamblea  General Anual de Accionistas.  De  conformidad  con  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil,  los  accionistas  que  representan  al  menos  el  10%  de  las  acciones  con  voto  tienen  derecho  a  exigir  que  se  adopte  un  proceso  de  votación  acumulativa  en  el  que  cada  tenedor  de  acciones  ordinarias  tenga  derecho  a  tantos  votos  como  miembros tiene el Consejo, y en el que cada tenedor  de  acciones  ordinarias  tenga  derecho  a  votar  en  forma  acumulativa  por  solo  un  candidato  o  a  distribuir sus votos entre varios candidatos.  Además,  los  Estatutos  permiten  (i)  que  los  accionistas  minoritarios  titulares  de  acciones  preferidas que en conjunto posean al menos el 10%  del  total  del  capital  (excluidos  los  accionistas  mayoritarios)  elijan  o  remuevan  a  un  miembro  del         

 

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En la actualidad, la Sociedad tiene nueve consejeros. En el siguiente cuadro se presenta información en  relación con los mismos:  

  Dilma Vana Rousseff(1) ..........................

Fecha de  Nacimiento    14‐12‐1947 

Silas Rondeau Cavalcante Silva(1) ..........

15‐12‐1952 

Director 

       Abril de         2010 

Guido Mantega(1) ..................................

7‐4‐1949 

Director 

Abril de 2010 

J.S. Gabrielli de Azevedo(1) ....................

3‐10‐1949 

Director 

Abril de 2010 

Francisco Roberto de Albuquerque(1)....

17‐5‐1937 

Director 

Abril de 2010 

Fabio Colletti Barbosa(2) ........................

3‐10‐1954 

Director 

Abril de 2010 

Jorge Gerdau Johannpeter(3).................

8‐12‐1936 

Director 

Abril de 2010 

Luciano Galvão Coutinho(1)  ..................

29‐9‐1946 

Director 

Abril de 2010 

Sergio Franklin Quintella(1)....................

21‐2‐1935 

Director 

Abril de 2010 

Nombre 

Cargo    Presidenta 

Mandato actual vence           Abril de          2010 

Dirección Comercial    Casa Civil – Praça dos Três Poderes  Palácio do Planalto – 4º andar – sala 57  Brasilia – DF   Cep 70.150‐900  S.A.U.S. – Quadra 3 – Lote 2 – Bloco C  Ed. Business Point – Salas 308/9  Brasília –DF  Cep 70.070‐934  Ministério da Fazenda  Esplanada dos Ministérios Bloco P  5º andar   Brasília – DF   Cep 70.048‐900  Avenida República do Chile, no. 65  23º andar   Rio de Janeiro – RJ   Cep 20.031‐912  Alameda Carolina, 594  Itú—SP  Cep 13.306‐410  Av. Paulista, 1.374 – 3º andar  Cerqueira César  São Paulo – SP  Cep 01310‐916  Av. Farrapos, 1.811   Porto Alegre – RS   Cep 90.220‐005  Av. República do Chile, no. 100   19º andar  Rio de Janeiro – RJ  Cep 20.031‐917  Praia de Botafogo, 190– 12º andar  Rio de Janeiro– RJ  Cep 22.450‐900 

 

(1)  Designado por el accionista mayoritario.   (2)  Designado por los accionistas minoritarios titulares de acciones ordinarias.   (3)    Designado por los accionistas minoritarios titulares de acciones preferidas.  

Dilma  Vana  Rousseff:  Ejerce  la  presidencia  del  Consejo  de  Administración  de  Petrobras  y  de  Petrobras  Distribuidora  S.A.  –  BR  desde  el  3  de  enero  de  2003.    Se  desempeña  como  Ministra  Jefe  del Gabinete del Presidente de la República de Brasil  desde  el  14  de  junio  de  2005.    También  ejerció  las  funciones  de  Ministra  de  Minas  y  Energía  de  Brasil  desde enero de 2003 hasta junio de 2005.  Obtuvo  el  título  de  Licenciada  en  Economía  en  la  Universidad de Rio Grande do Sul (1977) y se dedicó  a  estudios  de  maestría  y  doctorado  en  Ciencias  Económicas  en  Universidade  de  Campinas  (UNICAMP),  en  donde  terminó  los  respectivos  créditos. 

 

Silas  Rondeau  Cavalcante  Silva:  Se  desempeña  como  Director  de  Petrobras  desde  el  3  de abril de 2006 y también es Director de Petrobras  Distribuidora  S.A.–BR.    Ejerció  las  funciones  de  Ministro  de  Minas  y  Energía  desde  julio  de  2005  hasta  mayo  de  2007  y  de  presidente  de  Centrais  Elétricas  Brasileiras—Eletrobrás  desde  mayo  de  2004  a  septiembre  a  2005.    Actualmente  se  desempeña  como  consultor  en  ingeniería  eléctrica  de  RV2  Consultoria  e  Assessoria,  donde  realiza  proyectos especiales en el sector eléctrico.  Obtuvo  el  título  de  Ingeniero  en  Electricidad  en  la  Universidad  Federal  de  Pernambuco  con  una  especialización  en  Ingeniería  de  Líneas  de  Transmisión  en  la  Universidad  Federal  de  Rio  de  Janeiro. 

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Guido  Mantega:  Se  desempeña  como  Director de Petrobras desde el 3 de abril de 2006 y  también es Director de Petrobras Distribuidora S.A.– BR.  Es  miembro  del  Comité  de  Remuneraciones  y  Nombramientos  del  Consejo  de  Administración  de  Petrobras desde el 15 de octubre de 2007.  Ejerce el  cargo de Ministro de Finanzas de Brasil desde el 28  de marzo de 2006 y se desempeñó como Presidente  del Grupo de 20 Ministros de Finanzas y Presidentes  de  Bancos  Centrales  (G‐20)  en  2008.    Es  miembro  del  Consejo  de  Desarrollo  Económico  y  Social  (Conselho de Desemvolvimento Econômico e Social –  CDES),  organismo  asesor  del  gobierno  brasileño.   Asimismo se desempeñó como Presidente del Banco  Nacional  de  Desenvolvimento  Econômico  e  Social— BNDES (Banco de Desarrollo de Brasil)  y Ministro de  Planeamiento.    Obtuvo  el  título  de  Licenciado  en  Economía  en  la  Facultad  de  Economía  y  Administración de la Universidad de São Paulo (USP)  en  1971,  realizó  el  Doctorado  en  Sociología  del  Desarrollo  en  la  Facultad  de  Filosofía,  Ciencias  y  Letras  de  la  USP  y  también  cursó  estudios  de  especialización  en  el  Instituto  de  Estudios  del  Desarrollo  (IDS)  de  la  Universidad  de  Sussex,  Inglaterra, en 1977. 

una  Maestría  en  Ciencias  Militares  en  la  Escola  de  Aperfeiçoamento  de  Oficiais  (1969)  y  cursó  el  Doctorado  en  Ciencias  Militares  en  la  Escola  de  Comando  e  Estado‐Maior  do  Exército  en  Rio  de  Janeiro (1977).   Fabio  Colletti  Barbosa:  Es  miembro  del  Consejo  de  Administración  de  Petrobras  desde  el  3  de  enero  de  2003  y  también  es  Director  de  Petrobras  Distribuidora  S.A.–BR.  Se    desempeña  como  Presidente  del  Comité  de  Auditoría  desde  el  17  de  junio  de  2005.  Ejerce  las  funciones  de  Presidente del Grupo Santander Brasil desde agosto  de  2008.  Es  también  Presidente  del  Consejo  de  Administración  y  del  Comité  Ejecutivo  de  la  Federación  Brasileña  de  Bancos  –FEBRABAN.  Obtuvo el título de Licenciado en Administración en  la  Fundação  Getúlio  Vargas  –  São  Paulo  (1976)  y  realizó  una  Maestría  en  Administración  en  el  Instituto  de  Administración  y  Desarrollo  ‐  Lausana,  Suiza (1979).   Jorge Gerdau Johannpeter: Es miembro del  Consejo de Administración de Petrobras desde el 19  de  octubre  de  2001  y  también  es  Director  de  Petrobras  Distribuidora  S.A.–BR.    Es  miembro  del  Comité  de  Remuneraciones  y  Nombramientos  del  Consejo de Administración de Petrobras desde el 15  de  octubre  de  2007.    Se  desempeña  como  Presidente del Consejo de Administración del Grupo  Gerdau,  y  es  miembro  del  Consejo  de  Administración del Instituto Brasileño de Siderurgia  (IBS).    También  integra  el  Consejo  de  Desarrollo  Económico  y  Social  de  Brasil  (Conselho  de  Desenvolvimento  Econômico  e  Social—CDES)  y  el  Comité  Ejecutivo  de  la  World  Steel  Association.  Participa  en  el  sector  sin  fines  de  lucro  de  Brasil  como Presidente del Consejo del Programa Gaúcho  da  Qualidade  e  Produtividade—PGQP  (Programa  Estadual  de  Calidad  y  Productividad  en  Rio  Grande  do  Sul),  Director  del  Movimento  Brasil  Competitivo—MBC  (Movimiento  para  la  competitividad  de  Brasil),  miembro  del  Consejo  Deliberativo de Parceiros Voluntários (Voluntarios) y  coordinador  de  Ação  Empresarial  (Acción  Empresarial).  Obtuvo  el  título  de  Licenciado  en  Derecho  y  Ciencias  Sociales  en  la  Universidad  Federal de Rio Grande do Sul (UFRGS), Porto Alegre,  en 1961.  

J.S.  Gabrielli  de  Azevedo:  Se  desempeña  como  miembro  del  Consejo  de  Administración  de  Petrobras  desde  el  22  de  julio  de  2005,  y  también  integra  el  Consejo  de  Administración  de  Petrobras  Distribuidora,  Petrobras  Biocombustível,  Transpetro,  Gaspetro  y  Petroquisa.    Se  desempeñó  como Director Financiero de Petrobras desde enero  de  2003  hasta  julio  de  2005,  y  ejerce  la  función  de  Presidente  de  Petrobras  desde  el  22  de  julio  de  2005.    Cursó  el  Doctorado  en  Economía  en  la  Universidad de Boston (1987).  Es profesor titular de  la cátedra de Economía (actualmente de licencia) en  la Universidad Federal de Bahia (UFBA).   Francisco  Roberto  de  Albuquerque:  Se  desempeña  como  miembro  del  Consejo  de  Administración  de  Petrobras  desde  el  2  de  abril  de  2007  y  también  del  Consejo  de  Administración  de  Petrobras  Distribuidora  S.A.–  BR.    Es  miembro  del  Comité  de  Auditoría    y  del  Comité  de  Remuneraciones  y  Nombramientos  del  Consejo  de  Administración de Petrobras desde el 13 de abril de  2007 y el 15 de octubre de 2007, respectivamente.   Obtuvo el título de Licenciado en Ciencias Militares  en la Academia Militar das Agulhas Negras  (AMAN)  en Resende, Rio de Janeiro (1958) y en Economía en  la Universidad de São Paulo (1968). Obtuvo también 

 

Luciano Coutinho: es miembro del Consejo  de  Administración  de  Petrobras  desde  el  4  de  abril  de  2008,  y  asimismo  integra  el  Consejo  de 

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Administración  de  Petrobras  Distribuidora  S.A.–BR.   Ejerce  el  cargo  de  Presidente  del  Banco  de  Desarrollo de Brasil (BNDES) desde el 27 de abril de  2007.  Asimismo,  es  miembro  del  Consejo  de  Administración  de  Companhia  Vale  do  Rio  Doce,  miembro  del  Comité  de  Directores  de  la  Fundação  Nacional  da  Qualidade—FNQ  (Fundación  Nacional  de la Calidad de Brasil), y representante del BNDES  ante  el  Fundo  Nacional  de  Desenvolvimento  Científico  e  Tecnológico—FNDCT  (Fondo  para  el  Desarrollo Científico y Tecnológico de Brasil).  Cursó  el  Doctorado  en  Economía  en  la  Universidad  de  Cornell,  obtuvo  una  Maestría  en  Economía  en  el  Instituto  de  Investigación  Económica  de  la  Universidad  de  São  Paulo  (USP),  y  el  título  de  Licenciado en Economía en la USP.  

(Consejo  Monetario  Nacional)  desde  1985  hasta  1990, y presidente del Tribunal de Contas (Tribunal  de  Cuentas)  del  Estado  de  Rio  de  Janeiro  desde  1993  hasta  2005.      Quintella  obtuvo  el  título  de  Ingeniero Civil en la Pontifícia Universidade Católica  do  Rio  de  Janeiro—PUC‐Rio,  de  Ingeniero  Economista  en  la  Escola  Nacional  de  Engenharia  y  de Economista en la Faculdade de Economia do Rio  de  Janeiro.    También  obtuvo  una  Maestría  en  Negocios  en  IPSOA  (Italia)  y  cursó  el  Programa  Avanzado  de  Dirección  en  el  Harvard  Business  School.  Actualmente  se  desempeña  como miembro  del Consejo de PUC‐Rio.  Consejeros de PifCo  La administración de PifCo está a cargo de  un  Consejo  de  Administración,  compuesto  por  tres  miembros,  y  de  sus  principales  ejecutivos.    El  Consejo  de  Administración  es  responsable  de  preparar los estados contables de PifCo al cierre del  ejercicio,  convocar  las  asambleas  de  accionistas  y  revisar  y  monitorear  la  performance  y  la  estrategia  financieras  de  la  misma.    Si  bien  no  se  encuentra  establecido  en  el  Acta  Constitutiva  ni  en  los  Estatutos,  PifCo  ha  adoptado  la  política  de  que  el  Presidente  del  Consejo  de  Administración  y  los  principales ejecutivos sean empleados de Petrobras. 

Sergio  Franklin  Quintella:  es  miembro  del  Consejo  de  Administración  de  Petrobras  desde  el  8  de  abril  de  2009,  y  también  integra  el  Consejo  de  Administración de Petrobras Distribuidora S.A.—BR.   Es  Vicepresidente  de  Fundação  Getúlio  Vargas— FGV. Se desempeñó como miembro del Consejo de  Administración  del  Banco  Nacional  de  Desenvolvimento  Econômico  e  Social—BNDES  (Banco  de  Desarrollo  de  Brasil)  desde  1975  hasta  1980,  miembro  del  Conselho  Monetário  Nacional   

El  mandato  de  los  miembros  del  Consejo  de  Administración  de  PifCo  es  por  tiempo  indeterminado  y  pueden ser removidos con o sin causa. El siguiente cuadro presenta información sobre los miembros del Consejo  de Administración de PifCo:  

Nombre    Daniel Lima de Oliveira............................................   Marcos Antonio Silva Menezes ...............................   José Raimundo Brandão Pereira..............................  

Fecha de  Nacimiento    29 de diciembre de 1951  24 de marzo de 1952  27 de octubre de 1956 

Daniel  Lima  de  Oliveira:  Se  desempeña  como  Presidente  de  PifCo  y  Gerente  Ejecutivo  de  Finanzas  Corporativas  de  Petrobras  desde  el  1º  de  septiembre  de  2005.    Desde  enero  de  2002  es  Director  de  Petrobras  International  Braspetro  BV  (PIB  BV)  y  de  Braspetro  Oil  Services  Company  ‐ Brasoil  y  desde  marzo  de  2004  es  miembro  del  Consejo de Administración de REFAP S.A.  Obtuvo el  título  de  Ingeniero  Mecánico  en  la  Escuela  de  Ingeniería  Industrial  de  São  José  dos  Campos  en  1975. 

 

Cargo    Presidente  Director  Director 

Año de  Designación    2005  2003  2008 

Marcos  Antonio  Silva  Menezes:  Se  desempeña  como  Director  de  PifCo  desde  2003  y  Gerente  Ejecutivo  del  Departamento  Contable  de  Petrobras desde 1998.  Actualmente es miembro del   Consejo Fiscal y del Comité de Auditoría de Braskem  S.A. y se ha desempeñado en carácter de Presidente  del Consejo Fiscal del Instituto Brasileiro de Petróleo  e  Gás—IBP,  y  de  la  Organização  Nacional  das  Indústras  de  Petróleo—ONIP  desde  1998  y  1999,  respectivamente.    Obtuvo  el  título  de    Contador  y  Licenciado  en  Administración  de  Empresas  en  la 

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Facultad Moraes Júnior en Rio de Janeiro, realizó un  Curso de Posgrado en Administración Financiera en  la  Fundação  Getúlio  Vargas,  y  cursó  un  Programa  Avanzado  en  Administración  (PGA)  en  la  Fundação  Dom Cabral/INSEAD—Francia. 

empresa.    De  conformidad  con  nuestros  Estatutos,  el  Consejo  de  Administración  nombra  a  los  miembros  del  Comité  Ejecutivo,  incluido  el  Presidente,  que  es  elegido  entre  los  miembros  del  Consejo  de  Administración.    Los  principales  ejecutivos  son  ciudadanos  brasileños  y  residen  en  Brasil.    De  acuerdo  con  nuestros  Estatutos,  la  elección  de  ejecutivos  por  parte  del  Consejo  de  Administración  debe  tener  en  cuenta  las  aptitudes  personales,  la  idoneidad  y  la  especialización  en  sus  áreas específicas.  El plazo máximo del mandato de  los  ejecutivos  es  de  tres  años,  y  pueden  ser  reelectos.    El  Consejo  de  Administración  puede  remover,  con  o  sin  causa  justificada,  a  cualquier  ejecutivo,  en  cualquier  momento.    Seis  de  los  ejecutivos  en  funciones  son  gerentes,  ingenieros  o  técnicos experimentados de Petrobras. 

José  Raimundo  Brandão  Pereira:  Se  desempeña  como  Director  de  PifCo  y  Gerente  Ejecutivo  de Marketing  y  Comercialización  de  PifCo  desde junio de 2008.  Obtuvo el título de Ingeniero  Civil  en  la  Universidade  Estadual  de  Maranhão  en  1979.   Principales Ejecutivos de Petrobras    Nuestro  Comité  Ejecutivo,  compuesto  por  un Presidente y hasta seis principales ejecutivos, es  responsable  de  la  administración  diaria  de  la   

El siguiente cuadro presenta información sobre nuestros principales ejecutivos:   Nombre    J.S. Gabrielli de Azevedo....................... Almir Guilherme Barbassa.................... Renato de Souza Duque ....................... Guilherme de Oliveira Estrella.............. Paulo Roberto Costa............................. Maria das Graças Silva Foster............... Jorge Luiz Zelada ..................................

Fecha de Nacimiento    3 de octubre de 1949  19 de mayo de 1947  29 de septiembre de  1955  18 de abril de 1942  1º de enero de 1954  26 de agosto de 1953  20 de enero de 1957 

Cargo    Presidente  Director de Administración y Finanzas y Director de  Relación con Inversores  Director de Servicios Corporativos  Director de Exploración y Producción  Director de Refinación, Transporte y Comercialización   Directora de Gas y Energía  Director de Negocios Internacionales 

J.  S.  Gabrielli  de  Azevedo:  Se  desempeña  como  Presidente  de  Petrobras  y  miembro  de  nuestro  Consejo  de  Administración  desde  el  22  de  julio de 2005.  Para consultar información biográfica  sobre  Gabrielli  de  Azevedo,  véase  “Consejeros  de  Petrobras.”    

Abril de 2011  Abril de 2011  Abril de 2011  Abril de 2011  Abril de 2011 

Universidad  Católica  de  Petrópolis  y  Faculdades  Integradas Bennett desde 1973 hasta 1979.  Obtuvo  una  Maestría  en  Economía  en  la  Fundação  Getúlio  Vargas.   Renato  de  Souza  Duque:  Se  desempeña  como Director de Servicios Corporativos desde el 31  de  enero  de  2003.    Actualmente  es  miembro  del  Consejo  de  Administración  de  Petrobras  Gás  S.A.— Gaspetro  y  Presidente  de  Petrobras  Negócios  Eletrônicos  S.A.    Obtuvo  el  título  de  Ingeniero  en  Electricidad en la Universidad Federal Fluminense y  una  Maestría  en  Administración  en  la  Universidad  Federal de Rio de Janeiro (UFRJ).  

Almir  Guilherme  Barbassa:  Se  desempeña  como  Director  de  Administración  y  Finanzas  y  Director  de  Relación  con  Inversores  desde  el  22  de  julio  de  2005.    Ingresó  en  Petrobras  en  1974  y  ha  ejercido  diversas  funciones  financieras  y  de  planificación tanto en Brasil como en el exterior. Se  ha  desempeñado  como  Gerente  Financiero  Corporativo  de  Petrobras,  y  también  en  varias  oportunidades  ocupó  el  cargo  de  Gerente  Financiero  y  Presidente  del  Consejo  de  Administración  de  subsidiarias  de  Petrobras  que  realizan  actividades  financieras  internacionales.   Asimismo,  fue  profesor  de  Economía  en  la 

 

Mandato   Actual    Abril de 2011  Abril de 2011 

Guilherme  de  Oliveira  Estrella:  Ejerce  el  cargo  de  Director  de  Exploración  y  Producción  desde  2003.    Se  desempeña  como  Presidente  del  Consejo de Administración del Instituto Brasileño de  Petróleo, Gas y Biocombustibles (Instituto Brasileiro 

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de Petróleo, Gás e Biocombustíveis) desde 2003.  En  1964 obtuvo el título de Geólogo en la Facultad de  Geología  de  la  Universidad  Federal  de  Rio  de  Janeiro. 

de Janeiro y realizó una Maestría en Economía en la  Fundação Getúlio Vargas.   Jorge  Luiz  Zelada:  Se  desempeña  como  Director  de  Negocios  Internacionales  desde  el  3  de  marzo  de  2008.  Obtuvo  el  título  de  Ingeniero  en  Electricidad  en  la  Universidad  Federal  de  Rio  de  Janeiro  en  1979  y  una  Maestría  en  Administración  en IBMEC/Rio de Janeiro en 2000.  

Paulo  Roberto  Costa:  Ejerce  el  cargo  de  Director  de  Refinación,  Transporte  y  Comercialización  desde  el  14  de  mayo  de  2004.  Obtuvo  el  título  de  Ingeniero  Mecánico  en  la  Universidad  Federal  de  Paraná  en  1976.  Ingresó  a  Petrobras  en  1977  y  estuvo  a  cargo  de  actividades  de  Exploración  y  Producción  durante  un  largo  período.  

Principales Ejecutivos de PifCo   Los  ejecutivos  actualmente  en  funciones  son  funcionarios  experimentados  de  Petrobras,  algunos de los cuales fueron miembros del Consejo  de  Administración  de  subsidiarias  de  Petrobras  y  trabajaron  en  oficinas  de  representación  en  el  exterior.  Los  ejecutivos  forman  un  comité  y  son  responsables de la administración diaria de PifCo. El  mandato  de  los  ejecutivos  de  PifCo  es  por  tiempo  indeterminado  y  pueden  ser  removidos  con  o  sin  causa. 

Maria  das  Graças  Silva  Foster:  Se  desempeña  como  Directora  de  Gas  y  Energía  de  Petrobras  desde  el  21  de  septiembre  de  2007.   Obtuvo  el  título  de  Ingeniera  Química  en  la  Universidad  Federal  Fluminense  y  una  Maestría  en  Ingeniería Nuclear en la Universidad Federal de Rio 

  El siguiente cuadro presenta información sobre los ejecutivos de PifCo:  

Nombre    Daniel Lima de Oliveira........................................... Guilherme Pontes Galvão França ........................... Sérvio Túlio da Rosa Tinoco.................................... Mariângela Monteiro Tizatto ................................. Nilton Antônio de Almeida Maia ............................ Gérson Luiz Gonçalves............................................ Juarez Vaz Wasserten.............................................  

Fecha de Nacimiento    29 de diciembre de 1951  18 de enero de 1959  21 de junio de 1955  9 de agosto de 1960  21 de junio de 1957  29 de septiembre de 1953  26 de agosto de 1954   

Daniel  Lima  de  Oliveira:  Ejerce  el  cargo  de  Presidente de PifCo y Gerente Ejecutivo de Finanzas  Corporativas  de  Petrobras  desde  el  1º  de  septiembre  de  2005.    Para  consultar  información  biográfica sobre Lima de Oliveira, véase “Consejeros  de PifCo.”  

Paulo  (1983), parcialmente  completada  con  un  año  de  estudios  en  el  Institut  Supérieur  des  Affaires— ISA/HEC, Francia.  Mariângela  Monteiro  Tizatto:  Se  desempeña  como  Directora  de  Contabilidad  de  PifCo  desde  1998,  y  como  Gerenta  General  de  Contabilidad  Corporativa  de  Petrobras  desde  1999.   Obtuvo  el  título  de  Contadora  en  la  Universidad  Cândido  Mendes  y  una Maestría  en Administración  de  Empresas.  Es  miembro  del  Consejo  Fiscal  de  Petrobras  Distribuidora  S.A.  ‐  BR  desde  2006,  e  integra  la  Comisión  de  Normas  de  Auditoría  y  Contables  de  la  Associação  Brasileira  das  Companhias Abertas—ABRASCA desde 1995.  

Guilherme  Pontes  Galvão  França:  Se  desempeña como Director Comercial de PifCo desde  el  1º  de  octubre  de  2005.    Obtuvo  el  título  de  Ingeniero Químico en la Universidad Federal de Rio  de Janeiro en 1981.  Sérvio Túlio da Rosa Tinoco: Se desempeña  como  Director  Financiero  de  PifCo  desde  el  1º  de  septiembre de 2005. Obtuvo el título de Licenciado  en  Economía  en  la  Universidad  Oswaldo  Cruz,  São  Paulo  (1978),  y  realizó  una  Maestría  en  Administración  en  la  Fundação  Getúlio  Vargas,  São 

 

Cargo    Presidente  Director Comercial   Director Financiero  Directora de Contabilidad   Director de Legales  Director de Auditoría  Director de Negocios   

Año de  Designa‐ ción    2005  2005  2005  1998  2000  2000  2009   

Nilton  Antônio  de  Almeida  Maia:  Ejerce  el  cargo de Director de Legales de PifCo desde el 19 de  abril  de  2000.    Actualmente  se  desempeña  como  Asesor  General  de  Petrobras.  Realizó  un  Posgrado 

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en  Leyes,  con  especialización  en  Derecho  de  la  Energía  y  Derecho  Tributario  en  la    Universidad  Cândido Mendes y la Universidad Estácio de Sá.  

calidad  de  consejeros  o  ejecutivos  de  PifCo,  según  corresponda.   

Gerson  Luiz  Gonçalves:  Se  desempeña  como Director de Auditoría de PifCo desde el 19 de  abril  de  2000.    Es  responsable  de  todas  las  actividades  internas  de  control  contable  de  Petrobras.    Es  también  miembro  del  Instituto  Brasileño  de  Auditores  Internos  (AUDIBRA)  y  del  Institute  of  Internal  Auditors  (IIA)  de  los  Estados  Unidos.  Obtuvo  el  título  de  Contador  en  la  Universidad de São Paulo  en 1975.  

Titularidad de las Acciones  Petrobras  Al  30  de  abril  de  2009,  los  miembros  del  Consejo  de  Administración,  ejecutivos,  miembros  del  Consejo  Fiscal,  y  sus  familiares  directos,  considerados en conjunto, eran titulares de un total  de  19.787  acciones  ordinarias  y  54.416  acciones  preferidas de Petrobras.  Por consiguiente, tanto en  forma  individual  como  en  conjunto,  los  miembros  del  Consejo  de  Administración,  ejecutivos,  miembros  del  Consejo  Fiscal,  y  sus  familiares  directos eran titulares de menos del uno por ciento  de  acciones  de  Petrobras  de  cualquier  clase.    Las  acciones pertenecientes a los miembros de nuestro  Consejo  de  Administración,  ejecutivos,  miembros  del Consejo Fiscal y sus familiares directos tienen el  mismo  derecho  a  voto  que  las  acciones  del  mismo  tipo y clase pertenecientes a los demás accionistas.   Ninguno de los consejeros, ejecutivos, miembros del  Consejo  Fiscal,  ni  sus  familiares  directos  tiene  derecho a opción de compra de acciones ordinarias  o  preferidas.  Petrobras  no  dispone  de  un  plan  de  opción de compra de acciones para sus consejeros,  ejecutivos o empleados.  

 Juarez  Vaz  Wasserten:  Se  desempeña  como Director de Negocios de PifCo desde enero de  2009.    Obtuvo  el  título  de  Ingeniero  en  Producción   en la  Universidade Federal do Rio de Janeiro y una  Maestría  en  Economía  en  la  Universidade  Candido  Mendes.  Remuneración  Petrobras  En 2008, el monto total de remuneraciones  pagadas  a  todos  los  miembros  del  Consejo  de  Administración y  a  los  principales  ejecutivos  fue de  aproximadamente U$S5 millones.  Además,  los  miembros  del  Consejo  de  Administración  y  los  ejecutivos  reciben  determinados beneficios adicionales que ofrecemos  en  forma  general  a  nuestros  empleados  y  sus  familias, tales como planes de salud, pago de gastos  de  educación  y  prestaciones  complementarias  de  seguridad social. 

PifCo  Al  31  de  diciembre  de  2008,  el  capital  accionario  de  PifCo  estaba  compuesto  por  300.050.000  acciones  ordinarias  de  un  valor  nominal  de  U$S1  cada  una.    Todas  las  acciones  ordinarias  de  PifCo  emitidas  y  en  circulación  pertenecen a Petrobras.  

No  celebramos  con  nuestros  consejeros  contratos de servicios que establezcan prestaciones  posteriores  al  término  de  sus  funciones.  La  compañía  cuenta  con  un  Comité  de  Remuneraciones  y  Nombramientos  que  reviste  el  carácter  de  Comité  Asesor.  Véase  “Otros  Comités  Asesores”. 

Consejo Fiscal   Petrobras  ha  establecido  un Consejo Fiscal  permanente  compuesto  por  un  máximo  de  cinco  miembros, con arreglo a las disposiciones aplicables  de  la  Ley  de  Sociedades  brasileña.    Tal  como  lo  determina  dicha  Ley,  el  Consejo  Fiscal  es  independiente  de  la  Dirección  y  de  los  auditores  externos.    Las  atribuciones  del  Consejo  Fiscal  incluyen las siguientes responsabilidades: (i) control  de las actividades de la Dirección y (ii) revisión de la  informe anual y estados contables. Los miembros y  sus  respectivos  suplentes  son  elegidos  por  los  accionistas  en  la  Asamblea  General  Anual.    Los  tenedores de acciones preferidas sin derecho a voto 

PifCo   Los  consejeros  y  ejecutivos  de  PifCo  reciben  remuneración  de  Petrobras  por  las  funciones  que  desempeñan  en  calidad  de  empleados  de  Petrobras,  pero  no  reciben  remuneración  adicional  alguna,  ni  beneficios  de  pensión, ni otros beneficios por parte de PifCo ni de  Petrobras  por  las  funciones  que  desempeñan  en 

 

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y  los  accionistas  minoritarios  titulares  de  acciones  ordinarias  tienen  derecho  a  elegir  como  clase  un  miembro y el suplente correspondiente del Consejo  Fiscal.    El  gobierno  brasileño  tiene  el  derecho  de  designar a  la mayoría  de  los  miembros  del  Consejo  Fiscal y sus suplentes. Uno de dichos miembros y el 

 

suplente  correspondiente  es  designado  por  el  Ministro  de  Finanzas  en  representación  del  Tesoro  Nacional.    Los  miembros  del  Consejo  Fiscal  son  elegidos  en  la  Asamblea  General  Anual  de  Accionistas  por  el  término  de  un  año  y  pueden  ser  reelegidos. 

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El siguiente cuadro presenta los miembros del Consejo Fiscal actualmente en funciones:   Año de la Primera  Designación 

Nombre    Marcus Pereira Aucélio ..................................................................................................................................................   César Acosta Rech ..........................................................................................................................................................   Túlio Luiz Zamin..............................................................................................................................................................   Nelson Rocha Augusto ...................................................................................................................................................   Maria Lúcia de Oliveira Falcón........................................................................................................................................    

  2005  2008  2003  2003  2003   

El siguiente cuadro presenta los miembros suplentes del Consejo Fiscal:  

Nombre    Eduardo Coutinho Guerra ...............................................................................................................................................   Ricardo de Paula Monteiro..............................................................................................................................................   Edson Freitas de Oliveira .................................................................................................................................................   Maria Auxiliadora Alves da Silva......................................................................................................................................   Celso Barreto Neto ..........................................................................................................................................................  

Comité de Auditoría de Petrobras  

externos  en  relación  con  los  estados  contables;  

Petrobras  cuenta  con  un  Comité  de  Auditoría  que  asesora  a  nuestro  Consejo  de  Administración,  y  está  compuesto  exclusivamente  por miembros del mismo.  El 17 de junio de 2005, nuestro Consejo de  Administración aprobó el nombramiento del Comité  de  Auditoría  para  cumplir  con  los  requisitos  establecidos por la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002 y la  Norma  10A‐3  de  la  Ley  de  Mercado  de  Valores  de  1934.  El  Comité  de  Auditoría  es  responsable,  entre otros temas, de:   •

asesorar  al  Consejo  de  Administración  con  respecto  a  la  designación,  remuneración  y  contratación  de  los  auditores externos;  

•

colaborar  con  el  Consejo  de  Administración  en  el  análisis  de  los  estados  contables  y  en  la  eficacia  de  los  controles  internos  sobre  la  presentación de información financiera  luego  de  efectuar  consultas  a  los  auditores internos y externos;  

•

 

Año de la Primera  Designación    2005  2008  2002  2003  2002 

•

realizar  una  revisión  anual  de  las  transacciones  con  partes  relacionadas  que  involucran  a  miembros  del  Consejo  de  Administración  y  principales ejecutivos y sociedades que  contratan  a  los  mismos,  así  como  también  cualquier  otra  transacción  substancial con partes relacionadas; y 

•

establecer  los  procedimientos  para  la  recepción,  retención  y  tratamiento  de  reclamos  relacionados  con  temas  contables,  de  control  interno  y  auditoría, incluidos los procedimientos  para  la  presentación,  por  parte  de  los  empleados  y  en  forma  confidencial  y  anónima,  de  inquietudes  relacionadas  con  temas  contables  o  de  auditoría  que consideren cuestionables.  

El  16  de  diciembre  de  2005,  se  reformó  el  reglamento  interno  del  Comité  de  Auditoría  con  el  fin de cumplir con los requisitos exigidos por la Ley  Sarbanes‐Oxley de 2002 y la Norma 10A‐3 de la Ley  del  Mercado  de  Valores  de  1934,  incluyendo  la  incorporación de las facultades mencionadas. 

colaborar en la resolución de conflictos  entre  la  Dirección  y  los  auditores 

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Nuestro  Comité  de  Auditoría  está  habitualmente  compuesto  por  tres  miembros.    Los  miembros  actuales  del  Comité  de  Auditoría  son  los  Consejeros  Fabio  Colletti  Barbosa  y  Francisco  Roberto  de  Albuquerque,  ambos  miembros  independientes según se define en 17 CFR 240.10A‐ 3.  El  tercer  miembro  del  Comité  de  Auditoría  se  designará en 2009.   

posibles  irregularidades  en  cuestiones  de  contabilidad, control interno y auditoría.  La Oficina  del Ombudsman General depende directamente del  Comité de Auditoría y garantiza el anonimato de los  informantes.    En  diciembre  de  2007,  el  Consejo  de  Administración  aprobó  las  Políticas  y  Directivas  de  los  Ombudsmans  de  Petrobras,  lo  cual  fue  un  paso  importante  en  la  alineación  de  las  prácticas  del  Ombudsman General con las de otros ombudsmans  del  sistema,  contribuyendo  a  lograr  mejores  prácticas de gobierno corporativo. 

Otros Comités Asesores   Petrobras  implementó  dos  comités  asesores  adicionales  en  2007:  el    Comité  de  Remuneraciones  y  Nombramientos  y  el  Comité  de  Medio  Ambiente.    También  en  2007,  Petrobras  formalizó la relación entre la Comisión de Gobierno  Corporativo  y  un  Comité  de  Gestión,  con  el  fin  de  estudiar  y  perfeccionar  las  prácticas  de  gobierno  corporativo de Petrobras. 

Comités Asesores de PifCo   El  Consejo  de  Administración  de  PifCo  no  cuenta con comités asesores.   Empleados y Relaciones Laborales   Petrobras  atrae  y  retiene  empleados  valiosos  ofreciendo  remuneraciones  competitivas  y  beneficios,  promociones  por  mérito  y  un  plan  de  participación  en  las  ganancias.    Conforme  a  la  legislación brasileña,  el  plan de participación  en  las  ganancias  está  sujeto  a  un  límite  del  25%  de  los  dividendos propuestos para el ejercicio. 

Ombudsman de Petrobras   Creada en mayo de 2002 para asesorar a la  Presidencia,  la  Oficina  del  Ombudsman  General  de  Petrobras  forma  parte  de  nuestra  estructura  corporativa  desde  octubre  de  2005,  año  en  el  que  pasó  a  estar  directamente  relacionada  con  el  Consejo  de  Administración.  La  Oficina  del  Ombudsman General es el canal oficial para recibir y  responder  las  denuncias  e  información  relativa  a 

El  número  de  empleados  de  Petrobras  se  incrementó  en  2008  debido  al  crecimiento  de  nuestros negocios. 

  El siguiente cuadro indica la cantidad de empleados de Petrobras durante los últimos tres ejercicios:      Empleados de Petrobras:  Sociedad Controlante............................................................................................... Subsidiarias .............................................................................................................. Internacional ............................................................................................................ Total Grupo Petrobras..............................................................................................

2008    55.199  12.266  6.775  74.240 

  Sociedad Controlante por Nivel:  Nivel Secundario ...................................................................................................... Nivel Universitario.................................................................................................... Empleados marítimos............................................................................................... Total Sociedad Controlante ......................................................................................

    35.490  18.868  841  55.199 

    33.114  16.234  859  50.207 

    32.265  14.809  881  47.955 

  Sociedad Controlante por Región:  Sudeste de Brasil ...................................................................................................... Noreste de Brasil ...................................................................................................... Otras regiones .......................................................................................................... Total Sociedad Controlante ......................................................................................

    38.188  13.641  3.370  55.199 

    34.910  12.243  3.054  50.207 

    33.057  11.978  2.920  47.955 

 

 

126

Al 31 de diciembre de  2007    50.207  11.941  6.783  68.931 

2006    47.955  7.454  6.857  62.266 

El  siguiente  cuadro  indica  los  principales  gastos  relacionados  con  nuestros  empleados  durante  los  últimos tres ejercicios:      Salarios............................................................................................................   Capacitación de empleados.............................................................................   Distribuciones por participación en las ganancias...........................................  

2008  4.957,8  232,5  732,2 

2007  (en millones de U$S)  3.625,7  198,4  519,7 

2006  2.736,5  151,1  550,3 

  anteriores.    El  convenio  colectivo  de  trabajo  con  el  No  se  han  producido  huelgas  laborales  de  Sindicato de Empleados Marítimos se firmó el 18 de  importancia  desde  1995,  y  consideramos  que  las  noviembre de 2008.  Este convenio es retroactivo al  relaciones  entre  nuestros  empleados  y  los  1º  de  noviembre  de 2008, y  tiene  vigencia  hasta  el  sindicatos  que  representan  a  nuestros  empleados  31 de octubre de 2009.  son buenas.  El cuarenta y seis por ciento (46%) de  nuestros  empleados  son  miembros  del  Sindicato  Planes de Pensión y Salud  Nacional de Trabajadores del Petróleo, y el 34% de  nuestros  empleados  marítimos  pertenecen  al  Patrocinamos  un  plan  de  pensión  con  Sindicato  de  Empleados  Marítimos.    Anualmente  aportes  definidos,  denominado  Petros,  que  cubre  negociamos  convenios  colectivos  de  trabajo  con  aproximadamente al 96,5% de nuestros empleados.   cada sindicato.  Conforme al acuerdo vigente hasta  El  objetivo  principal  de  Petros  ha  sido  el 31 de agosto de 2009 con el Sindicato Nacional de  complementar  las  prestaciones  de  pensión  de  Trabajadores del Petróleo, los empleados recibieron  nuestros empleados.  Los empleados que participan  un aumento del 6,17% de acuerdo al incremento del  en el plan efectúan aportes mensuales obligatorios.   costo de vida que refleja el aumento de la inflación  Nuestra  política  tradicional  de  aporte de  fondos  ha  en  dicho  período,  según  las  mediciones  efectuadas  sido  realizar  aportes  anuales  al  plan,  por  montos  en  base  al  Indice  de  Precios  al  Consumidor  Amplio  determinados  a  través  de  cálculos  actuariales.    Los  (Indice  Nacional  de  Preços  ao  Consumidor  Amplo‐  aportes  se  destinan  no  sólo  a  cubrir  prestaciones  IPCA),  un  aumento  del  9,89%  en  la  escala  salarial  asignadas  hasta  la  fecha,  sino  también a  aquellas  a  mínima,  y  un  pago  único  del  100%  del  sueldo  asignarse en el futuro.  mensual, un acuerdo comparable a los de ejercicios    El  siguiente  cuadro  presenta  los  beneficios  pagados,  aportes  realizados  y  obligaciones  del  Plan  Petros  correspondientes a 2008, 2007 y 2006:       Total de beneficios pagados............................................................................   Total de aportes  .............................................................................................   Obligaciones del Plan Petros (1) ......................................................................  

2008  932  286  2.054 

2007  (en millones de U$S)  835  282  5.042 

2006  713  187  4.843 

 

(1)  Diferencia por la cual el valor actuarial de nuestra obligación de proveer prestaciones futuras excede el valor de mercado de los activos  del plan utilizados para satisfacer esa obligación.  La disminución de estas obligaciones en 2008 se debió básicamente a la variación de la  tasa de descuento del 6% anual en 2007 al 7,17% anual en 2008.  Véase la Nota 16(f) a los estados contables auditados consolidados de  la Compañía correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008. 

El 9 de agosto de 2002, el Plan  Petros dejó  de  admitir  nuevos  participantes    y  desde  2003  hemos llevado a cabo negociaciones complejas con  representantes  del  Sindicato  de  Trabajadores  del  Petróleo  para  solucionar  los  déficits  del  plan  y  desarrollar  un  plan  de  pensión  complementario.   Asimismo  hemos  sido  objeto  de  acciones  legales  significativas  en  relación  con  el  Plan  Petros.    En  agosto  de  2007,  aprobamos  nuevas  reglamentaciones  para  el  Plan  Petros  y  celebramos 

 

un  acuerdo  con  el  Sindicato  Nacional  de  Trabajadores  del  Petróleo  y  otras  partes  involucradas  en  virtud  del  cual  se  extinguirán  los  juicios existentes en relación con el Plan Petros.  Los  principales  cambios  introducidos  al  Plan  Petros  incluyen:  (i)  el  aumento  de  los  salarios  de  los  empleados  activos  ya  no  se  trasladará  a  los  empleados  retirados,  (ii)  los  beneficios  de  los  participantes  del  plan  se  ajustarán  de  acuerdo  con  el índice de inflación IPCA, y (iii) las reducciones en 

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principales  riesgos  y  una  porción  de  los  costos  relacionados  con  otros  tipos  de  cobertura  de  acuerdo  con  tablas  de  participación,  definidas  por  determinados  parámetros  que  incluyen  los  niveles  salariales. 

las pensiones dispuestas por el plan del gobierno ya  no  serán  absorbidas  por  el  Plan  Petros.    Petrobras  acordó  pagar  R$5.800  millones  actualizados  en  forma retroactiva al 31 de diciembre de 2006 por el  índice  de  precios  al  consumidor  (IPCA)  más  el  6%  anual, que se pagarán en cuotas semestrales con un  interés  anual  del  6%  sobre  el  saldo  durante  los  próximos 20 años, conforme se acordó previamente  en la renegociación. 

Nuestro  compromiso  en  relación  con  las  prestaciones  futuras  a  los  participantes  del  plan  es  calculado  anualmente  por  un  actuario  independiente,  por  el  método  de  Crédito  Unitario  Proyectado.    El  plan  de  salud  no  está  financiado  ni  de ningún modo garantizado por activos. En cambio,  el  pago  de  las  prestaciones  está  basado  en  los  costos  anuales  incurridos  por  los  participantes  del  plan. 

El  1º  de  julio  de  2007  Petrobras  implementó  el  Plan  Petros  2,  un  plan  de  pensión  con  contribuciones  variables  o  mixto,  para  empleados que no contaban con un plan de pensión  complementario.    Una  porción  de  este  plan  con  características  de  beneficios  definidos  incluye  cobertura  de  riesgo  por  incapacidad  y  muerte,  una  garantía de  beneficio mínimo y una renta vitalicia, y  los  compromisos  actuariales  relacionados  se  registran de acuerdo con el método de la unidad de  crédito  proyectado.    La  porción  del  plan  con  características  de  aportes  definidos,  destinada  a  formar  una  reserva  para  retiros  programados,  se  reconoce  en  los  resultados  del  ejercicio  cuando  se  realizan  los  aportes.  En  2008,  los  aportes  de  Petrobras y sus subsidiarias a la porción de aportes  definidos de este plan fue de U$S267 millones.  Los  gastos  y  obligaciones  por  beneficios  relacionados  con  el  Plan  Petros  2  se  contabilizaron  de  acuerdo  con  la  SFAS  87  ‐  “Contabilización  por  parte  de  los  Empleadores del Plan de Pensión.” 

El  15  de  diciembre  de  2006,  implementamos  el  Beneficio  de  Asistencia  Médica,  que  brinda  condiciones  especiales  para  la  compra  de  medicamentos  por  parte  de  los  miembros  del  AMS  en  farmacias  adheridas  ubicadas  en  Brasil.   Véase el Item 5. “Análisis y Perspectivas Operativas  y  Financieras  –  Políticas  y  Estimaciones  Contables  Relevantes  –  Plan  de  Pensión  y  Otros  Beneficios  posteriores al Retiro”. 

Mantenemos  un  plan  de  salud  (AMS)  que  ofrece  prestaciones  de  salud  y  cubre  a  todos  los  empleados  (activos  e  inactivos)  y  a  sus  dependientes.    Administramos  este  plan  con  aportes  fijos  de  los  empleados  para  cubrir  los 

Con  excepción  de  40  empleados  de  Petrobras Europe Limited (PEL), y 24 empleados de  Petrobras  Singapore  Private  Limited  (PSPL),  el  personal  de  PifCo  está  compuesto  solamente  por  empleados  de  Petrobras,  estando  esta  última  a  cargo  de  todas  las  funciones  administrativas  de  PifCo. 

Asimismo, algunas de nuestras subsidiarias  consolidadas  cuentan  con  sus  propios  planes  de  beneficios.  PifCo  

 

 

128

Item 7.   

Principales Accionistas y Operaciones con Partes Relacionadas 

 

Principales Accionistas  

La división de acciones y el cambio de la relación de  ADR entraron en vigencia el 2 de julio de 2007. 

Petrobras 

De  conformidad  con  la  Ley  de  Sociedades  brasileña,  y  sus  modificaciones,  la  cantidad  de  acciones sin derecho a voto de la Compañía no debe  ser superior a los dos tercios de la cantidad total de  acciones.    El  gobierno  brasileño  está  obligado  por  ley a ser titular de al menos la mayoría de nuestras  acciones con derecho a voto y actualmente posee el  55,7%  de  nuestras  acciones  ordinarias  que  son  las  únicas  acciones  con  derecho  a  voto.    El  gobierno  brasileño  no  tiene  ningún  derecho  a  voto  especial,  excepto el derecho permanente de elegir la mayoría  de  nuestros  consejeros,  independientemente  del  derecho  que  nuestros  accionistas  minoritarios  puedan  tener  de  elegir  consejeros,  establecido  en  los Estatutos. 

El  capital  accionario  de  Petrobras  está  compuesto  por  acciones  ordinarias  y  acciones  preferidas sin valor nominal.  Al  30 de abril de 2009  se  encontraban  en  circulación  5.073.347.344  acciones  ordinarias  y  3.700.729.396  acciones  preferidas.  Estas  cifras  reflejan  la división   dos  por  una  de  nuestras  acciones  ordinarias  y  preferidas,  que  entró  en  vigencia  en  Brasil  el  30  de  abril  de  2009.  El  11  de  mayo  de  2007,  nuestros  accionistas aprobaron la división inversa cuatro por  dos  de  acciones  de  capital.    Como  resultado  de  la  división de acciones, la relación acciones ordinarias  y  preferidas/ADR  cambió  a  dos  acciones  por  ADR.  

En  el  siguiente  cuadro  se  consigna  información  relacionada  con  la  titularidad  de  nuestras  acciones  ordinarias  y  preferidas  al  30  de  abril  de  2009,  por  parte  del  gobierno  brasileño,  algunas  entidades  del  sector  público y nuestros ejecutivos y consejeros como grupo. No tenemos conocimiento de ningún otro accionista que  posea más del 5% de nuestras acciones ordinarias.  Acciones  Ordinarias 

Accionista    Gobierno brasileño.....................................   BNDES Participações S.A.—BNDESPar........   Otras entidades brasileñas del sector  público  Todos los consejeros y principales  ejecutivos como grupo (15 personas) ...   Otros ..........................................................   Total ...........................................................  

 

  2.826.516.456  94.492.328  3.460.280 

55,7  1,9  0,1 

19.787  2.148.858.493 

—  42,3 

5.073.347.344 

—  574.047.334  1.515.416 

—  15,5  0,04 

Total Acciones    2.826.516.456  668.539.662  4.975.696 

54.416  3.125.112.230 

—  84,5 

74.203  5.273.970.723 

—  60,1 

3.700.729.396 

100,0 

8.774.076.740 

100,0 

 

100,0 

  Al 30 de abril de 2009, aproximadamente el  34,74%  de  nuestras  acciones  preferidas  y  aproximadamente  el  27,12%  de  nuestras  acciones  ordinarias estaban registradas en los Estados Unidos  directamente o en la forma de American Depositary  Shares  (ADS).  Al  30  de  abril  de  2009,  había  en  los  Estados  Unidos  aproximadamente  642.752.920  tenedores  de  registro  de  acciones  preferidas  o  American  Depositary  Shares  representativas  de  acciones  preferidas,  y  aproximadamente  688.049.314  tenedores  de  registro  de  acciones  ordinarias  o  American  Depositary  Shares  representativas  de  acciones  ordinarias.    La  relación  ADR/acciones  ordinarias  y  preferidas  es  de  dos  acciones  por  ADR.    Esta  relación  cambió  como  consecuencia  de  la  división  de  acciones  vigente  a  partir del 2 de julio de 2007. 

 

Acciones  Preferidas 

% 

%   

%    32,2  7,6  0,1 

  PifCo  Al  31  de  diciembre  de  2008  el  capital  de  PifCo  estaba  compuesto  por  300.050.000  acciones  ordinarias  de  un  valor  nominal  de  U$S1  cada  una.   Petrobras  es  titular  de  todas  las  acciones  de  PifCo  emitidas y en circulación.  Operaciones de Petrobras con Partes Relacionadas    Consejo de Administración   Las  operaciones  directas  con  Consejeros  o  ejecutivos  de  la  Compañía  que  tengan  intereses  están  sujetas  a  la  aprobación  del  Consejo  de  Administración  y  deben  realizarse  conforme  a  las  condiciones  establecidas  para  operaciones  entre  partes  independientes  y  las  prácticas  de  mercado 

129

que  rigen  las  operaciones  con  terceros.    Ningún  miembro del Consejo de Administración, ejecutivos  ni  sus  familiares  directos  ha  tenido  participación  directa  en  ninguna  operación  que  hemos  realizado  que sea o haya sido, por su naturaleza, condiciones  o importancia, inusual para nuestro negocio durante  el  corriente  ejercicio  ni  durante  los  tres  ejercicios  inmediatamente  anteriores  ni  durante  ningún  otro  ejercicio previo, cuya consumación se encuentre de  algún  modo  pendiente  o  no  haya  tenido  lugar.   Además  no  hemos  participado  en  ninguna  operación  con  partes  relacionadas  que  sea  o  haya  sido,  por  su  naturaleza  o  condiciones,  inusual  para  nuestro  negocio  durante  el  corriente  ejercicio  ni  durante  los  tres  ejercicios  inmediatamente  anteriores,  ni  se  propuso  ninguna  transacción  de  esa  naturaleza  que  sea  o  pudiera  ser  significativa  para nuestro negocio. 

También  mantenemos  depósitos  restringidos  efectuados  por  la  Compañía  que  constituyen una garantía de los procesos legales que  involucran al gobierno de Brasil.  Al 31 de diciembre  de  2008,  estos  depósitos  ascendían  a  U$S677  millones.  Véase la Nota 23 a los estados contables  consolidados  auditados  de  Petrobras  al  31  de  diciembre de 2008.  Además,  de  acuerdo  con  la  legislación  brasileña  se  nos  permite  sólo  invertir  en  títulos  emitidos  por  el  gobierno  brasileño  en  el  país.  Esta  restricción no se aplica a inversiones fuera de Brasil.   Al 31 de diciembre de 2008, el valor de estos títulos  públicos  que  adquirimos  directamente  y  de  los  cuales  somos  titulares  asciende  a  U$S3.172  millones.  Véase la Nota 23 a los estados contables  consolidados  auditados  de  Petrobras  al  31  de  diciembre de 2008. 

No  tenemos  préstamos  ni  garantías  pendientes con los miembros de nuestro Consejo de  Administración,  ni  con  nuestros  ejecutivos  ni  sus  familiares directos. 

Para  obtener  información  adicional  sobre  nuestras  principales  operaciones  con  partes  relacionadas,  véase  la  Nota  23  a  los  estados  contables consolidados auditados de Petrobras al 31  de diciembre de 2008.    Operaciones de PifCo con Partes Relacionadas   Dado  que  PifCo  es  una  subsidiaria  totalmente  controlada  de  Petrobras,  PifCo  realiza  numerosas  operaciones  con  Petrobras  y  con  otras  afiliadas durante el curso normal de sus actividades.   PifCo  compra  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  a  proveedores  internacionales  y  los  revende  a  Petrobras  en  dólares  y  sobre  la  base  de  pagos  diferidos,  a  un  precio  que  incluye  una  prima  para compensar los costos de financiación de PifCo.   PifCo  también  compra  a  Petrobras  crudo  y  productos derivados del petróleo y para venta fuera  de Brasil. Prácticamente todos los ingresos de PifCo  son  generados  por  operaciones  realizadas  con  Petrobras.   Asimismo,  PifCo vende y compra crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  a  terceros  y  partes relacionadas, principalmente fuera de Brasil. 

Para  obtener  información  adicional  en  relación  con  la  participación  accionaria  de  los  miembros  del  Consejo  de  Administración  y  sus  familiares  directos,  véase  el  Item  6.  “Consejeros,  Principales  Ejecutivos  y  Empleados  ‐Titularidad  de  Acciones”.  Gobierno de Brasil y Petros  Participamos en numerosas operaciones en  el  curso  normal  de  los  negocios  con  nuestro  accionista  mayoritario,  el  gobierno  de  Brasil,  y  con  otras  empresas  públicas,  incluyendo  la  financiación  por  parte  del  BNDES,  la  administración  de  activos,  transacciones bancarias y otras transacciones con el  Banco do Brasil S.A. Las transacciones con el Banco  do  Brasil  mencionadas  precedentemente  registraron  un  saldo  neto  negativo  de  U$S1.543  millones al 31 de diciembre de 2008.  Véase la Nota  23  a  los  estados  contables  consolidados  auditados  de Petrobras al 31 de diciembre de 2008. 

Desde la creación de PifCo no ha existido ni  existen  operaciones  significativas  propuestas  con  ninguno  de  los  consejeros  o  ejecutivos  de  PifCo.  PifCo  no  concede  préstamos  a  sus  consejeros  ni  a  sus ejecutivos. 

Al  31  de  diciembre  de  2008,  el  valor  a  cobrar  (Cuenta  Petróleo  y  Alcohol)  al  gobierno  brasileño,  nuestro  accionista  mayoritario,  era  de  U$S346  millones  garantizado  por  una  cuenta  de  depósito  bloqueada  de  U$S53  millones.    Véase  la  Nota  23  a  los  estados  contables  consolidados  auditados de Petrobras al 31 de diciembre de 2008. 

 

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Las operaciones de PifCo con partes relacionadas generaron los siguientes saldos en 2008 y 2007:     31 de diciembre de 2008  31 de diciembre de 2007     Activo  Pasivo  Activo  Pasivo    (en millones de U$S)  Activo          Corriente:          Cuentas a cobrar ........................................................................... 24.155  —  14.886  —  Documentos a cobrar (1)............................................................... 1.152  —  9.673  —  Títulos negociables ........................................................................ 2.599  —  408  —  Pago anticipado de exportaciones................................................. 416  —  72  —  Otros.............................................................................................. 2  —  1  —  Otros no corrientes:          Títulos negociables ........................................................................ 2.000  —  3.568  —  —  280  —  Documentos a cobrar .................................................................... 412  Pago anticipado de exportaciones................................................. 331  —  711  —  Pasivo          Corriente:          Cuentas comerciales a pagar .......................................................... —  1.712  —  1.686  Documentos a pagar (1) ................................................................. —  25.353  —  23.978  Otros............................................................................................... —  —  —  —  Deuda a largo plazo:          —  —  —  —  Documentos a pagar  (1) ............................................................... Total ....................................................................................................... 31.067  27.065  29.599  25.664  Corriente ................................................................................................

28.324 

27.065 

25.040 

25.664 

A largo plazo...........................................................................................

2.743 

— 

4.559 

— 

(1)  Los documentos de PifCo a cobrar y a pagar a Petrobras en relación con la mayoría de los préstamos devengan intereses a la tasa LIBOR  más el 3% anual. 

 

131

Las principales operaciones de PifCo con partes relacionadas son las siguientes:           Ventas de crudo y productos derivados del petróleo y  servicios  Petrobras ......................................................   REFAP S.A......................................................   Petrobras America, Inc.—PAI........................  PESA..............................................................   Petrobras Bolivia...........................................  Petrobras Paraguay Distribución...................  Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha.....................  PRSI Trading………………………………...  PIB B.V. .........................................................   Refinaria de Petróleo Ipiranga ......................  Terminales Paraguayos .................................  Brazil Japan Internacional .............................  Otros .............................................................   Costo de ventas  Petrobras ......................................................   Petrobras America, Inc.—PAI........................  Companhia MEGA S.A...................................  PESA..............................................................   PIB B.V. .........................................................   PEBIS .............................................................   REFAP............................................................   Ecuadortlc S.A. ..............................................   Petrobras Colombia ......................................  Transportadora de Gas del Sur .....................  PRSI Trading………………………………...  Refinaria Del Norte .......................................  Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha.....................  Petrobras Nigeria ..........................................  Otros .............................................................   Gastos de comercialización y administración  Petrobras ......................................................   Otros .............................................................   Ingresos Financieros  Petrobras ......................................................   REFAP S.A......................................................   Braspetro Oil Company—BOC.......................  Braspetro Oil Services Company— Brasoil  PIB B.V. .........................................................   PNBV .............................................................   Agri Development B.V.—AGRI B.V. ...............  Otros .............................................................   Gastos Financieros  Petrobras ......................................................   Otros .............................................................     Total ..................................................................  

 

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de  2007  2006  Gastos  Ingresos  Gastos  Ingresos  Gastos  (en millones de U$S)           

2008  Ingresos    19.040  2.709  128  85  —  18  984  570  205  24  11  22  2    —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —    —  —    1.470  57  4  1  89  14  1  21    —  —    25.455 

132

                           

12.231  1.744  391  140  —  13  —  160  —  —  —  —  —  (11.660)  (225)  (539)  (275)  —  —  (586)  —  (407)  (235)  (153)  (71)  (58)  (57)  (165)    (294)  (48) 

 

   

 

 

(6.873)  (14)  (487)  (343)  —  (61)  (623)  2  (347)  —  —  —  —  —  (129)    (166)  (16)   

997  16  7  3  391  194  74  18   

(1.319)  (34)    (16.126) 

9.730  1.484  2.968  48  6  1  —  —  —  —  —  —  —      —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —      — 

  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —      — 

—  —  —  —  —  —  —  — 

—  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  — 

  —  —  —  —  —  —  —  — 

  —  —    16.379 

  (6.044)  (227)  (506)  (258)  (14)  (226)  (206)  (253)  (271)  —  —  —  —  —  (117)    (177)  (13)   

624  28  5  2  162  118  56  4   

(1.588)  —    (10.645) 

—  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  —  — 

—  —  —  —  —  —  —  —   

—  —    15.236 

(722)  —    (9.034) 

Item 8.   

Información Financiera  

Estados  Contables  Consolidados  de  Petrobras  y  Otra Información Financiera 

Estados  Contables  Consolidados  de  PifCo  y  Otra  Información Financiera  

Véase  el  Item  18.  “Estados  Contables”  e  “Indice de los Estados Contables.”  

Véase  el  Item  18.  “Estados  Contables”  e  “Indice de los Estados Contables.”   

  Procesos Legales   Petrobras  Actualmente estamos sujetos a numerosos procesos legales relacionados con demandas civiles, penales,  administrativas,  ambientales,  laborales  y  fiscales.  Varias  disputas  individuales  detalladas  a  continuación  representan  una  parte  significativa  del  total  de  demandas  contra  Petrobras.  Nuestros  estados  contables  consolidados  auditados  sólo  incluyen  previsiones  por  pérdidas  y  gastos  probables  y  estimables  en  forma  razonable en los que la Compañía puede incurrir en relación con litigios pendientes.  Véase la Nota 19 a nuestros  estados  contables  consolidados  auditados.    En  el  siguiente  cuadro  se  indican  las  previsiones  financieras  registradas por tipo de demanda:(1)           Demandas laborales.....................................................................................................................   Demandas fiscales........................................................................................................................  Demandas civiles..........................................................................................................................  Demandas comerciales y otras contingencias ..............................................................................   Total ............................................................................................................................................. 

Previsiones al 31 de diciembre de  2008  2007  (en millones de U$S)    50  58  81  149  220  155  28  20  379  382 

 

(1) 

Excluye previsiones por contingencias contractuales y determinaciones impositivas del Instituto Nacional do Seguro Social (INSS). 

Al 31 de diciembre de 2008, las demandas  contra  Petrobras,  la  compañía  controlante,  correspondían  a  aproximadamente  el  29,1%  del  total de demandas contra la Compañía y los montos  pagados por la Compañía con respecto a demandas  legales  contra  Petrobras  en  los  últimos  cinco  años  promediaron los U$S104 millones por año.  Al 31 de  diciembre  de  2008,  el  total  de  demandas  contra  la  Compañía, excluidos los conflictos que se relacionan  con  demandas  no  monetarias  o  demandas  difíciles  de  evaluar  en  la  etapa  actual  de  los  procesos,  representaba  aproximadamente  U$S18.600  millones.  

Petroquisa  (una  acción  entablada  por  un  accionista  destinada a hacer valer un derecho de la sociedad)  contra  Petrobras  por  supuestas  pérdidas  sufridas  como  resultado  de  la  venta  de  la  participación  accionaria  de  Petroquisa  en  varias  empresas  petroquímicas incluidas en el Programa Nacional de  Privatización  (Programa  Nacional  de  Desestatização).    La  parte  demandante  en  el  juicio  exige  a  Petrobras,  en  carácter  de  accionista  mayoritario  de  Petroquisa,  reintegrar  los  daños  y  perjuicios  producidos  al  patrimonio  de  Petroquisa,  debido a que Petrobras aprobó el precio mínimo de  venta  correspondiente  a  las  empresas  privatizadas.  El 14 de enero de 1997, una sentencia inicial declaró  responsable a Petrobras ante Petroquisa por daños  y  perjuicios  por  un  monto  equivalente  a  U$S3.406  millones.    Además,  se  exigió  a  Petrobras  abonar  al  demandante un 5% del monto de indemnización en  concepto de prima como así también honorarios de  abogados equivalentes al 20% de dicho monto.  En  2006,  compramos  la  totalidad  de  la  participación 

A  continuación  se  describen  las  demandas  más importantes contra Petrobras:   Demandas Civiles   El 23 de noviembre de 1992, Porto Seguro  Imóveis  Ltda.,  un  accionista  minoritario  de  Petroquisa,  inició  una  acción  en  representación  de 

 

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minoritaria  de  Petroquisa,  y  actualmente  somos  titulares  del  100%  del  capital  accionario  de  Petroquisa.  Petrobras apeló y logró la anulación de  la  sentencia,  pero  en  virtud  de  una  apelación  subsiguiente presentada el 30 de marzo de 2004, se  exigió  a  Petrobras  indemnizar  a  Petroquisa  y  Porto  Seguro  por  el  monto  de  U$S2.359  millones  y  U$S590  millones,  respectivamente  (éste  último  monto  representando  5%  de  prima  y  20%  de  honorarios de abogados).  

Varios  individuos  han  iniciado  acción  civil  pública (ação popular) contra Petrobras, Repsol‐YPF  y  el  gobierno  brasileño  en  virtud  de  la  cual  reclamaban  volver  atrás  el  canje  realizado  en  2001  de algunos de nuestros activos operativos en Brasil  por algunos activos operativos de YPF en Argentina.   Los  demandantes  sostienen  que  los  activos  canjeados no fueron valuados en forma apropiada y  que,  por  lo  tanto,  la  transacción  no  fue  realizada  teniendo en cuenta nuestros mejores intereses.  En  2002,  el  Tribunal  dictó a  favor  de  los  demandantes  una  medida  de  carácter  restrictivo,  prohibitivo  o  compulsivo  (injunction),  que  posteriormente  fue  suspendida  por  la  Corte  Suprema  de  Justicia  de  Brasil.      Posteriormente,  la  acción  se  resolvió  a  nuestro favor y las demás partes apelaron. Estamos  a  la  espera  de  una  resolución  final  en  cuanto  al  fondo de la cuestión. 

En  caso  de  no  revertirse  la  sentencia,  la  indemnización  que  se  estima  debe  pagarse  a  Petroquisa,  incluyendo  ajustes  monetarios  e  intereses,  ascendería  a  U$S5.854  millones.    Sin  embargo,  dado  que  Petrobras  es  titular  del  100%  del  capital  accionario  de  Petroquisa,  la  obligación  real  de  Petrobras  frente  a  Petroquisa  sería  de  aproximadamente  U$S3.863  millones.    Asimismo,  Petrobras  deberá  pagar  U$S293  millones  a  Porto  Seguro  y  U$S1.171  millones  de  honorarios  de  abogados  en  caso  de  no    revertirse  la  sentencia.   Para  obtener  mayor  información  en  relación  con  esta  demanda,  véase  la  Nota  19(a)  a  los  estados  contables  consolidados    auditados  de  Petrobras  al  31 de diciembre de 2008.  

El 18 de enero de 2000 se produjo la rotura  de  un  oleoducto  que  conectaba  una  de  nuestras  terminales  con  una  refinería  en  la  Bahía  de  Guanabara  causando  el  derrame  de  aproximadamente  341.000  galones  de  petróleo  crudo  en  la  Bahía.    Se  tomaron  las  medidas  necesarias  para  controlar  el  derrame  con  el  fin  de  evitar que el petróleo amenazara otras áreas.  Como  resultado  de  ese  derrame,  se  iniciaron  diversas  demandas  por  daños  por  parte  de  pescadores  del  Estado  de  Rio  de  Janeiro,  por  un  monto  total  de  aproximadamente  R$52  millones.    Asimismo,  la  Federación  de  Pescadores  del  Estado  de  Rio  de  Janeiro  inició  una  demanda  contra  Petrobras  en  virtud  de  la  cual  reclamaba  una  indemnización  por  daños  de  aproximadamente  R$537  millones.    En  2002, el  juez que entiende en la causa decidió que  los  daños  reclamados  eran  válidos,  pero  no  por  el  monto  reclamado.    Ambas  partes  apelaron  esta  decisión,  y  posteriormente  en  2002,  la  Cámara  de  Apelaciones del Estado de Rio de Janeiro rechazó la  apelación  presentada  por  el  demandante  y  desestimó  numerosas  demandas,  incluyendo  las  demandas  presentadas  por  los  pescadores  que  ya  habían  llegado  a  un  acuerdo  con  respecto  a  sus  reclamos  presentados  contra  Petrobras  o  que  ya  habían  iniciado  demandas  individuales,  y  también  con  respecto  a  otros  pescadores.    Ambas  partes  presentaron  nuevas  apelaciones  (agravos  de  instrumento) en 2003 al Superior Tribunal de Justiça  (STJ)  y  a  la  STF,  respectivamente,  pero  las  mismas  fueron rechazadas.  El 2 de febrero de 2007, el juez  que  inicialmente  entendió  en  la  causa  publicó  una  decisión  que  revocaba  la  decisión  de  la  Cámara  de 

En 1981, Kallium Mineração S.A. inició una  acción  contra  Companhia  de  Pesquisa  de  Recursos  Minerais—CPRM en virtud de la cual reclamaba una  indemnización  por  daños  de  aproximadamente  U$S450  millones  en  relación  con  la  resolución  anticipada  del  contrato  para  la  exploración  de  una  mina  de  sal  de  potasio  muy  grande  en  Sergipe.   CPRM  resolvió  el  contrato  cuando  el  gobierno  brasileño, que previamente había otorgado a CPRM  el derecho a desarrollar un proyecto de exploración  de la mina de sal de potasio, canceló la concesión a  CPRM  y  la  transfirió  a  nuestra  ex  subsidiaria  Petromisa.    Como  consecuencia  de  ello,  CPRM  constituyó  a  Petrobras  y  al  Gobierno  brasileño  en  co‐demandados  de  la  causa.    En  1999,  a  pesar  de  rechazar  la  mayoría  de  los  reclamos  presentados  por  Kallium,  el  Tribunal    exigió  a  Petrobras  indemnizar  a  Kallium  en  relación  con  los  gastos  de  investigación  y  exploración  incurridos  por  ésta  por  el  monto  de  aproximadamente  U$S1  millón.  Petrobras y Kallium apelaron la decisión y están a la  espera  de  la  sentencia.    El  monto  total  de  indemnización  por  daños  que    resulte  pagadero  estará sujeto a un ajuste monetario e intereses del  6% calculados a la fecha de inicio de la acción.  

 

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Apelaciones  y  que  aceptaba  en  forma  parcial  el  informe  del  perito  del  tribunal  que  definió  el  período  durante  el  cual  la  Bahía  de  Guanabara  se  vería afectada por el derrame.  Dado que el monto  de  daños  y  perjuicios  correspondiente  a  cada  pescador  afectado  es  el  mismo,  esta  decisión  representó  un  monto  total  de  R$1.102  millones  hasta  diciembre  de  2005  (sin  intereses  e  indemnización monetaria con posterioridad a dicha  fecha). Petrobras apeló esta decisión y la apelación  fue rechazada en julio de 2007.  Se hizo lugar a una  apelación  presentada  por  la  Federación  de  Pescadores  del  Estado  de  Rio  de  Janeiro  y,  como  resultado  de  ello,  el  número  de  pescadores  con  derecho  a  recibir  la  indemnización  por  daños  y  perjuicios  se  incrementó  de  12.000  a  20.000.   Petrobras  apeló  ambas  sentencias  ante  el  Superior  Tribunal de Justicia (STJ).  

del petróleo y productos de gas natural),  alegando  que  Petrobras  no  demostró  que  la  nafta  no  se  utilizaba para producir gasolina o diesel.  Dado que  presentamos  pruebas  de  que  la  nafta  se  utilizó  exclusivamente  en  actividades  petroquímicas,  consideramos  que  estas  importaciones  no  están  sujetas  al  pago  de  impuestos.  La  determinación  impositiva  ha  sido  sometida  a  revisión  y  continuaremos  apelando  a  nivel  administrativo  federal  y  posteriormente  a  nivel  de  la  justicia  federal,  si  fuera  necesario.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  la  exposición  máxima  de  Petrobras  en  esta  cuestión, incluyendo reexpresión monetaria, era de  R$1.421 millones (U$S608 millones).   Petrobras  se  vio  obligada  a  vender  sus  productos a distribuidores de combustibles libre de  CIDE  (un  impuesto  al  consumo)  como  resultado  de  las  decisiones  judiciales  obtenidas  por  los  distribuidores  contra  el  gobierno  federal  de  Brasil.   Las  decisiones  judiciales  fueron  revocadas  y  en  2007,  el  gobierno  federal  de  Brasil  inició  un  procedimiento administrativo contra Petrobras para  recuperar  el  CIDE  no  pagado.    Hemos  presentado  una  apelación  en  vista  de  la  primera  decisión  administrativa desfavorable.  Al 31 de diciembre de  2008,  la  exposición  máxima  de  Petrobras  en  esta  cuestión, incluyendo reexpresión monetaria, era de  R$1.107 millones (U$S474 millones).  

Demandas Fiscales   La  Dirección  Impositiva  de  Brasil  notificó  a  Petrobras  cuatro  determinaciones  impositivas  relacionadas con retenciones (IRRF) que consideran  que  Petrobras  debería  haber  pagado.    Dos  determinaciones  corresponden  a  pagos  que  efectuamos para la compra de petróleo importado y  las  otras  dos  están  relacionadas  con  el  fletamento  de  buques  con  plataforma  móvil.  El  8  de  mayo  de  2008,  Petrobras  inició  una  acción  en  relación  con  una  de  las  dos  determinaciones  impositivas  relacionadas  con  los  pagos  por  fletamentos  de  buques,  y  el  tribunal  dictó  una  medida  de  carácter  restrictivo,  prohibitivo  o  compulsivo  (injunctive  relief) en virtud de la cual se suspendió la retención  hasta  que  se  dicte  sentencia  definitiva.  Al  31  de  diciembre  de  2008,  el  monto  total  de  estas  cuatro  determinaciones  impositivas  ascendía  a  aproximadamente  R$5.092  millones  (aproximadamente  U$S2.179  millones).    Hemos  impugnado  las  cuatro  determinaciones  y  hemos  apelado las mismas ante un tribunal administrativo.  En  caso  de  ser  necesario,  iniciaremos  acciones  a  nivel de la justicia federal.  

Demandas Ambientales  En el período 2004‐2008, ocurrieron varios  accidentes,  algunos  de  los  cuales  causaron  derrames  de  petróleo  significativos:  115.179  galones  en  2008,  101.970  galones  en  2007,  77.402  galones en 2006, 71.141 galones en 2005 y 140.000  galones  en  2004.    Asimismo,  en  el  período  2000‐ 2002,  ocurrieron  accidentes  que  dieron  lugar  a  investigaciones  y  procesos  administrativos,  civiles  y  penales,  algunos  de  los  cuales  no  han  concluido,  y  los  más  significativos  de  los  cuales  se  indican  a  continuación.  No  podemos  predecir  si  se  iniciarán  nuevos  juicios  como  consecuencia  de  esos  accidentes ni si dichos procesos adicionales tendrán  un  efecto  adverso  significativo  para  Petrobras.   Véase  la  Nota  19  a  los  estados  contables  consolidados auditados de Petrobras. 

Petrobras  vendió  nafta  importada  para  la  producción  de  materias  primas  de  petroquímica  y  no para la producción de gasolina o diesel.  En 2006,  la  Dirección  Impositiva  de  Brasil  presentó  una  determinación  impositiva  (auto  de  infração)  contra  Petrobras  en  relación  con  el  pago  del  CIDE  (un  impuesto  al  consumo  aplicado  a  la  venta  e  importación de petróleo crudo, productos derivados 

 

Derrame  de  enero  de  2000—Bahía  de  Guanabara   El  18  de  enero  del  2000  se  produjo  la  rotura  de  un  oleoducto  que  conectaba  una  de 

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nuestras terminales con una refinería en la Bahía de  Guanabara,  provocando  el  derrame  de  aproximadamente 341.000 galones de fuel oil en la  Bahía.  Petrobras se ocupó de controlar el derrame y  evitar  que  el  petróleo  amenazara  otras  áreas.   Invertimos  aproximadamente  R$104  millones  en  trabajos de limpieza general y multas impuestas por  el  organismo  nacional  de  protección  ambiental  (IBAMA)  en  relación  con  el  derrame  y  hemos  sido  objeto  de  varios  procesos  legales  como  consecuencia del mismo. 

Derrame  de  febrero  de  2001  —  Rios  del  Estado de Paraná   El 16 de febrero de 2001 nuestro oleoducto  Araucária‐Paranaguá  se  rompió  como  resultado  de  un  movimiento  inusual  del  suelo  y  se  derramaron  aproximadamente  15.059  galones  de  fuel  oil  en  diversos  ríos  del  Estado  de  Paraná.    En  cuatro  días  realizamos  los  trabajos  de  limpieza  en  la  superficie  de  los  ríos,  recuperando  aproximadamente  13.738  galones de fuel oil.  Como resultado del accidente:  

Derrame de julio de 2000 —Curitiba   El 16 de julio de 2000 se produjo la rotura  del    oleoducto    Santa‐Catarina/Paraná  en  nuestra  refinería  Presidente  Getúlio  Vargas,  ubicada  a  aproximadamente  15  millas  (24  kilómetros)  de  Curitiba, capital del Estado de Paraná,   provocando  el  derrame  de  aproximadamente  1,06  millones  de  galones de petróleo crudo en el área. Se invirtieron  aproximadamente  R$74  millones  en  trabajos  de  limpieza  general  y  multas  impuestas  por  las  autoridades  del  Estado  de  Paraná.  Además,  en  relación con este derrame:  •

IBAMA    impuso    multas    a    Petrobras  por  R$168  millones,  que  hemos  impugnado;  

•

Se  iniciaron  contra  Petrobras  tres  acciones  civiles,  siendo  la  más  importante  una  acción  civil  iniciada  el  1º  de  enero de  2001  por  el Ministerio  Público  Federal  y  por  el  Ministerio  Público del Estado de Paraná en virtud  de  la  cual  se  reclamaron  daños  y  perjuicios  por  aproximadamente  R$2.300  millones.  Actualmente,  este  juicio está a la espera de los resultados  de una prueba pericial (prova pericial);  y 

•

 

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el  Instituto  Ambiental  do  Paraná  (IAP)  nos  impuso  una  multa  de  aproximadamente R$150 millones, que  posteriormente  fue  reducida  a  R$90  millones, la cual hemos impugnado; y  

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el  Ministerio  Público  Federal  y  el  Ministerio  Público  del  Estado  de  Paraná  iniciaron  una  acción  civil  pública  contra  Petrobras  reclamando  daños  y  perjuicios  por  aproximadamente  R$3.700  millones.   Además,  el  IAP  inició  una  acción  de  clase  (class  action)  por  daños  y  perjuicios  por  el  monto  de  R$150  millones.    Ambas  acciones  han  sido  suspendidas  debido  a  un  conflicto  de  jurisdicción  entre  los  tribunales  estaduales y federales.  Estos juicios se  encuentran pendientes de apelación. 

Explosión  de  gas  y  derrame  ‐  Marzo  de  2001— Yacimiento Roncador  El  15  de  marzo  de  2001  una  explosión  de  gas dentro de una de las columnas de la plataforma  de  producción  P‐36  ubicada  en  el  yacimiento  Roncador (a 75 millas de la costa brasileña) provocó  la  muerte  de  11  empleados  y  el  eventual  hundimiento de la plataforma. El accidente también  causó  el  derrame  de  396.300  galones  de  diesel  y  petróleo al océano. Como resultado del accidente:  

el Ministerio Público Federal inició una  acción  penal  contra  nosotros,  contra  nuestro ex Presidente y contra nuestro  ex Gerente de la Refinería REPAR.  No  se  ha  hecho  a  lugar  esta  acción  con  respecto  a  nuestro  ex  Presidente  y  la  misma  se  ha  suspendido,  estando  pendiente la apelación, con respecto a  Petrobras  y  al  ex  Gerente  de  la  Refinería REPAR.   

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el  Ministerio  Público  Federal  presentó  una  demanda  reclamando  el  pago  de  R$100  millones  por  daños  ambientales,  entre  otros  reclamos.   Petrobras  opuso  una  excepción  a  dichas  demandas  y  en  la  actualidad  está a la espera de una decisión en tal  sentido; e 

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millones  por  la  supuesta  violación  del  Acuerdo  de  Ajuste  de  Conducta  celebrado  el  11  de  agosto  de  2004  entre  Petrobras  e  IBAMA  en  relación  con  actividades  de  perforación  en  la  Cuenca  Campos.   Petrobras impugnó la multa a través de un proceso  administrativo.    Consideramos  que  la  perforación  realizada  por  Petrobras  en  la  costa  brasileña,  incluyendo  la  perforación  en  la  Cuenca  Campos,  es  legítima  en  virtud  de  la  licencia  de  perforación  anterior de IBAMA, el Decreto del Gobierno Federal  emitido el 9 de diciembre de 2002, y el Acuerdo de  Ajuste  de  Conducta  celebrado  el  11  de  agosto  de  2004, que aún se encuentra vigente. 

IBAMA impuso multas a Petrobras por  aproximadamente  R$7  millones.  Hemos  impugnado  dichas  multas  a  través  de  procesos  administrativos.  Uno  de  estos  procesos  ha  concluido  y  la  multa  (por  un  monto  de  R$2  millones) ha sido ratificada por IBAMA.  Petrobras inició una acción para anular  la decisión administrativa en virtud de  la  cual  se  ratificó  la  multa  de  R$2  millones.    Aún  no  se  ha  dictado  sentencia  en  el  otro  proceso  administrativo. 

Contaminación  

Accidente en FPSO en octubre de 2002  El  13  de  octubre  de  2002  un  corte  de  energía en la FPSO P‐34 ubicada en los yacimientos  de Barracuda‐Caratinga afectó el sistema de balance  hídrico  del  buque  causando  la  inclinación  de  la  FPSO.  Cuatro días después, se había restablecido la  estabilidad  del  buque  sin  registrarse  víctimas  ni  derrames de petróleo en el mar. Como resultado de  la  investigación  sobre  ese  accidente,  se  incorporaron  diversas  medidas  a  nuestro  Programa  de  Excelencia  Operativa  o  PEO  para  prevenir  accidentes  similares.    En  relación  con  el  accidente,  también  celebramos  con  IBAMA  un  Acuerdo  de  Ajuste  de  Conducta,  con  el  objeto  de  llevar  a  cabo  ciertas  acciones  en  la  Cuenca  Campos  para  reducir  el  riesgo  de  daño  ambiental.    El  Ministerio  Público  Federal impugnó la validez del Acuerdo de Ajuste de  Conducta  en  2003  e  intentó  evitar  que  IBAMA  otorgara  a  Petrobras  licencias  para  nuestras  plataformas  ubicadas  en  la  Cuenca  Campos.    El  tribunal  dictó  sentencia  a  favor  de  Petrobras,  que  fue  apelada  por  el  Ministerio  Público  Federal.    El  Tribunal  resolvió  parcialmente  la  apelación  a  favor  del Ministerio Público Federal. Petrobras impugnó la  decisión y está a la espera de la sentencia. 

El  15  de  enero  de  1986  el  Ministerio  Público  del  Estado  de  São  Paulo  y  la  Unión  de  Defensores de la Tierra, presentaron una acción civil  pública contra Petrobras y 23 empresas más ante el  Tribunal  del  Estado  de  São  Paulo  por  supuestos  daños  causados  por  contaminación.    Esta  causa  se  encuentra  en  la  etapa  de  prueba.    El  monto  reclamado  en  el  escrito  inicial  presentado  al  Tribunal asciende a  R$4.217, pero es difícil estimar  los  daños  reales  que  podrían  ser  calculados  por  el  Tribunal.    El  Ministerio  Público  del  Estado  de  São  Paulo  ha  declarado  públicamente  que  se  necesitarán  finalmente  U$S800  millones  para  subsanar el supuesto daño ambiental.  El Tribunal se  negó  a  declarar  solidariamente  responsables  a  los  demandados  y  consideramos  que  será  difícil  determinar el daño ambiental atribuible a cada uno  de ellos.  PifCo  No  existen  litigios  ni  procesos  públicos  pendientes  o  que,  a  saber  de  PifCo,  intenten  iniciarse  contra  PifCo  o    alguna  de  las  subsidiarias  que,  en  el  caso  de  un  fallo  adverso,  tendrían  un  efecto significativo sobre la situación financiera o la  rentabilidad de la empresa. 

Perforaciones en la Cuenca Campos   El 3 de febrero de 2006, IBAMA impuso una  multa a Petrobras por el monto ajustado de R$122,9       

 

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Distribución de Dividendos   Petrobras  A  continuación  se  describe  el  pago  de  dividendos  por  parte  de  Petrobras  durante  los  últimos  cinco  ejercicios, incluyendo montos pagados en la forma de intereses sobre el capital.     

2008 

    Dividendos pagados a accionistas .................................................   Dividendos pagados a participaciones minoritarias ......................    

4.343  404  4.747 

2004 

1.785  24  1.809 

de dividendos en cualquier momento dentro de los  límites establecidos por la legislación brasileña. 

En  relación  con  la  política  de  distribución  de  dividendos  mínimos  establecida  en  la  Ley  de  Sociedades brasileña, véase el Item 10 “Información  Adicional  ‐  Acta  Constitutiva  y  Estatutos  de  Petrobras ‐ Pago de Dividendos e Intereses sobre el  Capital”  y  el  Item  10  “Información  Adicional  ‐  Acta  Constitutiva  y  Estatutos  de  Petrobras  ‐  Distribución  Obligatoria”.  Petrobras  puede  modificar  la  política 

Item 9.   

Ejercicio finalizado el 31 de diciembre de  2007  2006  2005  (en millones de U$S)    3.860  3.144  2.104  143  69  6  4.003  3.213  2.110 

PifCo  Para  obtener  información  adicional  sobre  la  política  de  distribución  de  dividendos  de  PifCo,  véase  el  Item  10  “Información  Adicional  ‐  Acta  Constitutiva y Estatutos de PifCo—Dividendos.” 

Oferta y Cotización en Bolsa  

Petrobras  Mercados   Nuestras acciones y ADSs cotizan en los siguientes mercados:  Acciones Ordinarias ...........   Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa)— São Paulo (PETR3); Mercado de Valores  Latinoamericanos en Euros (Latibex)—Madrid, España (XPBR)      Acciones Preferidas ...........   Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa)— São Paulo (PETR4); Mercado de Valores  Latinoamericanos en Euros (Latibex)—Madrid, España (XPBRA)      ADSs representativas de  Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)—Nueva York (PBR)  Acciones Ordinarias ...........       ADSs representativas de  Bolsa de Valores de Nueva York (NYSE)—Nueva York (PBRA)  Acciones Preferidas ...........       Acciones Ordinarias ...........   Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA)—Buenos Aires, Argentina (APBR)      Acciones Preferidas ...........   Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA)—Buenos Aires, Argentina (APBRA) 

  Nuestras  acciones  ordinarias  y  preferidas  se  negocian  en  la  Bolsa  de  Valores  de  São  Paulo  desde  1968.  Nuestras  ADSs  que  representan  dos  acciones  ordinarias  y  nuestras  ADSs  que  representan dos acciones preferidas se negocian en  la  Bolsa  de  Valores  de  Nueva  York  desde  2000  y  2001, respectivamente.  JPMorgan Chase Bank, N.A.  actúa  como  depositario  de  las  ADSs  que  representan  acciones  ordinarias  y  preferidas.  En  marzo  de  2008,  los  accionistas  de  Petrobras 

 

aprobaron  la  división  dos  por  una  de  nuestras  acciones ordinarias y preferidas que se negocian en  la  Bolsa  de  Valores  de  São  Paulo,    y  nuestras  ADSs  que  representan  acciones  ordinarias  y  preferidas  que  se  negocian  en  la  Bolsa  de  Valores  de  Nueva  York. La división de acciones entró en vigencia el 28  de abril de 2008 en la Bolsa de Valores de São Paulo  y  el  8  de  mayo  de  2008  en  la  Bolsa  de  Valores  de  Nueva York. La división de acciones de dos por una 

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no afectó la relación ADSs/acciones subyacentes de  Petrobras.    Nuestras  acciones  ordinarias  y  preferidas  se negocian en LATIBEX desde 2002. LATIBEX es un  mercado electrónico creado en 1999 por la Bolsa de 

Madrid  con  el  propósito  de  permitir  la  negociación  de títulos latinoamericanos denominados en Euros.  Nuestras  acciones  ordinarias  y  preferidas  se  negocian  en  la  Bolsa  de  Comercio  de  Buenos  Aires desde el 27 de abril de 2006. 

 

 

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Información relativa al Precio de las Acciones   El  siguiente  cuadro  incluye  información  en  relación  con  la  negociación  de  las  acciones  ordinarias  y  preferidas  de  Petrobras,  conforme  lo  informado  por  la  Bolsa  de  Valores  de  São  Paulo,  y  de  las  ADSs  que  representan acciones ordinarias y preferidas, conforme lo informado por la Bolsa de Nueva York, correspondiente  a los períodos indicados.   

Reales por acción  ordinaria 

  Máximo  2004 .................................... 13,46  20,90  2005 .................................... 27,70  2006: ................................... 52,50  2007: ................................... Primer trimestre ............. 27,88  Segundo trimestre  29,39  35,39  Tercer trimestre .............. 52,50  Cuarto trimestre ............. 2008:  62,30  Primer trimestre ............. 52,16  Segundo trimestre  62,30  56,30  Tercer trimestre .............. Cuarto trimestre ............. 41,60  31,00  Noviembre 2008.............. 29,64  Diciembre  2008 .............. 2009:    Primer Trimestre............. 38,97  31,02  Enero 2009...................... 34,25  Febrero 2009 .................. 38,97  Marzo 2009..................... 38,90  Abril 2009 .......................

Mínimo  9,57  12,70  20,33  22,43  22,43  25,15  27,13  34,28  20,21  39,00  45,66  34,32  20,21  21,21  21,50    27,45  27,45  29,76  30,50  35,71 

Reales por acción preferida 

Máximo  12,24  18,61  24,90  44,20  25,23  25,82  30,18  44,20  52,51  43,50  52,51  46,09  34,90  25,10  24,35    30,86  25,50  27,92  30,86  30,84 

  Bolsa de Valores de São Paulo   

U$S por ADS  representativa de acciones  preferidas  Máximo  Mínimo    9,18    5,21    16,55    8,36  23,39  15,78  49,83  18,88  22,72  18,88  27,02  21,93  32,88  22,71  49,83  31,92  63,51  12,56  51,50  39,06  63,51  43,38  57,40  31,73  36,35  12,56  24,89  12,56  21,21  14,62      27,72  19,48  23,25  19,48  24,48  20,36  27,72  20,47  28,49  25,49 

limitaciones  de  acuerdo  con  la  legislación  sobre  inversiones  extranjeras  de  Brasil.    Con  limitadas  excepciones,  los  tenedores  no  brasileños  sólo  pueden operar en la Bolsa de Valores de São Paulo  de  acuerdo  con  los  requisitos  de  la  Resolución  Nº  2.689  del  Consejo  Monetario  Nacional.  La  Resolución  Nº  2.689  exige  que  los  títulos  pertenecientes  a  tenedores  no  brasileños  sean  mantenidos  en  custodia  de,  o  en  cuentas  de  depósito  en,  entidades  financieras  debidamente  autorizadas por el Banco Central de Brasil y la CVM.  Además,  la  Resolución  Nº  2.689  exige  a  los  tenedores no brasileños limitar sus operaciones con  títulos  a  transacciones  en  bolsas  o  mercados  extrabursátiles  calificados  brasileños.  Con  limitadas  excepciones, los tenedores no brasileños no pueden  transferir la titularidad de las inversiones realizadas  de conformidad con la Resolución No. 2.689 a otros  tenedores  no  brasileños  a  través  de  transacciones  privadas. 

  La Bolsa de Valores de São Paulo es menos  líquida que la Bolsa de Valores de Nueva York.  Al 31  de  diciembre  de  2008,  la  capitalización  total  de  mercado  de  las  439  empresas  que  cotizan  en  la  Bolsa de Valores de Pablo fue de aproximadamente  U$S588.000  millones  y  las  diez  empresas  más  grandes representaron aproximadamente el 52% de  la  capitalización  total  de  mercado  de  todas  las  empresas que cotizan en bolsa.  Todas las acciones  en circulación de una compañía que cotiza en bolsa  pueden  negociarse  en  la  Bolsa  de  Valores  de  São  Paulo, pero en la mayoría de los casos, menos de la  mitad  de  las  acciones  que  cotizan  en  bolsa  están  realmente  disponibles  para  ser  negociadas  por  el  público.    El  resto  se  encuentra  en  poder  de  pequeños  grupos  de  personas  controlantes,  de  entidades públicas o de un accionista principal.   Un  tenedor  de  acciones  que  desee  operar  en  la  Bolsa  de  Valores  de  São  Paulo  y  que  no  sea  considerado  residente  de  Brasil  a  los  fines  impositivos y reglamentarios brasileños (un tenedor  no  brasileño)  está  sujeto  a  determinadas 

 

Mínimo  8,40  11,37  18,25  20,09  20,09  22,18  23,09  29,35  16,89  33,24  37,88  28,35  16,89  16,89  18,16    23,06  23,06  24,69  24,80  28,61 

U$S por ADS  representativa de acciones  ordinarias  Máximo  Mínimo  10,09    6,09  18,35    9,35  26,73  17,55  58,81  21,13  25,33  21,13  30,86  24,83  38,46  26,78  58,81  37,37  75,19  14,94  62,51  46,28  75,19  52,28  70,24  38,44  43,48  14,94  30,58  14,94  25,86  17,16      34,99  23,01  29,19  23,01  30,23  24,97  34,99  25,31  35,99  32,16 

PifCo   Las  acciones  ordinarias  de  PifCo  no  están  registradas  y  no  hay  un  mercado  para  negociar  las 

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mismas. Las Obligaciones Senior de PifCo cotizan en  la  Bolsa  de  Valores  de  Luxemburgo.    Las  Obligaciones  Globales  de  PifCo  con  vencimiento  en  2016,  2018  y  2019  se  encuentran  registradas  en  la  Bolsa de Valores de Nueva York.  Los demás títulos  de  deuda  de  PifCo  no  se  han  cotizado  en  ninguna   bolsa. 

Distribución de Utilidades  En cada Asamblea General de Accionistas el  Consejo  de  Administración  debe  recomendar  el  modo  de  distribución  de  la  utilidad  neta  correspondiente  al  ejercicio  anterior.    La  Ley  de  Sociedades de  Brasil  define a  la utilidad  neta  como  ganancias  netas  después  de  impuestos  a  las  ganancias  y  cargas  sociales  correspondientes  a  dicho  ejercicio,  neto  de  pérdidas  acumuladas  de  ejercicios  anteriores  y  los  montos  asignados  a  la  participación  de  los  empleados  y  ejecutivos  en  las  ganancias.  De acuerdo con la Ley de Sociedades de  Brasil, los montos disponibles para la distribución de  dividendos  o  el  pago  de  intereses  sobre  el  capital  son equivalentes a la utilidad neta menos el monto  asignado a la reserva legal. 

Item 10. Información Adicional   Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras  Información General   Petrobras  es una compañía cuyas  acciones  cotizan en bolsa y está debidamente inscripta en la  CVM  bajo  el  Nº  951‐2.    En  el  Artículo  3  de  los  Estatutos  se  establece  nuestro  objeto  social  que  comprende  la  investigación,  prospección,  extracción,  procesamiento,  comercialización  y  transporte  de  petróleo  crudo  de  los  pozos,  de  esquistos  y  otros  tipos  de  rocas,  de  sus  derivados,  de gas natural y otros hidrocarburos, así como otras  actividades  relacionadas  o  similares  tales  como  actividades  asociadas  con  la  energía,  incluyendo  investigación,  desarrollo,  producción,  transporte,  distribución,  venta  y  comercialización  de  todas  las  formas  de  energía,  así  como  también  otras  actividades  relacionadas  o  similares.    Petrobras  puede llevar a cabo fuera de Brasil, directamente o  a  través  de  sus  subsidiarias,  cualquiera  de  las  actividades descriptas en el objeto social. 

Debemos  mantener  una  reserva  legal  a  la  que  se  debe  asignar  el  5%  de  las  utilidades  netas  correspondientes  a  cada  ejercicio  hasta  alcanzar  el  20% del capital integrado.  Sin embargo, no estamos  obligados  a  realizar  asignaciones  a  la  reserva  legal  en un ejercicio en el que la reserva legal, sumada a  las demás reservas de capital establecidas, exceda el  30%  de  nuestro  capital.    La  reserva  legal  puede  utilizarse  solamente  para  compensar  pérdidas  o  aumentar el capital.  Siempre  que  la  Compañía  esté  en  condiciones  de  realizar  la  distribución  mínima  obligatoria descripta a continuación, se debe asignar  un monto equivalente al 0,5% del capital suscripto y  totalmente  integrado  al  cierre  del  ejercicio  a  una  reserva dispuesta por ley.  La reserva se utiliza para  financiar los costos de programas de investigación y  de  desarrollo  tecnológico.    El  saldo  acumulado  de  esta  reserva  no  puede  exceder  el  5%  del  capital  accionario suscripto y totalmente integrado. 

Requisitos de los Consejeros  La  ley  brasileña  establece  que  el  Consejo  de Administración  sólo  puede  estar  compuesto  por  accionistas  de  la  empresa,  pero  no  establece  una  tenencia  mínima  de  acciones  ni  requisitos  de  residencia  para  desempeñarse  como  Director.  Los  miembros  del  Comité  Ejecutivo  deberán  ser  ciudadanos  brasileños  y  residir  en  Brasil.    Los  consejeros  y  ejecutivos  no  pueden  votar  respecto  de  ninguna  transacción  que  involucre  a  las  compañías  en  las  que  los  mismos  sean  titulares  de  más del 10% del total del capital accionario o en las  que  hayan desempeñado funciones ejecutivas en el  período  inmediatamente  anterior  a  haber  asumido  el  cargo.    De  acuerdo  con  los  Estatutos,  los  accionistas fijan la remuneración total a pagar a los  consejeros  y  ejecutivos.  El  Consejo  de  Administración distribuye la remuneración entre sus  miembros y los ejecutivos. 

 

La  ley  brasileña  también  dispone  tres  asignaciones  discrecionales  de  la  utilidad  neta  que  están  sujetas  a  aprobación  de  los  accionistas  en  la  Asamblea  Anual  de  Accionistas,  según  se  indica  a  continuación:  •

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en  primer  lugar,  podrá  asignarse  un  porcentaje  de  la  utilidad  neta  a  una  reserva para contingencias en relación  con  pérdidas  previstas  que  se  consideren  probables  en  futuros  ejercicios.    Todo  monto  asignado  de  este  modo  en  un  ejercicio  anterior  deberá  desafectarse  en  el  ejercicio  en 

el  que  las  razones  que  justifican  la  reserva  desaparecen,  o  imputarse  a  pérdida en el caso de que se produzca  la pérdida prevista;   •

•

asignada  a  las  reservas  mencionadas  para  financiar  los  requerimientos  de  capital  de  trabajo  y  los  proyectos de inversión descriptos anteriormente o a  la  reserva  dispuesta  por  ley  debe  distribuirse  a  los  accionistas  como  dividendos  o  intereses  sobre  el  capital. 

en  segundo  lugar,  si  el  monto  obligatorio  a  distribuir  excede  el  monto  de  las  ganancias  netas  realizadas  en  un  ejercicio  determinado,  el  monto  excedente  puede  asignarse  a  una  reserva  para  ganancias  no  realizadas.  La  Ley  de  Sociedades  de  Brasil  define  como  ganancias netas realizadas al monto de  ganancias  netas  que  excede  el  resultado  positivo  neto  de  los  ajustes  de capital y las ganancias o ingresos de  las  operaciones  cuyos  resultados  financieros  tienen  lugar  con  posterioridad  al  cierre  del  ejercicio  subsiguiente; y  

Sin embargo, la Ley de Sociedades de Brasil  permite  a  una  sociedad  que  cotiza  en  bolsa  como  Petrobras, suspender la distribución obligatoria si el  Consejo  de  Administración  y  el  Consejo  Fiscal  informan  a  la  Asamblea  Anual  General  de  Accionistas que  la distribución no  sería  aconsejable  considerando la situación financiera de la empresa.   La  suspensión  está  sujeta  a  la  aprobación  de  los  tenedores  de  acciones  ordinarias.  En  este  caso,  el  Consejo  de  Administración  debe  presentar  ante  la  CVM  una  justificación  de  dicha  suspensión.  Las  ganancias  no  distribuidas  como  consecuencia  de  la  suspensión  anteriormente  mencionada  deberán   asignarse  a  una  reserva  especial  y,  de  no  ser  absorbidas  por  pérdidas  subsiguientes,  deberán  distribuirse  cuando  la  situación  financiera  de  la  compañía lo permita. 

en  tercer  lugar,  una  parte  de  nuestra  utilidad  neta  que  excede  la  distribución  mínima  obligatoria  puede  asignarse  para  financiar  requerimientos de capital de trabajo y  proyectos  de  inversión  siempre  que  dicha  asignación  esté  respaldada  por  un  presupuesto  de  inversiones  previamente  aprobado  por  nuestros  accionistas.  Los  presupuestos  de  inversiones correspondientes a más de  un  ejercicio  deben  analizarse  en  cada  Asamblea Anual de Accionistas. 

Pago de Dividendos e Intereses sobre el Capital  La  Ley  de  Sociedades  de  Brasil  y  los  Estatutos  de  la  Compañía  establecen  la  obligación  de  celebrar  una  Asamblea  Anual  General  de  Accionistas  en  el  cuarto  mes  subsiguiente  al  cierre  de cada ejercicio en la cual, entre otras cuestiones,  los  accionistas  deberán  decidir  sobre  el  pago  de  dividendos anuales.  El pago de dividendos anuales  se fundamenta en los estados contables preparados  para el ejercicio correspondiente. 

Distribución Obligatoria  

La  Ley  Nº  9.249  de  fecha  26  de  diciembre  de  1995,  con  las  correspondientes  modificaciones,  establece  la  distribución  de  intereses  sobre  el  capital  entre  los  accionistas  como  una  forma  alternativa  de  distribución.    Dichos  intereses  están  limitados a la variación proporcional diaria de la tasa  de  interés  TJLP,  la  tasa  de  interés  a  largo  plazo  del  gobierno brasileño. 

De  acuerdo  con  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil,  los  estatutos  de  una  sociedad  anónima  (corporation)  brasileña  pueden  especificar  un  porcentaje  mínimo  de  los  montos disponibles  a  ser  distribuidos por la compañía en cada ejercicio a los  accionistas  como  dividendos  o  intereses  sobre  el  capital,  también  denominado  monto  distribuible  obligatorio,  que  no  puede  ser  inferior  al  25%  de  la  utilidad  neta  ajustada  correspondiente  al  ejercicio.   Conforme  a  nuestros  Estatutos,  el  monto  distribuible  obligatorio  se  ha  fijado  en  un  monto  mínimo  del  25%  de  nuestra  utilidad  neta,  después  de efectuadas las asignaciones a la reserva legal, a la  reserva  para  contingencias  y  a  la  reserva  para  ganancias no realizadas.  Además, la utilidad neta no 

 

Dichos  pagos  pueden  considerarse    gastos  deducibles  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias  corporativo  y  de  las  cargas  sociales,  pero  la  deducción no puede exceder el monto mayor entre:  • el  50% de  la  utilidad  neta (antes  de  considerar  dicha distribución y las deducciones por impuesto a 

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las ganancias y luego de considerar deducciones por  cargas  sociales  sobre  la  utilidad  neta)  correspondiente  al  período  con  respecto  al  cual  se  realiza el pago; o 

acciones  con  una  participación  equivalente  a  las  acciones  ordinarias  en  los  aumentos  del  capital  social  obtenidos  a  partir  de  la  incorporación  de  reservas y ganancias. 

•

Nuestro  Consejo  de  Administración  puede  distribuir dividendos o pagar intereses en base a las  ganancias  declaradas  en  los  estados  contables  intermedios.    El  monto  de  dichos  dividendos  distribuidos no puede exceder el monto de nuestras  reservas de capital. 

el 50% de las ganancias no distribuidas.  

El  pago  de  intereses  sobre  el  capital  a  los  tenedores de ADSs o acciones ordinarias, sean o no  residentes  en  Brasil,  está  sujeto  a  retenciones  impositivas en origen a una tasa del 15% o 25%.  La  tasa del 25% se aplica si el beneficiario es residente  en  un  paraíso  fiscal.    Véase  “Impuestos  relativos  a  nuestras ADSs y Acciones Ordinarias y Preferidas — Consideraciones  sobre  Impuestos  Brasileños.”  El  monto  pagado  a  los  accionistas  por  intereses  atribuidos  al  capital,  neto  de  retenciones  impositivas,  puede  incluirse  como  parte  de  la  distribución  obligatoria  de  dividendos.    Según  lo  establecido  en  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil,  la  Compañía  está  obligada  a  distribuir  entre  los  accionistas un monto suficiente que garantice que el  monto  neto  recibido,  una  vez  pagadas  las  retenciones  impositivas  en  origen  aplicables  con  respecto  a  la  distribución  de  intereses  sobre  el  capital,  sea  como  mínimo  equivalente  a  los  dividendos obligatorios. 

Asamblea de Accionistas  Los  accionistas,  a  través  del  voto  en  la  asamblea,  tienen  la  facultad  de  decidir  sobre  cuestiones  relacionadas  con  el  objeto  social  y  de  aprobar  las  resoluciones  que  consideren  necesarias  para nuestra protección y desarrollo.  La  convocatoria  a  asamblea  de  accionistas  se realiza mediante la publicación de un edicto en el  Diário  Oficial  da  União  (Boletín  Oficial),  Jornal  do  Comércio,  Gazeta  Mercantil  y  Valor  Econômico.    La  convocatoria  debe  publicarse  por  lo  menos  tres  veces  y  con  un  mínimo  de  15  días  de  antelación  respecto  de  la  fecha  prevista  para  la  asamblea.  La  convocatoria  debe  incluir  el  orden  del  día  de  la  asamblea y, en el caso de proponerse una reforma a  los  Estatutos,  una  indicación  del  contenido  de  la  misma.    En  el  caso  de  los  titulares  de  ADSs,  el  depositario  de  ADSs  deberá  recibir  la  convocatoria  con un mínimo de 30 días calendarios de antelación  respecto de la asamblea de accionistas. 

Según  lo  establecido  en  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil  y  en  nuestros  Estatutos,  los  dividendos  generalmente  deben  pagarse  dentro  de  los 60 días posteriores a la fecha de declaración de  dividendos,  a  menos  que  los  accionistas  aprueben  una  resolución  que  establezca  una  nueva  fecha  de  pago,  que,  en  ambos  casos,  debe  ser  anterior  al  cierre  del  ejercicio  en  el  cual  se  declararon  dividendos.    Los  montos  de  los  dividendos  adeudados  a  nuestros  accionistas  están  sujetos  a  cargos financieros actualizados a la tasa SELIC (tasa  de interés aplicable a determinados títulos públicos  brasileños) a partir del cierre de cada ejercicio hasta  la  fecha  de  efectivo  pago  de  dividendos.    Los  accionistas tienen un período de tres años contado  a  partir  de  la  fecha  de  pago  de  dividendos  para  reclamar los dividendos o los pagos de intereses con  respecto a sus acciones, después del cual el monto  de  los  dividendos  no  reclamados  volverá  a  la  Compañía. 

El Consejo de Administración o, en algunos  casos  específicos  establecidos  en  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil,  los  accionistas,  convocan  las  Asambleas  Generales  de  Accionistas.  Un  accionista  puede estar representado en una Asamblea General  de Accionistas por un apoderado, siempre que éste  haya  sido  designado  dentro  del  año  de  celebración  de  la  asamblea.  El  apoderado  debe  ser  un  accionista, un miembro de la Dirección, un abogado  o  una  entidad  financiera.  El  poder  otorgado  al  apoderado deberá cumplir con ciertas formalidades  establecidas por la ley brasileña.  Para  la  adopción  de  una  resolución  en  la  Asamblea  de  Accionistas,  los  accionistas  que  representen  al  menos  un  cuarto  de  nuestras  acciones ordinarias emitidas y en circulación deben  estar presentes en la asamblea.  Sin embargo, en el 

Los  titulares  de  acciones  preferidas  tienen  prioridad  en  la  distribución  equivalente  al  monto  mayor entre: el 5% de su participación proporcional  en el capital integrado o el 3% del valor libro de sus 

 

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caso  de  una  asamblea  general  para  reformar  los  Estatutos,  deberán  estar  presentes  los  accionistas  que  representan  al  menos  dos  tercios  de  las  acciones  ordinarias  emitidas  y  en  circulación.    En  caso de no constituirse el quórum, el Consejo puede  convocar  una  segunda  asamblea  mediante  notificación  enviada  con  un  mínimo  de  ocho  días  calendarios  de  antelación  respecto  de  la  fecha  prevista  para  la  asamblea  de  acuerdo  con  las  normas  de  publicación  anteriormente  descriptas.   Los requisitos de quórum no se aplican a la segunda  asamblea,  sujeto  a  los  requisitos  de  votación  para  determinadas cuestiones descriptas a continuación. 

obligatorios  y  la  asignación  a  las  distintas cuentas de reserva; 

Derecho a Voto  De  acuerdo  con  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil  y  nuestros  Estatutos,  cada  una  de  nuestras  acciones  ordinarias  tiene  derecho  a  voto  en  la  Asamblea  General  de  Accionistas.    Conforme  a  lo  establecido por ley, el gobierno brasileño  debe ser  titular de al menos la mayoría de nuestras acciones  con derecho a voto. Conforme a nuestros Estatutos,  nuestras  acciones  preferidas,  en  general,  no  confieren derecho a voto.  Los  titulares  de  acciones  ordinarias  que  votan en la Asamblea General de Accionistas tienen  la facultad exclusiva de:   •

reformar los Estatutos; 

•

aprobar  aumentos  de  capital  por  encima  del  monto  de  capital  autorizado; 

•

aprobar reducciones de capital; 

•

elegir  o  remover  miembros  del  Consejo  de  Administración  y  del  Consejo  Fiscal,  sujeto  al  derecho  de  nuestros  accionistas  titulares  de  acciones  preferidas  de  elegir  o  remover  uno  de  los  miembros  del  Consejo  de  Administración  y  de  elegir  un miembro del Consejo Fiscal; 

•

 

recibir  los  estados  contables  anuales  preparados  por  la  Dirección  y  aceptar  o  rechazar  los  estados  contables,  incluyendo  la  asignación  de  la  utilidad  neta  para  el  pago  de  dividendos 

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•

autorizar  la  emisión  de  debentures  excepto  la  emisión  de  debentures  sin  garantía y no convertibles en acciones,  que podrá ser aprobada por el Consejo  de Administración; 

•

suspender  los  derechos  de  los  accionistas que no hayan cumplido con  las obligaciones impuestas por ley o los  Estatutos; 

•

aceptar  o  rechazar  la  valuación  de  los  activos  aportados  por  un  accionista  como  contraprestación  por  la  emisión  de acciones; 

•

dictar  resoluciones  para  aprobar  reestructuraciones  societarias,  tales  como fusión, escisión y transformación  en otra clase de sociedad; 

•

participar  de  un  grupo  de  empresas  centralizado; 

•

aprobar la transferencia del control de  las subsidiarias; 

•

aprobar  la  venta  de  debentures  convertibles  emitidos  por  nuestras  subsidiarias  y  pertenecientes  a  la  Compañía; 

•

establecer  la  remuneración  de  los  principales ejecutivos; 

•

aprobar  la  cancelación  de  nuestro  registro  como  sociedad  que  cotiza  en  bolsa; 

•

decidir  sobre  la  disolución  liquidación de la Compañía; 

•

renunciar al derecho de suscripción de  acciones  o  debentures  convertibles  emitidos  por  nuestras  subsidiarias  o  afiliadas; y 

•

seleccionar una empresa especializada  para  llevar  a  cabo  la  valuación  de 

o 

•

nuestras  acciones,  en  los  casos  de  cancelación  de  nuestro  registro  como  sociedad  que  cotiza  en  bolsa  o  de  incumplimiento  de  las  normas  estándar  de  gobierno  corporativo  definidas  por  una  bolsa  de  valores  o  una  entidad  a  cargo  del  mantenimiento  de  un  mercado  extrabursátil  organizado  registrado  en  la  CVM,  con  el  fin  de  cumplir  con  dichas normas de gobierno corporativo  y  con  los  contratos  que  puedan  celebrarse  entre  Petrobras  y  dichas  entidades. 

•

Se  requerirá  la  aprobación  de  los  titulares  de  al  menos  la  mitad  de  las  acciones  ordinarias  emitidas  y  en  circulación  en  relación  con  los  siguientes asuntos:  

 

reducción de la distribución obligatoria  de dividendos; 

•

fusión  por  absorción  o  propiamente  dicha  con  otra  empresa,  sujeto  a  las  condiciones  estipuladas  en  la  Ley  de  Sociedades de Brasil; 

•

participación en un grupo de empresas  sujeto  a  las  condiciones  estipuladas  por la Ley de Sociedades de Brasil; 

•

modificación  del  objeto  social,  la  cual  debe estar precedida por una reforma  de  los  Estatutos  en  virtud  de  una  ley  federal dado que  somos una sociedad  controlada  por  el  gobierno  y  nuestro  objeto social está establecido por ley;  

•

cesación del estado de liquidación; 

•

escisión de una parte de la Compañía,  sujeto a las condiciones estipuladas en  la Ley de Sociedades de Brasil; 

aprobación  de  la  liquidación  de  la  Compañía. 

De  acuerdo  con  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil,  si  un  accionista  tiene  un  conflicto  de  intereses  con  la  Compañía  en  relación  con  una  transacción propuesta, el accionista no podrá votar  una decisión relacionada con dicha transacción.  Por  ejemplo, un accionista con intereses no puede votar  para  aprobar  la  valuación  de  activos  aportados  por  dicho  accionista  a  cambio  de  capital  o,  cuando  el  accionista es uno de los principales ejecutivos, para  aprobar el informe de la Dirección sobre los estados  contables  de  la  Compañía.  Las  transacciones  aprobadas por el voto de un accionista con conflicto  de intereses podrán ser anuladas y dicho accionista  podrá  ser  considerado  responsable  de  los  daños  causados y podrá exigírsele devolver a la Compañía  las  ganancias  que  pudiera  haber  obtenido  como  resultado de la transacción. 

Salvo  disposición  en  contrario  establecida  por ley, las resoluciones de la Asamblea General de  Accionistas  se  aprueban  por  una  mayoría  de  titulares de acciones ordinarias en circulación. No se  tienen en cuenta las abstenciones. 

•

transferencia  de  todas  nuestras  acciones  a  otra  compañía  o  incorporación  de  las  acciones  de  otra  compañía con el propósito de convertir  a  la  sociedad  cuyas  acciones  se  transfieren,  en  una  subsidiaria  totalmente  controlada  de  dicha  compañía (incorporação de ações); y 

De  acuerdo  con  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil, los siguientes asuntos deberán someterse a la  aprobación  de  los  titulares  de  acciones  preferidas  en circulación que estén afectadas en forma adversa  antes de someterse a la aprobación de al menos la  mitad  de  los  titulares  de  acciones  ordinarias  emitidas y en circulación:  •

•

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creación  de  acciones  preferidas  o  aumento  de  las  clases  existentes  de  acciones  preferidas  sin  conservar  las  proporciones de ninguna otra clase de  acciones preferidas, salvo lo dispuesto  o  autorizado  por  los  Estatutos  de  la  sociedad;  modificación  de  las  preferencias,  privilegios,  rescate  o  amortización  de  cualquier clase de acciones preferidas;  y 

•

Derechos Preferentes de Suscripción 

creación  de  una  nueva  clase  de  acciones  preferidas  con  derecho  a  condiciones  más  favorables  que  las  clases existentes. 

De  conformidad  con  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil,  cada  accionista  tiene  derechos  preferentes  de  suscripción  de  acciones  o  títulos  convertibles  en  acciones  en  todo  aumento  de  capital, en proporción al número de acciones de las  que sea titular. En el caso de un aumento de capital  que  mantenga  o  aumente  la  proporción  de  capital  representado  por  acciones  preferidas,  los  titulares  de  acciones  preferidas  tendrán  derechos  preferentes  de  suscripción  respecto  de  nuevas  acciones  preferidas  solamente.    En  el  caso  de  un  aumento de capital que disminuya la proporción de  capital  representado  por  acciones  preferidas,  los  titulares  de  acciones  preferidas  tendrán  derechos  preferentes  de  suscripción  respecto  de  nuevas  acciones  preferidas  en  proporción  al  número  de  acciones  de  las  que  sean  titulares,  y  de  acciones  ordinarias sólo en la medida que sea necesario para  evitar  la  dilución  de  su  participación  en  el  capital  social de la Compañía. 

Las  decisiones  respecto  de  nuestra  transformación en otra clase de sociedad requieren  la  aprobación  unánime  de  los  accionistas,  incluyendo  los  titulares  de  acciones  preferidas,  y  una reforma de los Estatutos según lo dispuesto en  la ley federal.  Los  titulares  de  acciones  preferidas  adquirirán derecho a voto si no se paga el dividendo  mínimo  que  los  titulares  de  dichas  acciones  tienen  derecho  a  percibir  durante  tres  ejercicios  consecutivos.  El  derecho  a  voto  continuará  vigente  hasta  que  se  haga  efectivo  el  pago.  Los  accionistas  titulares  de  acciones  preferidas  también  adquieren  derecho  a  voto  si  la  sociedad  entra  en  un  proceso  de liquidación. 

Para  ejercer  este  derecho  se  establece  un  período  mínimo  de  30  días  posteriores  a  la  publicación de la notificación de emisión de nuevas  acciones  o  títulos  convertibles  en  acciones,  y  dicho  derecho  es  negociable.    De  acuerdo  con  los  Estatutos,  el  Consejo  de  Administración  podrá  eliminar  los  derechos  preferentes  de  suscripción  o  reducir  el  período  para  su  ejercicio  en  relación  con  un  canje  público  que  se  realiza  para  adquirir  el  control  de  otra  compañía  o  en  relación  con  una  oferta  pública  de  acciones  o  de  títulos  convertibles  en acciones. 

De  conformidad  con  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil,  los  accionistas  que  representan  al  menos  un  10%  de  las  acciones con derecho  a  voto,  tienen  el  derecho  a  exigir  que  se  adopte  un  proceso  de  votación  acumulativa  en  el  que  cada  titular  de  acciones  ordinarias  tenga  derecho  a  tantos  votos  como miembros tiene el Consejo de Administración  y  en  el  que  cada  tenedor  de  acciones  ordinarias  tenga  derecho  a  votar  en  forma  acumulativa  por  solo  un  candidato  o  a  distribuir  sus  votos  entre  varios  candidatos.    Asimismo,  los  accionistas  minoritarios  titulares  de  al  menos  el  10%  de  las  acciones  con  derecho  a  voto  también  tienen  el  derecho  de  designar  o  remover  un  miembro  del  Consejo Fiscal. 

En  el  caso  de  un  aumento  de  capital  mediante  la  emisión  de  nuevas  acciones,  los  tenedores  de  ADSs,  de  acciones  ordinarias  o  preferidas  tendrían,  salvo  en  las  circunstancias  descriptas  anteriormente,  derechos  preferentes  de  suscripción  en  relación  con  toda  clase  de  acciones  recientemente emitidas.  Sin embargo, no se podrán  ejercer  derechos  preferentes  de  suscripción  en  relación  con  acciones  preferidas  subyacentes  a  las  ADSs,  a  menos  que  se  encuentre  vigente  una  declaración  de  registro  en  virtud  de  la  Ley  de  Títulos‐Valores  en  relación  con  dichos  derechos  o  una exención de los requisitos de registro de la Ley  de  Títulos‐Valores.  Véase  el  Item  3.  “Información  Clave  ‐Factores  de  Riesgo  ‐  Riesgos  Relacionados  con nuestras Acciones y Títulos de Deuda”. 

Los  titulares  de  acciones  preferidas  que  representen, individualmente o en grupo, el 10% de  nuestro capital total, tienen derecho a designar y/o  remover  un  miembro  del  Consejo  de  Administración.  Los titulares de acciones preferidas  tienen  derecho  a  designar  en  forma  independiente  un miembro del Consejo Fiscal.  Los  Estatutos  establecen  que,  independientemente  del  ejercicio  de  los  derechos  arriba  otorgados  a  los  accionistas  minoritarios  a  través  del  proceso  de  votación  acumulativa,  el  gobierno  brasileño  tiene  siempre  el  derecho  de  elegir a la mayoría de nuestros consejeros. 

 

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Rescate y Derechos de Receso  La  legislación  brasileña  establece  que,  en  limitadas circunstancias, un accionista tiene derecho  a retirar su participación accionaria de la Compañía  y a recibir el pago de la porción del capital atribuible  a su participación accionaria. 

•

escindir una parte de nuestra empresa,  sujeto  a  las  condiciones  establecidas  en la Ley de Sociedades de Brasil;  

•

transferir  todas  nuestras  acciones  a  otra empresa o incorporar acciones de  otra  empresa  con  el  propósito  de  que  la  empresa  cuyas  acciones  se  transfieren  se  convierta  en  una  subsidiaria  totalmente  controlada  de  nuestra  empresa  (incorporação  de  ações); o 

•

adquirir el control de otra compañía a  un  precio  que  excede  los  límites  establecidos  por  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil,  sujeto  a  las  condiciones  establecidas en dicha Ley. 

Este derecho de receso puede ser ejercido  por  los  tenedores  de  acciones  ordinarias  y  preferidas  afectadas  en  forma  adversa  en  el  caso  que decidamos:   •

•

crear  acciones  preferidas  o  aumentar  las  clases  existentes  de  acciones  preferidas,  sin  mantener  las  proporciones  respecto  de  otras  clases  de  acciones  preferidas,  salvo  lo  dispuesto  u  autorizado  por  nuestros  Estatutos;  o 

El  derecho  de  receso  también  puede  ejercerse en el caso de que una compañía resultante  de  una  fusión,  (incorporação  de  ações),  según  se  describe  anteriormente,  o  fusión  por  absorción  o  escisión  de  una  sociedad  que  cotiza  en  bolsa  no  logre cotizar sus acciones dentro de un plazo de 120  días contado a partir de la Asamblea de Accionistas  en la que se ha tomado tal decisión. 

cambiar  las  preferencias,  privilegios  o  condiciones  de  rescate  o  amortización  de  cualquier  clase  de  acciones  preferidas  o  crear  una  nueva  clase  de  acciones  preferidas  con  derecho  a  condiciones más favorables que las de  las clases existentes. 

El  rescate  de  acciones  que  resultara  del  ejercicio  de  dichos  derechos  de  receso  debe  realizarse  sobre  la  base  del  valor  libro  por  acción,  determinado  de  acuerdo  con  el  último  balance  aprobado  por  los  accionistas  de  la  Compañía.    Sin  embargo,  en  el  caso  de  que  una  Asamblea  de  Accionistas en la que se decida disponer el ejercicio  del  derecho  de  rescate  se  celebre  en  una  fecha  posterior  al  plazo  de 60 días  contado  a partir  de  la  fecha  del  último  balance  aprobado,  un  accionista  tendrá  derecho  a  exigir  que  sus  acciones  sean  valuadas  sobre  la  base  de  un  nuevo  balance  con  fecha  dentro  de  los  60  días  contados  a  partir  de  dicha  Asamblea  de  Accionistas.    El  derecho  de  receso caduca 30 días después de la publicación del  Acta  de  Asamblea  de  Accionistas  que  aprueba  las  medidas  societarias  descriptas  anteriormente.  Estamos  autorizados  a  reconsiderar  toda  medida  que  diera  lugar  a  ejercer  los  derechos  de  receso  dentro  de  los  10  días  siguientes  a  la  caducidad  de  dichos  derechos  si  el  retiro  de  acciones  de  los  accionistas  disidentes  perjudicara  la  estabilidad  financiera de la Compañía. 

Los titulares de acciones ordinarias pueden  ejercer  el  derecho  de  receso  en  el  caso  que  decidamos:   •

fusionarnos  con  otra  compañía  (por  absorción  o  consolidación)  sujeto  a  las  condiciones  establecidas  por  la  Ley  de  Sociedades de Brasil; o 

•

participar  de  un  grupo  centralizado  de  compañías  según  lo  establecido  en  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil  y  sujeto  a  las  condiciones establecidas en la misma. 

El  derecho  de  receso  también  puede  ser  ejercido por los accionistas disidentes en el caso de  que decidamos:  

 

•

reducir  la  distribución  obligatoria  de  dividendos; 

•

modificar  el  objeto  social  de  la  Compañía;  

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pago  del  precio  de  emisión  de  las  acciones  suscriptas o adquiridas. 

Otros Derechos de los Accionistas  De  acuerdo  con  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil, ni los Estatutos de la Compañía ni las medidas  adoptadas en una Asamblea General de Accionistas  pueden  privar  a  un  accionista  de  derechos  específicos, tales como:   •

el  derecho  de  participar  en  la  distribución de utilidades;  

•

el  derecho  de  participar,  en  forma  equitativa  y  proporcional,  de  los  activos residuales remanentes en caso  de liquidación de la sociedad;  

•

el  derecho de supervisar  la  gestión  de  los  negocios  según  lo  especificado  en  la Ley de Sociedades de Brasil;  

•

los  derechos  preferentes  de  suscripción  en  el  caso  de  suscripción  de  acciones,  debentures  convertibles  en  acciones  o  bonos  de  suscripción  (salvo  con  respecto  a  una  oferta  pública  de  dichos  títulos,  según  fuera  establecido en los Estatutos); y  

•

Forma y Transferencia  Las  acciones  de  la  Compañía  están  registradas  en  la  forma  de  acciones  escriturales  y  hemos  contratado  al  Banco  do  Brasil  para  que  realice la custodia y transferencia de acciones. A fin  de  efectuar  la  transferencia,  el  Banco  do  Brasil  realiza un registro, debita la cuenta de acciones del  transferente  y  acredita  la  cuenta  de  acciones  del  beneficiario de la transferencia.  Los accionistas podrán optar, a su exclusivo  criterio,  por  mantener  sus  acciones  a  través  de  Companhia  Brasileira  de  Liquidação  e  Custódia  o  CBLC.    Las  acciones  se  ingresan  al  sistema  CBLC  a  través  de  entidades  brasileñas  que  tienen  cuentas  de  compensación  con  el  CBLC.  El  registro  de  accionistas  de  la  Compañía    indica  cuáles  acciones  cotizan en el sistema CBLC.  A la vez, cada accionista   participante se registra en el registro de accionistas  beneficiarios mantenido en el CBLC y tiene el mismo  tratamiento que nuestros accionistas registrados.  Resolución de Controversias  Los  Estatutos  establecen  la  resolución  obligatoria  de  controversias  mediante  arbitraje,  de  acuerdo  con  las  normas  de  la  Cámara  de  Arbitraje  del  Mercado  (Câmara  de  Arbitragem  do  Mercado),  en relación con disputas relacionadas con Petrobras,  sus accionistas, funcionarios, consejeros y miembros  del  Consejo  Fiscal  y  que  involucren    disposiciones  establecidas  en  la  Ley  de  Sociedades  de  Brasil,  los  Estatutos,  las  normas  del  Consejo  Monetario  Nacional, el Banco Central de Brasil y el CVM u otra  legislación del mercado de capitales, incluyendo las  disposiciones de los acuerdos celebrados con bolsas  de  valores  o  entidades  extrabursátiles  registradas  en el CVM, en relación con la adopción de prácticas  de gobierno corporativo diferenciadas. 

el  derecho  de  receso  en  los  casos  especificados  en  la  Ley  de  Sociedades  de Brasil. 

Liquidación   En  el  caso  de  liquidación,  los  titulares  de  acciones  preferidas  están  autorizados  a  recibir,  antes  de  realizar  una  distribución  a  los  titulares  de  acciones ordinarias, un monto equivalente al capital  integrado en relación con las acciones preferidas.  Derechos de Conversión  De  acuerdo  con  los  Estatutos,  las  acciones  ordinarias  no  son  convertibles  en  acciones  preferidas,  y  las  acciones  preferidas  no  son  convertibles en acciones ordinarias. 

Sin  embargo,  las  decisiones  del  gobierno  brasileño ejercidas a través del voto en la Asamblea  General  de  Accionistas  no  están  sujetas  a  tal  procedimiento  de  arbitraje,  de  acuerdo  con  el  Artículo 238 de la Ley de Sociedades de Brasil. 

Obligación de los Accionistas en relación con Futuros  Requerimientos de Integración de Capital  El  requerimiento  de  integración  de  capital  no  está  contemplado  en  las  leyes  de  Brasil  ni  en  nuestro  Estatuto  social.  La  obligación  de  los  accionistas  de  nuestra  Compañía  ante  requerimientos de integración de capital se limita al 

 

Restricciones de Negociación  El accionista mayoritario de la Compañía, el  gobierno brasileño, como así también los miembros 

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de  nuestro  Consejo  de  Administración,  Comité  Ejecutivo y Consejo Fiscal, de acuerdo con nuestros  Estatutos, deberán:   •

•

denominada  Reglamentaciones  del  Anexo  III,  permite a las empresas brasileñas emitir certificados  de  depósito  en  los  mercados  de  divisas.   Actualmente  existe  un  programa  de  ADR  respecto  de  nuestras  acciones  ordinarias  y  preferidas  debidamente  registradas  ante  el  CVM  y  el  Banco  Central  de Brasil.  El  producido  de  la  venta de  ADSs  por  parte  de  titulares  extranjeros  no  está  sujeto  a  los  controles  brasileños  sobre  inversiones   extranjeras. 

abstenerse  de  negociar  con  títulos  de  la  Compañía,  ya  sea  en  el  período  de  un  mes  anterior  al  cierre  del  ejercicio  hasta  la  fecha  de  publicación  de  los  estados  contables,  o  durante  el  período  que  transcurra  entre  una  decisión  societaria  para  aumentar  o  reducir nuestro capital social, distribuir  dividendos o acciones y emitir títulos y  la  fecha  en  la  que  se  realicen  las  publicaciones respectivas; e  

Transferencia del Control  De  acuerdo  con  la  ley  brasileña  y  los  Estatutos  de  la  Compañía,  el  gobierno  brasileño  debe ser titular de, al menos, la mayoría de nuestras  acciones  con  derecho  a  voto.    Por  lo  tanto,  todo  cambio  en  el  control  de  Petrobras  requerirá  una  modificación de la legislación aplicable. 

informar a la Compañía y a la Bolsa de  Valores  sus  planes  de  operaciones  periódicas en relación con los títulos, si  los  hubiera,  incluido  todo  cambio  o  incumplimiento en relación con dichos  planes.  Si  la  información  está  relacionada con un plan de inversión o  desinversión,  deberá  incluir  la  frecuencia y las cantidades previstas. 

Divulgación de la Titularidad del Accionista  Las  normas  brasileñas  exigen  que  toda  persona  o  grupo  de  personas  que  represente  la  misma participación, que haya adquirido o vendido  directa  o  indirectamente  una  participación  correspondiente  a  un  5%  de  la  cantidad  total  de  acciones de cualquier tipo o clase, deberá revelar la  titularidad  de  las  acciones  o  venta  a  la  CVM  y  a  la  Bolsa  de  Valores  de  São  Paulo.  Además,  deberá  publicarse  en  los  periódicos  una  declaración  que  contenga la información requerida. Todo aumento o  reducción subsiguiente del 5% o más respecto de la  titularidad de las acciones de cualquier tipo o clase  debe ser revelada en forma similar. 

Restricciones respecto de Titulares no Brasileños   Los titulares no brasileños no están sujetos  a restricciones legales en relación con la titularidad  de nuestras acciones ordinarias o preferidas o ADSs  que  representan  acciones  ordinarias  y  preferidas  y  gozan  de  los  derechos  y  preferencias  de  dichas  acciones  ordinarias  o  preferidas,  según  corresponda. 

Acta Constitutiva y Estatutos de PifCo  

Sin  embargo,  la  capacidad  de  convertir  los  pagos  de  dividendos  y  el  producido  de  la  venta  de  acciones  ordinarias  o  preferidas  o  derechos  preferentes  de  suscripción  a  moneda  extranjera  y  de remitir dichos montos fuera de Brasil está sujeta  a las restricciones impuestas por la legislación sobre  inversiones extranjeras que, en general, exige, entre  otras  cosas,  el  registro  de  la  inversión  correspondiente  en  el  Banco  Central  de  Brasil.  De  todos  modos,  los  tenedores  no  brasileños  registrados en la CVM de acuerdo con la Resolución  Nº  2.689  podrán  comprar  y  vender  títulos  en  la  Bolsa  de  São  Paulo  sin  obtener  un  certificado  de  registro separado para cada transacción. 

Registro   PifCo  es  una  empresa  de  responsabilidad  limitada,  exenta  de  impuestos,  constituida  en  las  Islas  Caimán  de  acuerdo  con  la  Ley  de  Sociedades,  con  las  correspondientes  modificaciones,  y  con  registro número 76600. PifCo presentó y registró el  Acta Constitutiva y los Estatutos ante el Funcionario  de  Registro  de  Sociedades  el  24  de  septiembre  de  1997.    La  compañía  adoptó  un  Acta  Constitutiva  y  Estatutos modificados y actualizados en virtud de la  resolución  especial  del  único  accionista  de  fecha  7  de mayo de 2007, y adoptó otra Acta Constitutiva y  otros Estatutos modificados y actualizados en virtud  de  la  resolución  especial  del  único  accionista  de  fecha 23 de febrero de 2008.  PifCo fue inicialmente  constituida  con  el  nombre  de  Brasoil  Finance 

Además,  el  Anexo  III  de  la  Resolución  Nº  1.289 del Consejo Monetario Nacional, y su reforma 

 

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Company,  denominación  que  fue  reemplazada  mediante  resolución  especial  de  los  accionistas  de  PifCo por Petrobras International Finance Company  el  25  de  septiembre  de  1997.    La  última  modificación del Acta Constitutiva y de los Estatutos  de  PifCo  tuvo  lugar  el  23  de  febrero  de  2008,  en  relación con la reforma del objeto social  de PifCo. 

mencionados  precedentemente  y  suscribir,  librar,  aceptar,  endosar,  otorgar  y  emitir  pagarés,  giros,  letras  de  cambio,  warrants,  bonos,  debentures y garantizar el pago de los  mismos,  y  de  los  intereses  sobre  los  mismos,  mediante  la  constitución  de  garantías  reales  sobre  los  bienes  de  PifCo, ya sea de los que es propietario  en ese momento o que pueda adquirir  en  el  futuro  y  vender,  constituir  una  prenda sobre dichos bonos o disponer  de otra forma de los mismos o de otras  obligaciones  de  PifCo  a  los  fines  del  objeto social. 

Objeto Social   El  Acta  Constitutiva  y  Estatutos  de  PifCo  otorgan a PifCo plenas facultades y autoridad para:  •

•

•

•

 

realizar  actividades  de  comercialización,  venta,  financiación,  compra,  almacenamiento  y  transporte  de  petróleo,  gas  natural  y  todos  los  demás  hidrocarburos  y  productos  derivados,  incluso  etanol  y  otros  biocombustibles,    como  así  también  actividades de compra, venta, leasing y  alquiler  de  plataformas,  equipos  y  unidades  de  perforación  utilizados  en  las  actividades  de  exploración  y  producción  de  petróleo  y  gas,  y  toda  actividad  relacionada  con  dichas  operaciones; 

De  acuerdo  con  la  legislación  de  las  Islas  Caimán,  PifCo  no  puede  realizar  actividades  comerciales en las Islas Caimán salvo cuando sean a  modo  de  soporte  a  las  actividades  llevadas  a  cabo  fuera de las Islas Caimán.  Consejeros   Los  Consejeros  pueden  votar  una  propuesta, acuerdo o contrato en relación con la/el  cual  tengan  intereses.  Sin  embargo,  estos  consejeros deben declarar en la reunión del Consejo  de Administración la naturaleza de sus intereses en  dicha  propuesta,  acuerdo  o  contrato.  Si  estos  consejeros  declaran  tener  intereses,  sus  votos  se  tendrán  en  cuenta  para  constituir  el  quórum  de  dicha reunión. 

llevar  a  cabo  en  todas  partes  del  mundo  cualquiera  de  los  objetos  indicados  precedentemente,  por  medio  de  la  creación  o  suscripción  de  títulos  valores  o  la  adquisición  de  los  mismos,  en  compañías,  asociaciones,  sociedades  de  personas  o  sociedades  fiduciarias  que  se  dediquen  o  lleven  a  cabo  cualquiera  de  las  actividades  antes  indicadas  y  ejercer  el  derecho  a  voto  y  todo  otro  derecho  inherente  a  dichos  títulos  valores  (incluyendo,  sin  carácter  taxativo,  liquidar  o  disolver  dichas  sociedades)  y  disponer  de  dichos títulos valores; 

Los  Consejeros  pueden,  en  nombre  de  PifCo, ejercer la facultad de tomar préstamos, emitir  títulos  de  deuda  e  hipotecar  o  gravar  emprendimientos  o  bienes  de  PifCo  y  serán  generalmente  responsables  de  la  gestión  y  administración diarias.  No  se  exige  que  los  Consejeros  sean  titulares de acciones.  

adquirir,  ser  propietario  de  y  disponer  de  títulos  valores  para  fines  de  cobertura,  inversión  o  fines  especulativos  y  ejercer  el  derecho  a  voto  y  todo  otro  derecho  inherente  a  dichos títulos valores; y 

Derechos y Obligaciones de los Accionistas  Dividendos  Los accionistas pueden declarar dividendos  en  una  Asamblea  General,  pero  los  dividendos  no  pueden  exceder  el  monto  recomendado  por  los  consejeros.    Los  consejeros  pueden  pagar  a  los  accionistas dividendos parciales y pueden, antes de  recomendar  un  dividendo,  constituir  reservas  a 

tomar  en  préstamo  u  obtener  fondos  para cualquiera de los objetos de PifCo 

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partir  de  las  utilidades.    Los  consejeros  pueden  invertir  dichas  reservas  a  su  criterio  o  utilizarlas  en  los negocios de PifCo. 

determinar  la  forma  en  la  que  se  dividirán  dichos  activos  entre  los  accionistas o clases de accionistas; y  •

Los dividendos pueden pagarse en efectivo  o  en  especie  pero  sólo  podrán  pagarse  de  las  utilidades  o,  sujeto  a  determinadas  restricciones  impuestas  por  la  legislación  de  las  Islas  Caimán,  de  una cuenta de primas de emisión. 

transferir  la  totalidad  o  una  parte  de  los activos de PifCo a  fiduciarios. 

Los  accionistas  no  estarán  obligados  a  aceptar  títulos  sobre  los  cuales  exista  una  obligación. 

Derecho a Voto  Requerimiento de Integración de Capital 

En una Asamblea General los votos podrán  emitirse  a  mano  alzada  o  por  número  de  acciones.   En  la  votación  a  mano  alzada,  cada  accionista  o  accionista  representado  por  apoderado  tiene  un  voto.  En  la  votación  por  número  de  acciones,  cada  accionista o accionista representado por apoderado  tiene un voto por cada acción de la que es titular. 

Los  consejeros  podrán  exigir  a  los  accionistas  la  integración  del  capital  aún  no  integrado  en  relación  con  sus  acciones.  Cada  accionista  deberá  pagar  a  la  Compañía  los  montos  exigibles con respecto a dichas acciones.  Modificación de los Derechos de los  Accionistas 

Los  consejeros  se  designan  mediante  resoluciones  ordinarias  adoptadas  por  los  accionistas  en  Asambleas  Generales  o  por  resolución  del  Consejo  de  Administración.    Los  accionistas  no  están  autorizados  a  votar  en  una  Asamblea  General  a  menos  que  se  hayan  realizado  las  integraciones  de  capital  o  abonado    otros  montos  en  relación  con  sus  acciones.    En  lugar  de  votar  una  decisión  en  una  Asamblea  General,  los  accionistas con derecho a voto sobre dicha decisión  podrán  adoptarla  mediante  la  firma  de  una  resolución escrita. 

Los  accionistas  podrán  modificar  los  derechos  inherentes  a  sus  clases  de  acciones  mediante:   •

la  obtención  del  consentimiento  escrito de dos tercios de los accionistas  de dicha clase; o 

•

la adopción de una resolución especial  en la Asamblea de Accionistas de dicha  clase. 

Rescate  No  se  especifican  en  los  Estatutos  limitaciones  generales  respecto  a  los  derechos  de  titularidad de acciones. 

PifCo  podrá  emitir  acciones,  que  sean  rescatables por PifCo o por sus accionistas, en virtud  de las condiciones y en la forma que determinen los  Consejeros antes de la emisión de las mismas.  PifCo  podrá  recomprar  sus  propias  acciones  de  acuerdo  con  los  términos  y  en  la  forma  que  los  Consejeros  determinen  y  acuerden  con  el  accionista  correspondiente. 

Asambleas Generales  Una  convocada: 

• determinar  el  valor  razonable  de  los  activos  de  PifCo,  dividirlos  en  todo  o  en    parte  entre  los  accionistas  y 

 

general 

puede 

ser 

•

por  los  consejeros  en  cualquier  momento; o 

•

por  dos  accionistas  titulares  de  no  menos  de  un  10%  del  capital  accionario  con  derecho  a  voto  integrado  de  PifCo,  mediante  solicitud  escrita. 

Derechos de los Accionistas en caso de  Liquidación  En  el  caso  de  liquidación  de  PifCo,  el  liquidador  podrá  (mediante  resolución  ordinaria  adoptada por los accionistas):  

asamblea 

La  convocatoria  se  envía  a  todos  los  accionistas.  

151

Todos los asuntos tratados en la Asamblea  General se considerarán asuntos especiales excepto:  

monto  mayor  que  el  de  las  acciones  existentes; 

•

la declaración de dividendos;  

•

•

la  consideración  de  los  estados  contables,  balances  e  informes  regulares  de  los  consejeros  y  auditores; 

convertir  la  totalidad  o  parte  de  las  acciones  integradas  en  capital  y  reconvertir  ese  capital  en  acciones  integradas de cualquier denominación; 

•

dividir  las  acciones  existentes  en  acciones de un monto inferior, sujeto a  las  disposiciones  del  Artículo  13  de  la  Ley de Sociedades; y 

•

la  designación  consejeros; y 

•

la  determinación  de  la  remuneración  de los auditores. 

y 

remoción 

de  •

Para  tratar  asuntos  especiales  en  una  asamblea  se  requerirá  el  consentimiento  unánime  de los accionistas a menos que en la convocatoria se  notifique  el  asunto  especial  a  tratar.    La  asamblea  podrá  sesionar  cuando  se  haya  constituido  el  quórum  de  accionistas.    El  quórum  se  constituirá  mediante  la  presencia  de  uno  o  más  accionistas  titulares  de,  como  mínimo,  una  mayoría  de  las  acciones  de  PifCo  presentes  en  persona  o  representados por apoderado. 

cancelar  acciones  que,  a  la  fecha  de  adoptar  la  resolución,  no  pertenezcan  a  ninguna  persona,  ni  exista  acuerdo  en tal sentido, y reducir el monto de su  capital  accionario  por  el  monto  de  las  acciones canceladas. 

PifCo  podrá  reducir  su  capital  accionario  y  las  reservas  para  rescate  de  capital  mediante  una  resolución  extraordinaria  de  acuerdo  con  las  disposiciones  correspondientes  contenidas  en  la  legislación de las Islas Caimán.  Indemnización 

La  legislación  de  las  Islas  Caimán  no  establece  requerimiento  alguno  para  convocar  una  asamblea  anual  o  general  de  accionistas.    Los  consejeros  pueden  designar  una  asamblea  general  de accionistas como una asamblea general anual. 

Se  indemnizará  a  los  consejeros  y  ejecutivos  de  PifCo  con  los  activos  y  fondos  de  la  misma  en  relación  con  las  acciones,  procesos,  costos,  gravámenes,  gastos,  pérdidas,  daños  u  obligaciones  en  los  que  incurrieran  o  a  los  que  se  encontraran  sujetos  en  relación  con  la  actividad  comercial  o  asuntos  de  PifCo  en  la  ejecución  o  cumplimiento  de  sus  respectivos  deberes,  facultades  o  discreciones.  De  acuerdo  con  el  Acta  Constitutiva,  los  consejeros  y  ejecutivos  se  encuentran  exentos  de  toda  responsabilidad  frente  a  PifCo,  salvo  en  el  caso  de  pérdidas  como  consecuencia de la deshonestidad de dicha parte. 

Responsabilidad de los Accionistas  En  circunstancias  normales,  la  responsabilidad  de  los  accionistas  de  PifCo  se  limitará  al  monto  que  dicho  accionista  haya  acordado pagar en relación con la suscripción de sus  acciones.  Cambios en el Capital 

Contabilidad 

PifCo podrá aumentar su capital accionario  autorizado  mediante  resolución  ordinaria.  Las  nuevas acciones estarán sujetas a las disposiciones a  las cuales están sujetas las acciones originales. 

La contabilidad relacionada con los asuntos  de  PifCo  se  llevará  y  se  auditará  según  lo  determinen  eventualmente  los  consejeros.  Sin  embargo, no  existe  requerimiento  alguno  en  virtud  de  la  legislación  de  las  Islas  Caimán  de  auditar  la  contabilidad de PifCo. 

PifCo  podrá  también  mediante  resolución  ordinaria:  •

 

consolidar  y  dividir  todo  o  parte  del  capital  accionario  en  acciones  de  un 

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Reforma del Acta Constitutiva y de los Estatutos 

representadas  por  American  Depositary  Shares,  o  los  accionistas  registrados  que  hayan  canjeado  American Depositary Shares por acciones ordinarias  o  preferidas,  conviertan  los  dividendos,  las  distribuciones  o  el  producido  de  la  venta  de  tales  acciones  ordinarias  o  preferidas,  según  corresponda,  a  dólares  estadounidenses  y  envíen  los mismos al exterior. 

PifCo  podrá,  mediante  resolución  extraordinaria  de  los  accionistas,  reformar  el  Acta  Constitutiva y los Estatutos.  Transferencia a Otra Jurisdicción  PifCo  podrá,  mediante  resolución  extraordinaria  de  los  accionistas,  realizar  transferencias fuera de las Islas Caimán a cualquier  jurisdicción que permita dicha transferencia. 

Los inversores extranjeros pueden registrar  su inversión de conformidad con la Ley Nº 4.131 del  3 de setiembre de 1962 o la Resolución Nº 2.689. El  registro  según  la  Resolución  Nº  2.689  permite  un  tratamiento  de  impuestos  favorable  para  los  inversores  extranjeros  no  residentes  en  paraísos  fiscales,  según  lo  define  la  legislación  tributaria  brasileña.  Véase  “Impuestos  relativos  a  nuestras  ADSs  y  Acciones  Ordinarias  y  Preferidas  —  Consideraciones sobre Impuestos Brasileños.” 

Contratos Significativos   Petrobras   Para  obtener  información  sobre  los  contratos  significativos  de  Petrobras,  véase  el  Item  4.  “Información  sobre  la  Compañía”  y  el  Item  5.  “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras.”  PifCo  

Según  la  Resolución  Nº  2.689,  los  inversores  extranjeros  pueden  invertir  en  prácticamente  todo  tipo  de  activo  financiero  y  participar en casi todas las transacciones disponibles  en los mercados financieros y de capitales de Brasil,  siempre  que  se  cumplan  algunas  condiciones.  De  acuerdo con la Resolución Nº 2.689, la definición de  inversor  extranjero  incluye  a  las  personas  físicas  y  jurídicas,  a  los  fondos  comunes  de  inversión  y  a  otras entidades de inversión colectiva, domiciliados  o con casa matriz en el exterior. 

Para  obtener  información  sobre  los  contratos  significativos  de  PifCo,  véase  el  Item  4.  “Información  sobre  la  Compañía”  y  el  Item  5.  “Análisis y Perspectivas Operativas y Financieras.”  Las  declaraciones  presentadas  en  este  informe  anual  en  relación  con  el  contenido  de  contratos  u  otros  documentos  no  son  necesariamente  completas  y,  cuando  dichos  contratos  u  otros  documentos  fueran  un  anexo  de  este  informe,  cada  una  de  las  declaraciones  se  encontrará  condicionada  en  todos  los  aspectos  por  las  disposiciones  de  dichos  contratos  u  otros  documentos. 

Según  la  Resolución  Nº  2.689,  un  inversor  extranjero debe: 

Controles de Divisas ‐ Petrobras  No  existen  restricciones  en  cuanto  a  la  titularidad  de  acciones  ordinarias  o  preferidas  por  personas  físicas  o  jurídicas  con  domicilio  fuera  de  Brasil.  El  derecho  de  convertir  el  pago  de  dividendos y el producido de la venta de acciones a  moneda  extranjera  y  remitir  dichos  montos  al  extranjero,  puede  estar  sujeto  a  restricciones  impuestas  por  la  legislación  sobre  inversiones  extranjeras,  que  generalmente  exige,  entre  otras  cosas,  que  las  inversiones  se  registren  en  el  Banco  Central  de  Brasil.  Si  se  impusieran  restricciones  al  envío  de  capital  extranjero  al  exterior,  ello  podría  dificultar  o  impedir  que  la  Companhia  Brasileira  de  Liquidação  e  Custódia  (CBLC),  en  carácter  de  custodio  de  las  acciones  ordinarias  y  preferidas 

 

•

designar al menos un representante en  Brasil  con  facultades  para  tomar  decisiones  relacionadas  con  la  inversión; 

•

designar  en  Brasil  un  custodio  autorizado de su inversión; 

•

registrarse  como  inversor  extranjero  en la CVM; y 

•

registrar  su  inversión  extranjera  en  el  Banco Central de Brasil. 

Los  títulos  y  otros  activos  financieros  pertenecientes  a  “un  inversor  conforme  a  la  Resolución  Nº  2.689”  deben  registrarse  o  mantenerse en cuentas de depósito o bajo custodia  de una entidad debidamente habilitada por el Banco 

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Central  de  Brasil  o  por  la  CVM.    Además,  toda  transferencia de títulos pertenecientes a un inversor  conforme  a  la  Resolución  Nº  2.689  debe  realizarse  en bolsas de valores o en mercados extrabursátiles  habilitados  por  la  CVM,  con  excepción  de  las  transferencias  resultantes  de  una  reorganización  societaria o determinadas por ley o por testamento,  tras la muerte de un inversor. 

Además,  si  el  inversor  extranjero  residiera  en  jurisdicción  de  un  paraíso  fiscal,  estará  sujeto  a  un  tratamiento  impositivo  menos  favorable.    Véase  el  Item  3.  “Información  Clave  ‐  Factores  de  Riesgo  ‐  Riesgos relacionados con nuestras Acciones y Títulos  de Deuda” e “Impuestos relativos a nuestras ADSs y  Acciones  Ordinarias  y  Preferidas  ‐  Consideraciones  sobre Impuestos Brasileños.” 

Los  tenedores  de  American  Depositary  Shares  que  no  hayan  registrado  su  inversión  en  el  Banco  Central  de  Brasil  podrían  verse  afectados  negativamente  por  demoras  en  la  aprobación  gubernamental  o  denegación  de  la  misma  en  relación  con  la  conversión  de  los  pagos  efectuados  en  reales  y  el  giro  al  exterior  de  los  montos  convertidos. 

PifCo   No existen: 

Las  Reglamentaciones  del  Anexo  III  disponen  la  emisión  de  certificados  de  depósito  en  mercados  extranjeros  en  relación  con  las  acciones  de  emisores  brasileños.  El  depositario  de  las  ADSs  ha  obtenido  del  Banco  Central  de  Brasil  un  certificado  electrónico  de  registro  en  relación  con  nuestro  programa  de  ADR  existente.    De  conformidad  con  el  registro,  el  custodio  y  el  depositario  podrán  convertir  los  dividendos  y  otras  distribuciones  relacionadas  con  las  acciones  representadas  por  las  ADSs  a  moneda  extranjera  y  girar  el  producido  al  exterior.    Luego  del  cierre  de  una  oferta  internacional,  el  certificado  electrónico  de  registro  será  modificado  por  el  depositario  en  relación  con  las  ADS  vendidas  en  la  oferta  internacional  y  será  conservado  por  el  custodio  brasileño en relación con las acciones relevantes en  nombre del depositario. 

leyes,  decretos  ni  reglamentos  en  las  Islas Caimán que limiten la exportación  o  importación  de  capital,  incluyendo  dividendos  y  otros  pagos  a  tenedores  de  títulos  no  residentes  en  las  Islas  Caimán,  siempre  que  tales  inversores  no sean residentes de países sujetos a  sanciones  determinadas  por  las  Naciones Unidas o la Unión Europea; y 

•

limitaciones a los derechos de titulares  no  residentes  o  extranjeros  impuestas  por la legislación de las Islas Caimán o  por el Acta Constitutiva de PifCo de ser  titular  de  acciones  de  PifCo,  o  de  ejercer  el  correspondiente  derecho  a  voto. 

Impuestos  Relacionados  con  Nuestras  ADSs  y  Acciones Ordinarias y Preferidas     El  siguiente  resumen  contiene  una  descripción de las principales consideraciones sobre  los  impuestos  a  las  ganancias  de  Brasil  y  Estados  Unidos  que  pueden  afectar  a  un  accionista  al  comprar, ser titular de o vender acciones ordinarias  o  preferidas  o  ADSs.  Este  resumen  no  describe  consecuencias impositivas derivadas de las leyes de  un  estado,  distrito  o  jurisdicción  fiscal  que  no  sea  Brasil o Estados Unidos. 

En caso de que un tenedor de ADSs canjee  las  ADSs  por  las  acciones  subyacentes,  el  registro  electrónico  tendrá  validez  durante  5  días  hábiles  después de la transacción.  De allí en más, a menos  que  las  acciones  pertenezcan  a  un  inversor  debidamente  registrado  de  conformidad  con  la  Resolución  Nº  2.689,  o  que  un  tenedor  de  las  acciones  relevantes  solicite  y  obtenga  un  nuevo  certificado  de  registro  del  Banco  Central  de  Brasil,  es  posible  que  el  titular  no  pueda  convertir  en  moneda  extranjera  el  producido  de  la  venta  o  las  distribuciones  de  las  acciones  relevantes  y  de  girar  los  fondos  al  exterior.  Si  el  tenedor  de  acciones  no  estuviera  registrado  de  acuerdo  con  la  Resolución  Nº 2.689, estará sujeto a un tratamiento impositivo  menos  favorable  que  el  de  un  tenedor  de  ADS.  

 

•

Este  resumen  está  basado  en  las  leyes  tributarias de Brasil y de Estados Unidos vigentes a  la fecha de este informe anual, que están sujetas a  cambios  (posiblemente  con  efecto  retroactivo).   Este resumen se basa también en las declaraciones  del  depositario  y  en  el  supuesto  de  que  las  obligaciones que constan en el acuerdo de depósito 

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y  en  los  documentos  relacionados  se  cumplirán  de  acuerdo con sus respectivos términos y condiciones. 

prácticamente todo tipo de instrumento y participar  en  casi  todas  las  transacciones  disponibles  en  los  mercados financieros y de capitales, siempre que se  cumplan  algunas  condiciones.    De  acuerdo  con  la  Resolución  N°  2.689,  la  definición  de  inversor  extranjero  incluye  a  las  personas  físicas  y  jurídicas,  fondos  comunes  de  inversión  y  otras  entidades  de  inversión  colectiva,  domiciliados  o  con  sede  en  el  exterior. 

Este  resumen  no  es  una  descripción  integral de todas las consideraciones tributarias que  pueden  ser  relevantes  para  un  determinado  inversor,  incluidas  las  consideraciones  tributarias  que surgen de normas de aplicación general a todos  los contribuyentes o a ciertas clases de inversores o  que  generalmente  se  supone  que  son  de  conocimiento  público.    Los  compradores  potenciales  de  acciones  ordinarias  o  preferidas  o  ADSs  deben  consultar  a  sus  asesores  impositivos  en relación con las consecuencias impositivas de la  adquisición,  titularidad  y  venta  de    acciones  ordinarias o preferidas o ADSs. 

De  conformidad  con  esta  norma,  los  inversores  extranjeros deben:  (i)  designar al  menos  un  representante  en  Brasil  con  facultades  para  tomar  decisiones  en  relación  con  la  inversión  extranjera;  (ii)  completar  el  formulario  correspondiente  de  registro de  inversor  extranjero;  (iii) registrarse como inversor extranjero en la CVM;  y  (iv)  registrar  la  inversión  extranjera  en  el  Banco  Central de Brasil. 

No  existe  un  tratado  recíproco  sobre  impuesto a las ganancias entre los Estados Unidos y  Brasil.  Durante  los  últimos  años,  las  autoridades  tributarias  de  Brasil  y  los  Estados  Unidos  han  mantenido  negociaciones  que  podrían  culminar  en  la firma de un tratado de este tipo. Sin embargo, no  podemos  predecir  si  se  concretará  un  tratado  o  cuándo  entrará  en  vigencia  o  de  qué  manera  afectará  a  los  tenedores  estadounidenses  de  acciones ordinarias o preferidas o de ADSs. 

Los títulos y otros activos financieros de los  que  inversores  extranjeros  sean  titulares  de  conformidad  con  la  Resolución  N°  2.689  deben  registrarse  o  mantenerse  en  cuentas de depósito  o  bajo  custodia  de  una  entidad  debidamente  habilitada  por  el  Banco  Central  de  Brasil  o  por  la  CVM.  Además, las operaciones con títulos se limitan  a  transacciones  en  bolsas  de  valores  o  mercados  extrabursátiles habilitados por la CVM. 

 Consideraciones sobre Impuestos Brasileños   Información General  

Impuestos sobre los Dividendos 

El  siguiente  análisis  resume  las  principales  consecuencias  impositivas  en  Brasil  derivadas  de  la  compra, titularidad y venta de acciones ordinarias o  preferidas  o  ADSs,  según  corresponda,  por  un  accionista  no  domiciliado  en  Brasil,  denominado  también  tenedor  no  brasileño,  a  los  fines  impositivos brasileños, y para el caso de un tenedor  de  acciones  ordinarias  o  preferidas  que  haya  registrado  su  inversión  en  acciones  ordinarias  o  preferidas  en  el  Banco  Central  de  Brasil  como  una  inversión en dólares. 

Los dividendos, incluidos los dividendos de  acciones  y  otros  dividendos  pagados  en  bienes  al  depositario en relación con las ADSs o a un titular no  brasileño  en  relación  con  las  acciones  ordinarias  o  preferidas,  no  están  actualmente  sujetos  a  retención de impuestos en Brasil.  La  Compañía  debe  pagar  a  los  accionistas  (incluidos  los  tenedores  de  acciones  ordinarias  o  preferidas  o  ADSs)  intereses  sobre  el  monto  de  los  dividendos a la tasa SELIC a partir del cierre de cada  ejercicio  y  hasta  la  fecha  de  efectivo  pago  de  los  dividendos.    El  pago  de  intereses  se  considera  un  ingreso de renta fija y está sujeto a la retención del  impuesto a las ganancias a una alícuota que varía en  función  del  período  durante  el  cual  se  devengan  intereses. La alícuota del impuesto varía del 15%, en  el caso de intereses devengados por un período de  más  de  720  días,  al  22,5%,  en  el  caso  de  intereses  devengados  por  un  período  de  hasta  180  días.    Sin  embargo,  los  tenedores  de  ADSs  y  de  acciones 

De  conformidad  con  la  legislación  brasileña, los inversores pueden invertir en acciones  ordinarias o preferidas de acuerdo con la Resolución  Nº  2.689  o  la  Ley  N°  4.131  del  3  de  setiembre  de  1962.   Las  inversiones  realizadas de  acuerdo con  la  Resolución  N°  2.689  reciben  un  tratamiento  impositivo más favorable si el inversor extranjero no  es  residente  en  jurisdicción  de  paraísos  fiscales.   Según lo establecido en la Resolución Nº 2.689, los  inversores  extranjeros  pueden  invertir  en 

 

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ordinarias o preferidas no residentes o domiciliados  en  jurisdicciones  de  paraísos  fiscales  que  invierten  conforme  a  la  Resolución  N°  2.689  están  sujetos  a  dicha  retención  impositiva  a  una  alícuota  reducida,  actualmente  del  15%.      Véase  "Beneficiarios  Residentes o Domiciliados en Paraísos Fiscales o en  Jurisdicciones de Baja Imposición Fiscal". 

continuación.  Véase  “Beneficiarios  Residentes  o  Domiciliados en Paraísos Fiscales o en Jurisdicciones  de Baja Imposición Fiscal.”  De  conformidad  con  la  Ley  Nº  10.833  de  fecha  29  de  diciembre  de  2003,  las  ganancias  de  capital  realizadas  a  través  de  la  venta  de  activos  tangibles ubicados en Brasil por parte de residentes  no brasileños, ya sea o no a otros no residentes y ya  sea  realizadas  en  Brasil  o  en  el  extranjero,  están  sujetas a tributación en Brasil a una tasa del 15% (se  aplica una tasa del 25% si la transacción es realizada  por  un  inversor  residente  en  jurisdicción  de  un  paraíso  fiscal,  es  decir,  un  país  que  no  cobra  impuesto  a  las  ganancias  o  lo  hace  a  una  tasa  máxima  inferior  al  20%).     Consideramos  que,  a  los  fines  de  esta  ley,  las  ADSs  no  se  ajustan  a  la  definición  de  activos  tangibles  ubicados  en  Brasil,  pero  ni  las  autoridades  tributarias  ni  los  tribunales  judiciales se han pronunciado aún al respecto.  Por  consiguiente,  no  podemos  prever  si  ese  concepto  prevalecerá en los tribunales brasileños o no. 

Impuestos a los Intereses sobre el  Capital   Todo  pago  de  intereses  sobre  el  capital  a  tenedores  de  ADSs  o  acciones  ordinarias  o  preferidas,  sean  o  no  residentes  brasileños,  está  sujeto al impuesto a las ganancias de Brasil del 15%  al  momento  en  que  se  contabiliza  tal  obligación,  independientemente de si se ha hecho efectivo o no  el  pago  en  dicho  momento.    Véase  “Acta  Constitutiva  y  Estatutos  de  Petrobras  ‐  Pago  de  Dividendos e Intereses sobre el Capital.”  En el caso  de  residentes  no  brasileños  que  residan  en  jurisdicciones  de  paraísos  fiscales,  la  alícuota  aplicable  del  impuesto  a  las  ganancias  es  del  25%.   Véase  “Beneficiarios  Residentes  o  Domiciliados  en  Paraísos  Fiscales  o  en  Jurisdicciones  de  Baja  Imposición  Fiscal.”    El  pago  de  intereses  a  la  tasa  SELIC  que  se  aplica  al  pago  de  dividendos  se  aplica  igualmente al pago de intereses sobre el capital.  La  decisión  de  si  se  realizan  o  no  distribuciones  en  la  forma de intereses sobre el capital o en la forma de  dividendos  depende  del  Consejo  de  Administración  en  el  momento  de  realizar  la  distribución.    No  podemos predecir qué decisión adoptará el Consejo  de  Administración  en  relación  con  futuras  distribuciones.   

El  depósito  de  acciones  ordinarias  o  preferidas  a  cambio  de  ADS  puede  estar  sujeto  al  impuesto  sobre  las  ganancias  de  capital  en  Brasil  a  una  tasa  del  15%,  si  la  cantidad  previamente  registrada  en  el  Banco  Central  de  Brasil  como  inversión  extranjera  en  acciones  ordinarias  o  preferidas es menor que:  •

el  precio  promedio  por  acción  ordinaria  o  preferida  en  una  bolsa  de  valores de Brasil en la cual se vendió la  mayor  cantidad  de  estas  acciones  el  día del depósito; o 

•

si  no  se  vendieron  acciones  ordinarias  o  preferidas  ese  día,  el  precio  promedio  en  la  bolsa  de  valores  de  Brasil  en  la  cual  se  vendió  la  mayor  cantidad  de  esas  acciones  en  las  15  rondas  inmediatamente  anteriores  al  depósito.  En  tal  caso,  la  diferencia  entre  la  cantidad  que  se  registró  previamente  y  el  precio  promedio  de  las  acciones  ordinarias  o  preferidas  calculadas  según  lo  descripto  anteriormente,  será  considerada  una  ganancia  de  capital.  Los  inversores  registrados  de  acuerdo  con  la  Resolución N° 2.689 y no residentes en  jurisdicción  de  un  paraíso  fiscal  están 

  Impuesto a las Ganancias  De conformidad con la legislación tributaria  brasileña,  existen  dos  tipos  de  tenedores  no  brasileños  de  ADSs  o  de  acciones  ordinarias  o  preferidas:  (i)  tenedores  no  brasileños  que  no  residan o estén domiciliados en la jurisdicción de un  paraíso  fiscal  y  que,  en  el  caso  de  tenedores  de  acciones  ordinarias  o  preferidas,  estén  registrados  en el Banco Central de Brasil y la CVM para invertir  en  Brasil  de  acuerdo  con  la  Resolución  Nº  2.689;  y  (ii)  otros  tenedores  no  brasileños,  incluidos  todos  los  no  residentes  en  Brasil  que  inviertan  en  títulos  de  empresas  brasileñas  por  cualquier  otro  medio  (incluyendo la Ley Nº 4.131 de 1962) y toda clase de  inversor  residente  en  jurisdicción  de  un  paraíso  fiscal.  Los  inversores  identificados  en  el  punto  (i)  anterior  están  sujetos  a  un  tratamiento  fiscal  favorable  en  Brasil,  según  se  describe  a 

 

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exentos  de  este  tipo  de  impuesto.  El  retiro  de  ADSs  a  cambio  de  acciones  ordinarias o preferidas no está sujeto a  tributación  en  Brasil.  Al  recibir  las  acciones  ordinarias  o  preferidas  subyacentes,  el  tenedor  no  brasileño  registrado  de  acuerdo  con  la  Resolución Nº 2.689 estará facultado a  registrar  el  valor  en  dólares  de  tales  acciones  en  el  Banco  Central  de  Brasil  según  lo  descripto  a  continuación  en  “Capital Registrado”. 

Por  lo  tanto,  los  tenedores  no  brasileños  están sujetos al impuesto a las ganancias a una tasa  del 20% sobre las ganancias realizadas por la venta  o  canje  de  acciones  ordinarias  o  preferidas  en  la  bolsa  de  valores,  a  menos  que  tal  venta  la  efectúe  un  tenedor  no  brasileño  no  residente  en  una  jurisdicción de paraíso fiscal y: 

Los  tenedores  no  brasileños  no  están  sujetos  al  impuesto  en  Brasil  sobre  ganancias  de  capital realizadas por la venta de acciones ordinarias  o preferidas efectuada en el exterior a tenedores no  brasileños. 

•

la  venta  se  realice  dentro  del  plazo  máximo de cinco días hábiles contados  a  partir  del  retiro  de  las  acciones  ordinarias  o  preferidas  a  cambio  de  ADSs  y  su  producido  se  envíe  al  exterior  dentro  del  mismo  plazo  de  cinco días; o 

•

la venta sea efectuada de acuerdo con  la  Resolución  N°  2.689  por  tenedores  no brasileños registrados en la CVM. 

Los  accionistas  no  brasileños  y  no  residentes en una jurisdicción de paraíso fiscal están  sujetos  al  impuesto  a  las  ganancias  a  una  tasa  del  15%  sobre  las  ganancias  realizadas  por  la  venta  o  canje de acciones ordinarias o preferidas efectuada  en  Brasil  o  con  un  residente  brasileño,  con  excepción de las transacciones en bolsas de valores,  mercados  de  futuros  o  de  commodities  de  Brasil.   Con respecto al producido del rescate o distribución  derivada  de  la  liquidación  de  acciones  ordinarias  o  preferidas,  la  diferencia  entre  el  monto  efectivamente recibido por el accionista y el monto  de  divisas  registrado  en  el  Banco  Central  de  Brasil,  contabilizado en reales al tipo de cambio vigente en  la  fecha  de  rescate  o  distribución,  estará  también  sujeta  al  impuesto  a  las  ganancias  del  15%,  dado  que  tales  transacciones  se  consideran  como  una  venta  o  canje  no  llevado  a  cabo  en  las  bolsas  de  valores  y  mercados  de  futuros  y  commodities  de  Brasil. 

En estos dos casos, la transacción no estará  sujeta  a  tributación  en  Brasil.    A  los  fines  impositivos,  “ganancias  realizadas”  es  la  diferencia  entre  el  monto  en  reales  obtenido  de  la  venta  o  canje y el costo de adquisición valuado en reales, sin  ajuste  alguno  que  contabilice  la  inflación  de  las  acciones vendidas. Las “ganancias realizadas” como  resultado de una transacción que no tenga lugar en  una  bolsa  de  valores  será  la  diferencia  positiva,  en  reales,  entre  el  monto  en  reales  obtenido  de  la  venta  o  el  canje  y  el  costo  de  adquisición  de  las  acciones  ordinarias  o  preferidas.  Sin  embargo,  existen  fundamentos  razonables  para  sostener  que  las “ganancias realizadas” deberían calcularse sobre  la base del monto de divisas registrado en el Banco  Central de Brasil, monto a ser convertido a reales al  tipo  de  cambio  vigente  en  la  fecha  de  la  venta  o  canje. 

Las  ganancias  realizadas  que  surjan  de  transacciones  en  bolsas  de  valores  o  mercados  de  futuros  o  commodities  de  Brasil  por  un  inversor  registrado de acuerdo con la Resolución Nº 2.689 y  no  domiciliado  o  residente  en  una  jurisdicción  de  paraíso  fiscal  están  exentas  del  impuesto  a  las  ganancias  de  Brasil.  Por  el  contrario,  las  ganancias  realizadas que surjan de transacciones relacionadas  con  bolsas  de  valores  y  mercados  de  futuros  o  commodities  de  Brasil  están  sujetas  al  impuesto  a  las ganancias del 20%. 

El  ejercicio  de  derechos  de  suscripción  preferente  relacionados  con  acciones  ordinarias  o  preferidas  no  estará  sujeto  a  tributación  en  Brasil.  Toda  ganancia  obtenida  de  la  venta  o  cesión  de  derechos  preferentes  relacionados  con  acciones  ordinarias o preferidas por el depositario en nombre  de los tenedores de ADSs estará sujeta al impuesto  a  las  ganancias  brasileño,  de  acuerdo  con  las  mismas  normas  aplicables  a  la  venta  o  disposición  de acciones ordinarias o preferidas, a menos que la  venta  o  cesión  sea  realizada  en  la  bolsa  de  valores  por un inversor conforme a la Resolución N° 2.689,  no residente en una jurisdicción de paraíso fiscal, en 

 

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cuyo  caso  las  ganancias  estarán  exentas  del  impuesto. 

ordinarias  o  preferidas  o  ADSs  por  un  tenedor  no  residente,  excepto  los  impuestos  a  la  herencia  y  a  las donaciones que se aplican en algunos estados de  Brasil  sobre  las  donaciones  realizadas  o  herencias  otorgadas  por  personas  físicas  o  jurídicas  no  domiciliadas  o  no  residentes  en  Brasil  a  personas  físicas o jurídicas domiciliadas o residentes en estos  estados.    No  existen  impuestos  de  sello,  emisión,  registro,  ni  impuestos  o  tasas  similares  pagaderos  por  los  tenedores  de  acciones  ordinarias  o  preferidas o ADSs.  

No  se  puede  garantizar  que  el  actual  tratamiento preferencial para los tenedores de ADSs  y  algunos  tenedores  no  brasileños  de  acciones  ordinarias o preferidas establecido por la Resolución  N° 2.689 se mantendrá en el futuro.  Tratamiento Fiscal de Transacciones en  Moneda Extranjera (IOF/Câmbio)  De  conformidad  con  la  Ley  Nº  8.894  de  fecha 21 de junio de 1994 y el Decreto Nº 6.306 de  fecha  14  de  diciembre  de  2007,  la  conversión  a  moneda  brasileña  del  producido  recibido  por  una  entidad  brasileña  proveniente  de  una  inversión  extranjera  en  el  mercado  de  valores  brasileño  (incluido el producido relacionado con una inversión  en  acciones  ordinarias  o  preferidas  o  en  ADSs  y  el  obtenido  de  acuerdo  con  la  Resolución  N°  2.689)  y  la  conversión  a  moneda  extranjera  del  producido  recibido  por  un  inversor  no  brasileño  están  sujetas  al  impuesto  sobre  operaciones  de  cambio  denominado  IOF/Câmbio,  que  actualmente  es  del  0% en la mayoría de las transacciones efectuadas en  el exterior. Sin embargo, conforme a la Ley N° 8.894,  la  tasa  del  IOF/Câmbio  puede  aumentar  en  cualquier  momento  a  un  máximo  del  25%  por  decisión  del  Ministerio  de  Finanzas,  pero  sólo  en  relación  con  transacciones  de  cambio  realizadas  después del aumento de la tasa aplicable. 

Beneficiarios  Residentes  o  Domiciliados  en  Jurisdicciones  de  Paraísos  Fiscales  o  de  Baja  Imposición Fiscal  La  Ley  N°  9.779  de  fecha  1º  de  enero  de  1999  establece  que,  excepto  en  determinadas  circunstancias,  las  ganancias  derivadas  de  transacciones  realizadas  por  un  beneficiario  residente  o  domiciliado  en  un  país  considerado  paraíso  fiscal  están  sujetas  a  la  retención  del  impuesto  a  las  ganancias  a  la  tasa  del  25%.  Se  consideran  paraísos  fiscales  a  los  países  que  no  imponen    impuesto  a  las ganancias  o  lo  imponen  a  una tasa máxima inferior al 20%. En virtud de la Ley  Nº  11.727  sancionada  el  23  de  junio  de  2008  se  amplió  la  lista  de  características  por  las  cuales  un  país  puede  clasificarse  como  un  paraíso  fiscal.    La  Dirección Impositiva de Brasil actualmente lleva una  lista  de  países  y  jurisdicciones  que  se  consideran  paraísos  fiscales  y  puede  modificar  esta  lista  incluyendo otros países o jurisdicciones conforme a  esta  nueva  ley.  En  consecuencia,  si  se  realiza  la  distribución  de  intereses  sobre  el  capital  a  un  beneficiario  residente  o  domiciliado  en  la  jurisdicción de un paraíso fiscal, la tasa del impuesto  a  las  ganancias  aplicable  será  del  25%  en  lugar  del  15%.    Las  ganancias  de  capital  no  están  sujetas  a  este  impuesto  del  25%,  aún  cuando  el  beneficiario  resida  en  jurisdicción  de  un  paraíso  fiscal.  Véase  “Impuesto a las ganancias”. 

Tratamiento Fiscal de Transacciones con  Bonos y Títulos (IOF/Títulos)  En virtud de la Ley Nº 8.894 del 21 de junio  de 1994 y el Decreto Nº 6.306 del 14 de diciembre  de  2007  se  creó  el  impuesto  sobre  transacciones  con  bonos  y  títulos  ("IOF/Títulos"),  aplicable  a  transacciones con bonos y títulos llevadas a cabo en  Brasil,  aún  cuando  dichas  transacciones  se  realizan  en  bolsas  de  valores,  mercados  de  futuros  o  commodities  de  Brasil.  Como  regla  general,  la  tasa  de  este  impuesto  actualmente  es  del  0%,  pero  el  gobierno brasileño puede aumentarla hasta el 1,5%  por  día,  pero  sólo  en  relación  con  transacciones  realizadas después del aumento de la tasa aplicable. 

Capital Registrado  El  monto  de  una  inversión  en  acciones  ordinarias o preferidas pertenecientes a un tenedor  no brasileño que obtiene el registro de acuerdo con  la  Resolución  Nº  2.689,  o  al  depositario  que  lo  representa,  puede  ser  registrado  en  el  Banco  Central  de  Brasil;  ese  registro  (el  monto  registrado  de  esta  forma  se  denomina  capital  registrado)  permite  el  giro,  fuera  de  Brasil,  de  moneda  extranjera,  convertida  al  tipo  de  cambio  vigente, 

Otros Impuestos en Brasil  En  Brasil  no  existen  impuestos  a  la  herencia,  donaciones  ni  sucesión  aplicables  a  la  titularidad,  transferencia  o  venta  de  acciones 

 

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adquirida  con  el  producido  de  distribuciones  y  montos  obtenidos  de  la  venta  de  tales  acciones  ordinarias  o  preferidas.  El  capital  registrado  por  cada  acción  ordinaria  o  preferida  adquirida  como  parte  de  la  oferta  internacional  o  comprada  en  Brasil  con  posterioridad  a  la  fecha  del  presente  documento,  y  depositada  en  el  depositario  será  equivalente  a  su  precio  de  compra  (en  dólares  estadounidenses).  El  capital  registrado  por  una  acción  ordinaria  o  preferida  que  se  retira  al  entregarse  una  ADS  será  el  equivalente  en  dólares  a:  •

el  precio  promedio  por  acción  ordinaria  o  preferida  en  la  bolsa  de  valores de Brasil en la cual se vendió la  mayor  cantidad  de  acciones  el  día  del  retiro; o  

•

si  no  se  vendieron  acciones  ordinarias  o  preferidas  ese  día,  el  precio  promedio  en  la  bolsa  de  valores  de  Brasil  en  la  cual  se  vendió  la  mayor  cantidad  de  acciones  ordinarias  o  preferidas  en  las  15  rondas  inmediatamente anteriores al retiro. 

Consideraciones sobre el Impuesto a las Ganancias  Federal de los EE.UU.  Este  resumen  describe  las  principales  consecuencias  fiscales  sobre  la  titularidad  y  venta  de acciones ordinarias o preferidas o ADSs, en base  al  Código  Tributario  de  los  Estados  Unidos  (U.S.  Internal  Revenue  Code)  de  1986,  con  las  correspondientes  reformas  (el  “Código”),  sus  antecedentes  legislativos,  las  reglamentaciones  del  Tesoro  de  los  Estados  Unidos,  ya  sea  vigentes  o  propuestas,  promulgadas  en  virtud  del  mismo,  la  normativa  publicada  por  el  U.S.  Internal  Revenue  Service  (Servicio  de  Impuestos  Internos  de  los  EE.UU.  ‐  IRS),  y  las  sentencias  judiciales,  todo  ello  vigente  a  la  fecha  y    todo  lo  cual  está  sujeto  a  modificaciones  o  diferentes  interpretaciones,  que  podrían  aplicarse  en  forma  retroactiva.    Este  resumen  no  intenta  describir  la  totalidad  de  las  consecuencias  fiscales  que  pueden  ser  relevantes  para  decidir  ser  titular  de  o  vender  acciones  ordinarias  o  preferidas  o  ADSs.  Este  resumen  se  aplica sólo a los compradores de acciones ordinarias  o preferidas o ADSs que las posean como “bienes de  capital” (en general, bienes con fines de inversión),  y no se aplica a clases especiales de tenedores, tales  como operadores de títulos o de divisas, tenedores  cuya  moneda  funcional  no  sea  el  dólar  estadounidense,  tenedores  del  10%  o  más  de  nuestras  acciones  (teniendo  en  cuenta  las  acciones  de las que son titulares directamente o a través de  acuerdos  de  depósito),  organizaciones  exentas  de  impuestos, entidades financieras, tenedores sujetos  al  impuesto  mínimo  alternativo,  operadores  de  títulos  que  decidan  contabilizar  su  inversión  en  acciones  ordinarias  o  preferidas  o  ADSs  sobre  la  base  del  ajuste  a  precios  de  mercado,  y  tenedores  de  acciones  ordinarias  o  preferidas  o  ADSs  en  transacciones  de  cobertura,  o  como  estrategia  de  inversión  (straddle)  o  parte  de  una  transacción  de  conversión. 

El valor en dólares del precio promedio de  las  acciones  ordinarias  o  preferidas  se  determina  tomando  como  base  el  promedio  de  los  tipos  de  cambio dólar/real vigentes cotizados por el sistema  informático del Banco Central de Brasil en esa fecha  (o, si el precio promedio de las acciones ordinarias o  preferidas  se  determina  según  la  segunda  opción  antes  mencionada,  el  promedio  de  dichos  tipos  de  cambio  cotizados  en  los  mismos  15  días  utilizados  para determinar el precio promedio de las acciones  ordinarias o preferidas).   Un  tenedor  no  brasileño  de  acciones  ordinarias o preferidas puede demorarse al realizar  tal registro y ello a su vez podría demorar el giro de  divisas al exterior. Una demora de esta clase podría  afectar  en  forma  negativa  el  monto  en  dólares  recibido por un tenedor no brasileño. Véase el Item  3. “Información Clave ‐ Factores de Riesgo ‐ Riesgos  Relacionados  con  Nuestras  Acciones  y  Títulos  de  Deuda”. 

EN  RELACION  CON  UNA  INVERSIÓN  EN  ACCIONES  ORDINARIAS  O  PREFERIDAS  O  ADSs,  TODO  INVERSOR  DEBE  CONSULTAR  A  SU  ASESOR  IMPOSITIVO  SOBRE  LOS  IMPUESTOS  A  PAGAR,  INCLUIDOS  LOS  IMPUESTOS  A  PAGAR  EN  VIRTUD  DE LEYES QUE NO SEAN LAS DEL IMPUESTO A LAS  GANANCIAS FEDERAL DE LOS ESTADOS UNIDOS.  Las acciones preferidas serán consideradas  capital  propio  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias federal de los Estados Unidos. En general,  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias  federal  de 

 

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los  EE.UU.,  un  tenedor  de  ADSs  será  considerado  tenedor  de  las  acciones  ordinarias  o  preferidas  representadas por dichas ADSs, y no se reconocerá  ninguna  ganancia  o  pérdida  si  se  canjean  dichas  ADSs  por  las  acciones  ordinarias  o  preferidas  que  representan. 

diferencia  de  cambio  que  será  una  ganancia  o  pérdida ordinaria, cuando los reales se conviertan a  dólares.    Los  dividendos  pagados  por  la  Compañía  no serán elegibles para la deducción por dividendos  recibidos  (dividend  received  deduction)  permitida  a  las compañías en virtud del Código. 

En este análisis, el término ADSs se refiere  a  las  ADSs  relacionadas  con  acciones  ordinarias  y  preferidas,  y  la  expresión  “tenedor  de  EE.UU.”  se  refiere a un tenedor de ADSs, que: 

Con  ciertas  excepciones  de  posiciones  a  corto  plazo  y  de  cobertura,  el  monto  en  dólares  correspondiente  a    dividendos  recibidos  por  una  persona física antes del 1º de enero de 2011 por sus  ADSs, estará sujeto a impuestos a una tasa máxima  del  15%,  si  los  dividendos  son  "dividendos  calificados".  Los  dividendos  pagados  por  las  ADSs  serán  considerados  dividendos  calificados  si  (i)  las  ADSs son inmediatamente negociables en mercados  de títulos establecidos en los Estados Unidos y (ii) la  Sociedad  no  fue,  durante  el  ejercicio  anterior  al  pago de dividendos, y no es, durante el ejercicio en  que se pagan  dividendos, una sociedad de inversión  extranjera  pasiva  (PFIC,  por  sus  siglas  en  inglés)  conforme  lo  definido  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias federal de los EE.UU.  Las ADSs se cotizan  en  la  Bolsa  de  Valores  de  Nueva  York  y  son  aptas  para  ser  inmediatamente  negociables  en  mercados  de  títulos  establecidos  en  los  Estados  Unidos  en  tanto coticen en dicha Bolsa.  En base a los estados  contables  auditados  de  la  Compañía  y  datos  pertinentes  sobre  el  mercado  y  los  accionistas,  la  Compañía  considera  que  no  recibió  el  tratamiento  de  PFIC  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos  en  relación  con  los  ejercicios fiscales 2007 o 2008.  Además, en base a  los  estados  contables  auditados  de  la  Compañía  y  sus expectativas acerca del valor y la naturaleza de  sus  activos,  el  origen  y  la  naturaleza  de  sus  ganancias,  y  la  información  pertinente  sobre  el  mercado  y  los  accionistas,  la  Compañía  no  prevé  transformarse  en  una  PFIC  para  el  ejercicio  económico 2009.  En base a las normas vigentes, no  está claro si los dividendos recibidos en relación con  las  acciones  serán    considerados  dividendos  calificados  ya  que  las  acciones  no  cotizan  en  una  bolsa  de  los  EE.UU.    Además,  el  Tesoro  de  los  Estados  Unidos  ha  anunciado  su  intención  de  promulgar  normas  conforme  a  las  cuales  se  permitirá  que  los  tenedores  de  ADSs  y  los  intermediarios a través de los cuales se es titular de  dichos  títulos  cuenten  con  certificados  de  los  emisores  para  que  sus  dividendos  sean  considerados  aptos  a  los  fines  de  presentación  de  información impositiva.  Debido a que estas normas 

•

es  ciudadano  o  residente  de  los  Estados Unidos de América; 

•

es una sociedad anónima (corporation)  constituida de acuerdo con las leyes de  los  Estados  Unidos  de  América  o  de  cualquiera de sus estados, o  

•

está  sujeto  de  otra  forma  al  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos  sobre  una  base  neta  en  relación con las acciones o ADSs. 

Impuesto sobre las Distribuciones  Un  tenedor  de  los  EE.UU.  reconocerá  ganancias  ordinarias  por  dividendos  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  EE.UU.  por  un  monto  equivalente  al  monto  de  efectivo  y  al  valor de los bienes que la Compañía distribuya como  dividendos  en  la  medida  en  que  dicha  distribución  se  pague  a  partir  de  nuestros  ingresos  y  utilidades  corrientes  o  acumuladas,  según  se  estipula  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  EE.UU., cuando dicha distribución sea recibida por el  custodio  o  por  el  tenedor  de  los  EE.UU.  en  el  caso  de  un  tenedor  de  acciones  ordinarias  o  preferidas.   El monto  de toda distribución incluirá el monto del  impuesto  de  Brasil  retenido  sobre  el  monto  distribuido,  y  el  monto  de  una  distribución  pagado  en  reales  se  calculará  por  referencia  al  tipo  de  cambio  para  convertir  reales  a  dólares  estadounidenses  vigente  en  la  fecha  en  que  la  distribución  sea  recibida  por  el  custodio  o  por  un  tenedor  de  los  EE.UU.  en  el  caso  de  acciones  ordinarias o preferidas.  Si el custodio, o el tenedor  de  los  EE.UU.  en  el  caso  de  tenedores  de  acciones  ordinarias o preferidas, no convierte dichos reales a  dólares  estadounidenses  en  la  fecha  en  que  los  recibe,  es  posible  que  el  tenedor  de  los  EE.UU.  reconozca  una  ganancia  o  una  pérdida  por 

 

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aún  no  han  sido  promulgadas,  no  está  claro  si  la  Compañía cumplirá con los requisitos establecidos. 

Impuesto a las Ganancias de  Capital  En  ocasión  de  la  venta  u  otro  tipo  de  disposición  de  acciones  o  ADSs,  un  tenedor  de  los  EE.UU.  en  general  reconocerá  una  pérdida  o  ganancia  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos.    El  monto  de  la  pérdida o ganancia será igual a la diferencia entre el  monto obtenido por la venta de las acciones o ADSs  y  la  base  impositiva  de  las  acciones  o  ADSs  del  tenedor  de  los  EE.UU.  Dicha  ganancia  o  pérdida  estará sujeta, en general, al pago del impuesto a las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos  y  se  considerará ganancia o pérdida de capital.  El monto  neto  de  la  ganancia  de  capital  a  largo  plazo  reconocida  por  un  tenedor  individual  antes  del  1º  de  enero  de  2011,  en  general,  estará  sujeto  a  impuesto a una tasa máxima del 15%. Las pérdidas  de  capital  podrán  deducirse  de  la  ganancia  imponible sujeto a ciertas limitaciones. 

Las  distribuciones  de  ganancias  por  acciones  o  ADSs  se  considerarán,  en  general,  ingresos  por  dividendos  de  fuentes  fuera  de  los  Estados Unidos y serán en general “ganancia pasiva”  a  los  fines  de  crédito  por  tributación  en  el  extranjero.    Sujeto  a  ciertas  limitaciones,  el  impuesto  a  las  ganancias  brasileño  retenido  en  relación con una distribución de acciones o de ADSs  puede  considerarse  un  crédito  ante  la  obligación  tributaria por el impuesto a las ganancias federal de  los  Estados  Unidos  de  un  tenedor  de  los  EE.UU.  si  dicho  tenedor  de  los  EE.UU.  decide  durante  dicho  ejercicio  acreditar  todos  los  impuestos  a  las  ganancias  extranjeros.  La  retención  impositiva  brasileña  también  puede  considerarse  una  deducción  de  ganancias  imponibles.    El  crédito  por  tributación en el extranjero puede no ser permitido  para  retenciones  impositivas  en  relación  con  determinadas  posiciones  en  títulos  a  corto  plazo  o  de  cobertura  o  en  relación  con  acuerdos  en  los  cuales  la  ganancia  económica  prevista  por  un  tenedor  de  los  EE.UU.  no  sea  significativa.    Los  accionistas  estadounidenses  deberán  consultar  a  sus asesores impositivos respecto a las implicancias  de  estas  normas  teniendo  en  cuenta  sus  circunstancias particulares. 

Un  tenedor  no  estadounidense  no  estará  sujeto  al  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos  o  retención  impositiva  sobre  las  ganancias  realizadas  al  vender  o  de  otra  forma  disponer de acciones o ADSs, a menos que: 

Los  tenedores  de  ADSs  que  sean  sociedades  anónimas  (corporations)  extranjeras  o  personas  físicas  extranjeras  no  residentes  en  los  Estados  Unidos  (“tenedores  no  estadounidenses”)  por  lo  general  no  estarán  sujetos  al  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos  o  a  retenciones  impositivas  sobre  la  distribución  de  dividendos  correspondientes  a  acciones  o  ADSs  considerados  como  ingresos  por  dividendos  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados Unidos, a menos que esos dividendos estén  efectivamente  relacionados  con  una  actividad  o  negocio en los Estados Unidos llevado a cabo por el  tenedor. 

dicha  ganancia  esté  efectivamente  relacionada  con  la  realización,  por  parte  del  tenedor,  de  actividades  comerciales en los Estados Unidos; o  

•

dicho  tenedor  sea  un  individuo  que  esté en los Estados Unidos de América  durante  183  días  o  más  durante  el  ejercicio fiscal de la venta y además se  cumplan otras condiciones. 

Retención Adicional de Impuestos (Backup  Withholding) y Presentación de Información   Los dividendos y el producido de la venta u  otra  forma  de  disposición  de  ADSs  o  acciones  ordinarias o preferidas obtenidos por un tenedor de  los  EE.UU.  en  general  podrán  estar  sujetos  a  los  requisitos  de  presentación  de  información  establecidos  en  el  Código  y  podrán  estar  sujetos  a  una retención adicional de impuestos, a menos que  el  tenedor  de  los  EE.UU.  presente  un  número  de  identificación  de  contribuyente  válido  o  justifique  de  otro  modo  su  exención.    El  monto  de  toda  retención  adicional  de  impuestos  cobrado  por  un  pago a un tenedor de los EE.UU. podrá compensarse  con  la  obligación  del  impuesto  a  las  ganancias 

Los  tenedores  de  acciones  y  ADSs  deben  consultar  a  sus  asesores  impositivos  respecto  de  la  disponibilidad de la tasa reducida del impuesto a los  dividendos  teniendo  en  cuenta  el  análisis  precedente y sus circunstancias particulares. 

 

•

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federal  de  los  Estados  Unidos  y  podrá  facultar  al  tenedor  de  los  EE.UU.  a  obtener  un  reintegro,  siempre  que  provea  la  información  necesaria  al  Internal Revenue Service. 

Impuestos de las Islas Caimán  De acuerdo con la legislación vigente, PifCo  no está sujeta a los impuestos a las ganancias, sobre  el  capital,  las  transferencias,  las  ventas  ni  a  ningún  otro impuesto en las Islas Caimán. 

Un  tenedor  no  estadounidense  en  general  estará  exento  del  requisito  de  presentación  de  información y de retención adicional de impuestos,  pero  podrá  requerirse  que  cumpla  con  ciertos  trámites  de  certificación  e  identificación  a  fin  de  demostrar que tiene derecho a dicha exención. 

PifCo fue constituida como sociedad exenta  con arreglo a la legislación de las Islas Caimán el 24  de  setiembre  de  1997.  PifCo  ha  obtenido  un  Compromiso  de  Concesiones  Fiscales  de  conformidad  con  el  Artículo  6  de  la  Ley  de  Concesiones  Fiscales  (revisada  en  1999)  que  establece que, durante un período de veinte años a  contar  desde  la  fecha  en  que  fue  firmado,  ninguna  ley  a  ser  promulgada  con  posterioridad  a  este  informe en las Islas Caimán que imponga impuestos  o  regalías  sobre  las  ganancias  o    bienes  de  capital,  beneficios  o  apreciaciones  se  aplicará  a  las  ganancias o bienes de PifCo y que se considera que  establece que no se aplicará impuesto alguno sobre  las  ganancias,  ingresos  o  apreciaciones  ni  ningún  impuesto relacionado con el patrimonio o impuesto  a  la  herencia  o  en  relación  con  las  acciones,  debentures u otras obligaciones de PifCo, ni a modo  de  retención  de  una  porción  de  un  pago  de  capital  adeudado  en  virtud  de  un  debenture  u  otra  obligación de PifCo. 

Impuestos  Relacionados  con  las  Obligaciones  de  PifCo    El siguiente resumen describe los aspectos  principales del impuesto a las ganancias de las Islas  Caimán, Brasil y los Estados Unidos que pueden ser  relevantes  en  relación  con  la  compra,  titularidad  y  venta  de  los  títulos  de  deuda  de  PifCo.    Este  resumen  no  incluye  impuestos  estaduales,  municipales  o de  otra  jurisdicción fiscal  que  no  sea  las Islas Caimán, Brasil y los Estados Unidos.  Este  resumen  se  basa  en  la  legislación  impositiva  de  las  Islas  Caimán,  Brasil  y  los  Estados  Unidos vigente a la fecha de este informe anual, que  está  sujeta  a  cambios  (posiblemente  con  efecto  retroactivo).  Esta  descripción  no  abarca  todas  las  consideraciones  tributarias  que  pueden  ser  relevantes  para  un  determinado  inversor,  incluidas  las  consideraciones  tributarias  que  surgen  de  las  normas  de  aplicación  general  a  todos  los  contribuyentes  o  a  ciertas  clases  de  inversores  o  que  generalmente  se  supone  que  son  de  conocimiento público. Los compradores potenciales  de  obligaciones  deben  consultar  con  sus  asesores  impositivos  respecto  de  los  impuestos  a  pagar  en  relación  con  la  adquisición,  titularidad  y  venta  de  obligaciones. 

No  se  aplica  ninguna  retención  impositiva  en las Islas Caimán a las distribuciones por parte de  PifCo en relación con las obligaciones. Los tenedores  de  obligaciones  no  están  sujetos  al  impuesto  a  las  ganancias,  sobre  el  capital,  las  transferencias,  las  ventas  ni  otros  impuestos  en  las  Islas  Caimán  en  relación  con  la  compra,  titularidad  o  venta  de  las  mismas.  Los tenedores de obligaciones que ingresen  a o se emitan en las Islas Caimán serán responsables  del  pago  de  un  impuesto  a  los  sellos  de  hasta  C.I.$250  por  cada  obligación,  a  menos  que  se  haya  pagado  un  impuesto  a  los  sellos  de  C.I.$500  en  relación  con  la  totalidad  de  la  emisión  de  obligaciones  (en  cuyo  caso  no  deberá  pagarse  otro  impuesto  a  los  sellos  en  relación  con  dichas  obligaciones). 

No  existen  tratados  que  eviten  la  doble  imposición  entre  las  Islas  Caimán  y  los  Estados  Unidos, entre las Islas Caimán y Brasil, ni entre Brasil  y  los  Estados  Unidos.  Durante  los  últimos  años,  las  autoridades  tributarias  de  Brasil  y  de  los  Estados  Unidos  han  mantenido  negociaciones  que  podrían  culminar  en  la  firma  de  un  tratado  de  esa  naturaleza. Sin embargo, no podemos predecir si se  concretará un tratado o cuándo entrará en vigencia  o  de  qué  manera  afectará  a  los  tenedores  de  obligaciones de los EE.UU. 

 

Impuestos de Brasil  El siguiente análisis constituye un resumen  de  las  consideraciones  tributarias  relacionadas  con  la  inversión  en  obligaciones  por  parte  de  no  residentes  en  Brasil.    El  análisis  se  basa  en  la 

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cubrir  dichas  retenciones  o  deducciones  de  modo  que el tenedor reciba el monto neto exigible. 

legislación impositiva de Brasil vigente a la fecha del  presente y está sujeto a los cambios en la legislación  brasileña  que  puedan  entrar  en  vigencia  posteriormente.  La  información  presentada  a  continuación solo constituye un análisis general y no  incluye  todas  las  posibles  consecuencias  relacionadas con la inversión en obligaciones. 

De  conformidad  con  la  Ley  Nº  10.833  del  29  de  diciembre  del  2003,  las  ganancias  de  capital  obtenidas por residentes no brasileños por la venta  de  activos  tangibles  ubicados  en  Brasil,  sea  o  no  a  otros  no  residentes,  y  realizada  en  Brasil  o  en  el  extranjero,  están  sujetas  a  tributación  en  Brasil  a  una tasa del 15% (se aplica una alícuota del 25% si la  transacción  es  realizada  por  un  inversor  residente  en jurisdicción de un paraíso fiscal, es decir, un país  que  no  cobra  impuesto  a  las  ganancias  o  lo  hace  a  una  tasa  máxima  inferior  al  20%).  Consideramos  que,  a  los  fines  de  esta  ley,  las  obligaciones  no  se  ajustan a la definición de activos tangibles ubicados  en  Brasil,  pero  ni  las  autoridades  tributarias  ni  los  tribunales  judiciales  se  han  pronunciado  aún  al  respecto.  Por  consiguiente,  no  podemos  prever  si  ese  concepto  prevalecerá  en  los  tribunales  brasileños o no. 

LOS  INVERSORES  DEBEN  CONSULTAR  A  SUS  ASESORES  IMPOSITIVOS  SOBRE  LAS  CONSECUENCIAS RESULTANTES DE LA COMPRA DE  OBLIGACIONES,  INCLUYENDO,  SIN  CARÁCTER  TAXATIVO,  LAS  CONSECUENCIAS  DEL  COBRO  DE  INTERESES  Y  DE  LA  VENTA,  RESCATE  O  PAGO  DE  LAS OBLIGACIONES O CUPONES.  En general, una persona física o jurídica, un  fideicomiso u organización con domicilio, a los fines  impositivos, fuera de Brasil (un “no residente”) paga  impuestos  en  Brasil  sólo  cuando  la  ganancia  proviene de fuentes brasileñas. Por consiguiente, las  ganancias  pagadas  por  PifCo  en  relación  con  las  obligaciones  emitidas  a  favor  de  tenedores  no  residentes no están sujetas a  impuestos en Brasil. 

En  general,  no  se  aplican  impuestos  a  la  herencia,  donación,  sucesión,  de  sellos,  ni  ningún  otro impuesto de este tipo en Brasil en relación con  la  titularidad,  transferencia,  cesión  u  otro  tipo  de  disposición  de  obligaciones  por  parte  de  un  no  residente,  a  excepción  de  los  impuestos  a  la  herencia  y  las  donaciones  cobrados  por  algunos  estados  brasileños  sobre  donaciones  y  legados  por  parte de personas físicas o jurídicas no domiciliadas  o no residentes en Brasil a individuos o entidades no  domiciliados o residentes en dichos estados. 

Los  intereses  (incluido  el  descuento  sobre  el valor de la emisión [OID, por sus siglas en inglés],  honorarios,  comisiones,  gastos  y  cualquier  otro  monto pagadero por un residente en Brasil a un no  residente)  están,  en  general,  sujetos  al  impuesto  a  las ganancias retenido en origen.  A la fecha, la tasa  del  impuesto  es  del  15%  o  cualquier  otra  tasa  inferior  establecida  por  un  tratado  impositivo  firmado  entre  Brasil  y  otro  país.    Si  el  receptor  del  pago está  domiciliado  en  una  jurisdicción  calificada  como paraíso fiscal por la normativa fiscal brasileña,  la tasa será del 25%. 

Impuesto  a  las  Ganancias  Federal  de  los  Estados  Unidos  El siguiente resumen presenta aspectos del  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos  que  pueden  ser  importantes  para  los  tenedores  de  obligaciones  que,  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos, son ciudadanos o residentes de los Estados  Unidos o una empresa estadounidense o que están  sujetos  por  algún  otro  motivo  al  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos  sobre  la  base  de  la  utilidad  neta  en  relación  con  las  obligaciones  (un  “tenedor  estadounidense”).  Este  resumen  está  basado  en  el  Código,  sus  antecedentes  legislativos,  las  reglamentaciones  del  Tesoro  de  los  Estados  Unidos,  ya  sea  vigentes  o  propuestas,  la  normativa  publicada  por  el  U.S.  Internal  Revenue  Service  (Servicio  de  Impuestos 

Si  los  pagos  correspondientes  a  las  obligaciones  provienen  de  una  fuente  brasileña,  se  compensará  a  los  tenedores  de  las  obligaciones  de  modo tal que, luego del pago del impuesto aplicable  en  Brasil  realizado  por  medio  de  retención,  deducción  u  otra  forma,  en  relación  con  el  capital,  los  intereses  (incluido  el  OID)  y  otros  montos  pagaderos en relación con las obligaciones (con más  los  intereses  y  penalidades  correspondientes),  el  tenedor  de  una  obligación  reciba  un  monto  equivalente a los montos que dicho tenedor habría  recibido si no se hubieran pagado dichos impuestos  brasileños  (con  más  los  intereses  y  penalidades  correspondientes).  El  deudor  brasileño  pagará,  excepto  en  ciertos  casos,  montos  adicionales  para 

 

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Internos  de  los  EE.UU.  –  IRS),  y  las  sentencias  judiciales, todo ello vigente a la fecha y  todo lo cual  está  sujeto  a  modificaciones  o  a  diferentes  interpretaciones,  que  podrían  ser  aplicadas  retroactivamente. Este resumen no intenta describir  todos  los  aspectos  del  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos  que  pueden  ser  relevantes  para  inversores  específicos,  tales  como  entidades  financieras,  compañías  de  seguros,  operadores  o  agentes  de  títulos  o  divisas,  sociedades  de  inversión  reguladas,  organizaciones  exentas  de  impuestos,  determinados  tenedores  de  obligaciones  a  corto plazo, personas que  cubren  su  exposición en las obligaciones o que son titulares de  las  obligaciones  como  parte  de  una  estrategia  de  inversión (straddle) o como parte de una cobertura  o  “transacción  de  conversión”,  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos,  personas  que  realizan  transacciones  de  “venta  constructiva”  (constructive  sale)  en  relación  con  las  obligaciones  o  Tenedor  de  los  EE.UU.,  cuya  moneda  funcional  no  sea  el  dólar  estadounidense.  Los tenedores de los EE.UU. deben tener en cuenta  que el pago del impuesto a las ganancias federal de  los Estados Unidos sobre las obligaciones puede ser  sustancialmente  diferente  para  los  inversores  descriptos en el párrafo anterior. 

reciban,  de  acuerdo  con  el  método  contable  impositivo  regular  del  tenedor  estadounidense.    En  general, si el “precio de emisión” de una obligación  es  inferior  al  “precio  de  rescate  establecido  al  vencimiento”  por  más  de  un  monto  de  minimis,  se  considerará  que  dicha  obligación  tiene  un  “descuento  de  emisión  original”  (“OID”).  El  precio  de emisión de una obligación es el primer precio al  cual  una  cantidad  sustancial  de  dichas  obligaciones  se  vende  a  los  inversores.  El  precio  de  rescate  establecido al vencimiento de una obligación incluye  en  general  todos  los  pagos  que  no  sean    pagos  de  intereses establecidos calificados.  En  general,  se  requerirá  que  cada  tenedor  estadounidense de una obligación, ya sea que dicho  tenedor  utiliza  la  contabilidad  impositiva  del  método  de  lo percibido  o  de  lo  devengado,  incluya  en  la  utilidad  bruta  como  ingresos  por  intereses  ordinarios la suma de las “porciones diarias” del OID  sobre  la  obligación  durante  los  días  del  ejercicio  fiscal  en  los  cuales  el  tenedor  estadounidense  es  titular  de  la  obligación.    Las  porciones  diarias  del  OID  sobre  una  obligación  se  determinan  asignando  a  cada  día  en  un  período  de  devengamiento  una  porción  proporcional  del  OID  asignable  a  dicho  período  de  devengamiento.    En  general,  en  el  caso  de  un  tenedor  inicial,  el  monto  de  OID  sobre  una  obligación  asignable  a  cada  período  de  devengamiento  se  determina  (i)  multiplicando  el  “precio  de  emisión  ajustado”,  según  se  define  a  continuación,  de  la  obligación  al  comienzo  del  período de devengamiento por el resultado de dicha  obligación al vencimiento y (ii) deduciendo de dicho  producto el monto de interés establecido calificado  asignable  a  dicho  período  de  devengamiento.  Los  tenedores  estadounidenses  deben  tener  en  cuenta  que en general deberán incluir el OID en la utilidad  bruta  como  ingresos  por  intereses  ordinarios  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  EE.UU. al momento de devengarse, con anterioridad  al cobro de efectivo atribuible a dicha ganancia.  El  “precio  de  emisión  ajustado”  de  una  obligación  al  comienzo  de  un  período  de  devengamiento  en  general  será  la  suma  de  su  precio  de  emisión  (que  generalmente  incluye  los  intereses  devengados,  si  los hubiera) y el monto de OID asignable a todos los  períodos  de  devengamiento  anteriores,  menos  el  monto de todos los pagos que no sean pagos de los  intereses  establecidos  calificados  (si  los  hubiera)  realizados en relación con dicha obligación en todos  los  períodos  de  devengamiento  anteriores.  El  término  “interés  establecido  calificado”  se  refiere 

Además,  este  resumen  no  analiza  ningún  aspecto  de  impuestos  extranjeros,  estaduales  o  municipales.  Este  resumen  solo  se  aplica  a  compradores  originales  de  obligaciones  que  las  adquieren al precio de emisión original y las poseen  como  "activos  de  capital"  (en  general,  bienes  con  fines  de  inversión)  con  arreglo  al  capítulo  1221  del  Código.  EN  RELACION  CON  UNA  INVERSION  EN  OBLIGACIONES,  TODO  INVERSOR  DEBE  CONSULTAR A SU ASESOR IMPOSITIVO SOBRE LOS  IMPUESTOS A PAGAR, INCLUIDOS LOS IMPUESTOS  A  PAGAR  EN  VIRTUD  DE  LEYES  QUE  NO  SEAN  LAS  LEYES  DEL  IMPUESTO  A  LA  GANANCIAS  FEDERAL  DE LOS ESTADOS UNIDOS.    Pago de Intereses  Los  pagos  de  “intereses  establecidos  calificados”  (según  se  define  a  continuación)  sobre  una  obligación  (incluso  montos  adicionales,  si  los  hubiere) serán en general gravables a los tenedores  estadounidenses  como  ingresos  por  intereses  ordinarios  cuando dichos  intereses  se  devenguen  o 

 

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en general a los intereses estipulados que se pagan  en forma incondicional en efectivo o en bienes (que  no  sean  instrumentos  de  deuda  del  emisor)  como  mínimo  anualmente  durante  el  plazo  completo  de  una  obligación  a  una  tasa  de  interés  fija  única,  o  sujeto a ciertas condiciones sobre la base de uno o  más índices de interés.  

comercial  fijo  fuera  de  los  Estados  Unidos  y  se  cumplan  otras  condiciones  específicas.    Las  ganancias  o  pérdidas  realizadas  por  un  tenedor  estadounidense  serán  ganancias  o  pérdidas  de  capital,  y  serán  ganancias  o  pérdidas  de  capital  a  largo  plazo,  si  ese  inversor  tuviera  en  su  poder  las  obligaciones durante más de un año. El monto neto  de  ganancia  de  capital  a  largo  plazo  declarado  por  un  tenedor  individual  antes  del  1º  de  enero  del  2011  estará  gravado,  en  general,  con  una  alícuota  máxima  del  15%.  Las  pérdidas  de  capital  podrán  deducirse  de  las  ganancias  imponibles,  sujeto  a  ciertas limitaciones. 

Los  ingresos  por  intereses,  incluido  el OID,  correspondientes  a  las  obligaciones  se  consideran  ingresos  de  fuente  extranjera  a  los  fines  del  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos  y,  a  excepción  de  algunos  casos,  serán  tratados  por  separado,  conjuntamente  con  otros  rubros  de  “ganancia  pasiva”  a  los  fines  de  contabilizar  el  crédito  por  tributación  en  el  extranjero  permitido  por  la  legislación  sobre  el  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos.  El cálculo de los créditos por tributación en  el  extranjero  incluye  la  aplicación  de  reglas  complejas  que  dependen  de  las  circunstancias  específicas  de  cada  inversor  estadounidense.  Los  tenedores  estadounidenses  deben  consultar  a  sus  asesores  impositivos  sobre  la  disponibilidad  de  créditos  por  tributación  en  el  extranjero  y  el  tratamiento de los montos adicionales. 

Retención Adicional de Impuestos (Backup  Withholding) y Presentación de Información  Un  tenedor  estadounidense  puede,  en  algunos  casos,  estar  sujeto  a  una  “retención  adicional”  en  relación  con  determinados  pagos  recibidos,  a  menos  que  el  inversor  (i)  sea  una  persona  jurídica  o  pertenezca  a  otras  categorías  exentas y pueda demostrarlo fehacientemente, o (ii)  presente  un  número  de  identificación  de  contribuyente  válido,  pruebe  que  no  está  sujeto  a  dicha  retención  adicional  o  que  cumple  de  otra  forma con los requisitos aplicables establecidos por  las  normas  de  retención  adicional.    Todo  monto  retenido con arreglo a esas normas en general será  compensado con un crédito a ser descontado de la  obligación  del  tenedor  estadounidense  por  el  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos.    Los  inversores  no  estadounidenses  generalmente  están  exentos  de  retenciones  adicionales,  pero  es  posible  que,  en  ciertos  casos,  deban  realizar  determinados  trámites  de  certificación e identificación a fin de demostrar que  tienen derecho a esa exención. 

Venta o Disposición de Obligaciones  Un  tenedor  estadounidense  generalmente  debe  declarar  las  ganancias  o  pérdidas  de  capital  sobre  la  venta,  canje,  retiro  u  otro  tipo  de  disposición  de  las  obligaciones,  por  un  monto  equivalente a la diferencia entre el monto realizado  por la venta, canje, retiro u otro tipo de disposición  (excepto  los  montos  correspondientes  a  los  intereses  establecidos  calificados  devengados,  que  serán  gravados  como  tales)  y  la  base  impositiva  ajustada  de  la  obligación  del  tenedor  estadounidense. La base impositiva ajustada de una  obligación  de  un  tenedor  estadounidense  será,  en  general,  equivalente  al  costo  de  la  obligación  más  todos  los  montos  incluidos  en  los  ingresos  brutos  del  tenedor  estadounidense  en  concepto  de  OID,  menos todos los pagos excepto el pago de intereses  establecidos  calificados  correspondientes  a  la  obligación.  Las pérdidas o ganancias realizadas por  un  tenedor  estadounidense  sobre  la  venta,  canje,  retiro u otro tipo de disposición de las obligaciones  se  considerarán,  en  general,  ganancias  o  pérdidas  de fuente estadounidense a los fines del impuesto a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos,  a  menos que correspondan a una oficina u otro lugar 

 

Tenedores No Estadounidenses  Un  tenedor  o  titular  beneficiario  de  obligaciones  que  no  sea  un  tenedor  de  los  EE.UU.  (tenedor  no  estadounidense)  en  general  no  estará  sujeto  al  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados Unidos ni a la retención impositiva sobre los  intereses obtenidos de las obligaciones. Además, un  tenedor  no  estadounidense  no  estará  sujeto  al  impuesto  a  las  ganancias  federal  de  los  Estados  Unidos  ni  a  la  retención  impositiva  sobre  las  ganancias realizadas al vender obligaciones a menos  que,  en  el  caso  de  una  ganancia  realizada  por  un  individuo tenedor no estadounidense, el tenedor no  estadounidense esté en los Estados Unidos durante 

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183 días o más durante el ejercicio fiscal de la venta  y se cumplan  determinadas condiciones. 

relacionados con los precios de los commodities, las  tasas  de  interés  y  los  tipos  de  cambio.  Estos  instrumentos  derivados  se  utilizan  sólo  para  compensar la exposición a los riesgos de mercado y  no con fines comerciales. Nuestros ejecutivos están  a  cargo  de  la  administración  de  los  riesgos  de  mercado.    Cubrimos  los  riesgos  crediticios  cumpliendo  normas  estrictas,  supervisadas  por  un  Comité de Crédito, para evaluar a las contrapartes y  definir garantías adecuadas.   

Documentos Presentados   Estamos  sujetos  a  la  obligación  de  presentar  información  dispuesta  por  la  Ley  del  Mercado  de  Valores  de  1934,  con  sus  correspondientes  reformas  y,  en  consecuencia,  presentamos  informes  y  otra  información  ante  la  SEC.    Los  informes  y  toda  otra  información  que  presentamos  ante  la  SEC  pueden  ser  consultados  y  copiados en la Sala de Referencia de la SEC en 100 F  Street,  N.E.,  Washington,  D.C.    20549.  Puede  obtenerse  información  adicional  acerca  del  funcionamiento  de  la  Sala  de  Referencia  comunicándose  con  la  SEC  al  1‐800‐SEC‐0330.    Los  informes  y  otra  información  de  Petrobras  también  pueden  consultarse  en  las  oficinas  de  la  Bolsa  de  Valores  de  Nueva  York  ubicadas  en  11  Wall  Street,  New York, New York 10005, en la que se cotizan las  ADSs de Petrobras. Las presentaciones de Petrobras  ante la SEC también están a disposición del público  en  el  sitio  de  la  SEC:  http://www.sec.gov.    Sírvase  comunicarse  con  el  (212)  656‐5060  para  obtener  información  adicional  en  relación  con  la  obtención  de  copias  de  las  presentaciones  públicas  de  Petrobras en la Bolsa de Valores de Nueva York. 

El  Comité  de  Gestión  de  Riesgos  de  Petrobras evalúa la exposición a riesgos y establece  lineamientos para medir, controlar y administrar los  riesgos  relacionados  con  nuestras  actividades.    El  Comité  de  Gestión  de  Riesgos  está  compuesto  por  representantes  de  todas  las  áreas  de  negocio  de  la  Compañía.    Riesgos  Derivados  de  los  Precios  de  los  Commodities   Las ventas de crudo y productos derivados  del petróleo de la Compañía se basan en los precios  internacionales,  por  lo  tanto  estamos  expuestos  a  las  fluctuaciones  de  los  precios  en  los  mercados  internacionales.  Con  el  fin  de  atenuar  el  impacto  de  estas  fluctuaciones,  hemos  concretado  operaciones  de  derivados,  principalmente  contratos  de  futuros,   contratos  a  término,  opciones  y  swaps.    Nuestros  contratos  de  derivados  establecen  coberturas  económicas  para  las  compras  y  ventas  previstas  de  crudo  y  productos  derivados  del  petróleo  en  los  mercados  internacionales,  que  en  general  se  prevé  concretar  en  un  plazo  de  30  a  360  días.    La  exposición  en  dichos  contratos  se  limita  a  la  diferencia  entre  el  valor  contractual  y  el  valor  de  mercado de los volúmenes cubiertos.  

Petrobras  también  presenta  estados  contables y otros informes periódicos ante la CVM.    Item  11.  Información  Cualitativa  y  Cuantitativa  sobre los Riesgos del Mercado   Petrobras  Gestión de Riesgos   La  Compañía  está  expuesta  a  diversos  riesgos de mercado y crediticios inherentes al curso  normal  de  la  actividad  comercial.    El  riesgo  de  mercado es la posibilidad de que variaciones en las  tasas  de  interés,  tipos  de  cambio  o  precios  de  los  commodities  afecten  en  forma  negativa  el  valor  de  los  activos  o  pasivos  financieros  o  los  flujos  de  fondos  futuros  previstos.    El  riesgo  crediticio  es  el  incumplimiento,  por  parte  de  la  contraparte,  de  la  obligación  de  pago  en  virtud  de  un  contrato  comercial o de derivados. 

Las  posiciones  abiertas  en  el  mercado  de  futuros, en comparación con el valor en el mercado  contado,  arrojaron  pérdidas  por  U$S28,7  millones  en  2008,  U$S24,7  millones  en  2007  y  U$S1,6  millones en 2006.  Para obtener mayor información  sobre  las  transacciones  con  derivados  de  commodities,  véase  la  Nota  20  a  los  estados  contables consolidados auditados.  

Utilizamos  instrumentos  derivados  para  cubrir  la  exposición  a  riesgos  de  mercado 

 

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El siguiente cuadro presenta un análisis de sensibilidad que indica la variación neta del valor razonable  atribuible  a  una  variación  negativa  del  10%  del  precio  de  los  commodities  subyacentes  al  31  de  diciembre  de  2008, que corresponde a un aumento del 10% en el precio de los commodities subyacentes para los contratos de  opciones, futuros y swaps.    

Petrobras  Vigentes a   Diciembre 2008 

  Opciones:  Contratos de compra   Contratos de venta ...     Futuros:  Contratos de  compra…………..  Contratos de  venta…………….    Swaps:  Recibe tasa variable/  paga tasa fija  Recibe tasa fija/  paga tasa variable   

PifCo 

Valor  Razonable (1) 

Cantidad  (miles de  barriles)    540  540      158 

(en millones de  U$S)        0,0     

Cantidad  (miles de  barriles)    0  0      3.775 

1.158 

 

6.681 

   

10,3   

   

Total 

Sensibilidad  al +10%  Cant.  (en millones de  (miles de  (en millones de  (en millones de  U$S)  barriles)  U$S)  U$S)            540        540      0,0    0,0  0,0            3.933      Valor  Razonable (1) 

  17,8   

Valor  Razonable (1) 

7.839     

 

 

28,1   

5,2   

1.317 

 

2.209 

 

3.526 

 

 

1.917   

  2,4 

2.007   

  19,6 

3.924   

  22,0 

  1,3 

 

(1)  El valor razonable representa el cálculo de la ganancia o pérdida que se obtendría si los contratos se liquidaran a la fecha del balance  general. 

Riesgos Derivados de la Tasa de Interés y el Tipo de  Cambio  

Interbancário o CDI) y la tasa de interés a largo plazo  brasileña  (Taxa  de  Juros  de  Longo  Prazo,  o  TJLP),  fijada por el Consejo Monetario Nacional. 

El riesgo derivado de la tasa de interés a la  que  esta  expuesta  la  Compañía  es  en  función  de  nuestra deuda a largo plazo y, en menor medida, de  nuestra deuda a corto plazo.  Nuestra deuda a largo  plazo  consiste  principalmente  en  obligaciones  y  préstamos  tomados  básicamente  en  relación  con  inversiones en proyectos de exploración y desarrollo  y préstamos a compañías afiliadas.  Nuestra deuda a  corto  plazo  consiste  principalmente  en  financiación  de  importaciones  y  exportaciones  denominadas  en  dólares y préstamos de capital de trabajo de bancos  comerciales.    En  general,  nuestra  deuda  a  tasa  flotante  en  moneda  extranjera  está  sujeta,  principalmente, a las fluctuaciones de la tasa LIBOR.   Nuestra deuda a tasa flotante en reales está sujeta,  principalmente,  a  las  variaciones  del  Certificado  de  Depósito  Interbancario  (Certificado  de  Depósito   

Actualmente  no  utilizamos  instrumentos  derivados  para  administrar  nuestra  exposición  a  la  variación  de  las  tasas  de  interés.    Hemos  analizado  diversas  formas  de  instrumentos  derivados  para  reducir  nuestra  exposición  a  las  variaciones  de  las  tasas  de  interés  y  podríamos  utilizar  estos  instrumentos financieros en el futuro.  El riesgo del tipo de cambio al que estamos  expuestos  se  limita  al  balance  general  y  deriva  principalmente  de  la  incidencia  de  obligaciones  denominadas  en  monedas  diferentes  al  real  en  nuestra cartera de deuda. Véase el Item 5. “Análisis  y Perspectivas Operativas y Financieras —Inflación y  Variación del Tipo de Cambio.” 

   

 

167

El siguiente cuadro presenta un resumen sobre la exposición de la Compañía al riesgo de variación de las  tasas  de  interés  y  tipos  de  cambio  de  nuestra  cartera  de  deuda  correspondiente  a  2008  y  2007.    El  total  de  la  cartera de deuda incluye la deuda a largo plazo, los arrendamientos de capital, el financiamiento de proyectos y  las porciones corrientes de los mismos, y la deuda a corto plazo.         En reales:  A tasa fija ......................................................................................................................................................   A tasa flotante ..............................................................................................................................................   Subtotal ........................................................................................................................................................   En dólares:  A tasa fija ......................................................................................................................................................   A tasa flotante (incluye deuda a corto plazo)................................................................................................   Subtotal ........................................................................................................................................................   Otras divisas (principalmente yenes):  A tasa fija ......................................................................................................................................................   A tasa flotante ..............................................................................................................................................   Subtotal ........................................................................................................................................................   Total ..................................................................................................................................................................  

Endeudamiento Total  2008  2007  (%)      0,0  0,0  26,2  23,8  23,8  26,2      30,5  31,4  36,0  41,8  73,2  66,5      3,8  2,6  3,5  0,4  7,3  3,0  100,0  100,0 

Deuda a tasa flotante:   En reales ......................................................................................................................................................   En moneda extranjera ..................................................................................................................................   Deuda a tasa fija:   En reales ......................................................................................................................................................   En moneda extranjera ..................................................................................................................................   Total ..................................................................................................................................................................  

  26,2  39,5    0,0  34,3  100,0 

  23,8  42,2    0,0  34,0  100,0 

Dólares estadounidenses ..................................................................................................................................   Euros .................................................................................................................................................................   Yenes.................................................................................................................................................................   Reales................................................................................................................................................................   Total..................................................................................................................................................................  

66,48  0,25  7,05  26,22  100,0 

73,22  0,30  2,73  23,75  100,0 

     

 

168

El siguiente cuadro presenta información sobre el total de las obligaciones de deuda al 31 de diciembre  de 2008, que son sensibles a las variaciones de las tasas de interés y tipos de cambio. Este cuadro contiene los  principales flujos de fondos y las tasas de interés promedio relacionadas con dichas obligaciones, por moneda y  fecha de vencimiento estimada. Las tasas de interés variables se basan en tasas de referencia aplicables, LIBOR,  TJLP, IGP‐M o CDI (Certificado de Depósito Interbancario) al 31 de diciembre del 2008.    

2009 

    Deuda en EUROS:  Deuda a tasa fija..........  Tasa de interés  promedio ...................  Deuda a tasa variable ..  Tasa de interés  promedio ...................  Deuda en Yenes:  Deuda a tasa fija..........  Tasa de interés  promedio ...................  Deuda a tasa variable ..  Tasa de interés  promedio ...................  Deuda en dólares:  Deuda a tasa fija..........  Tasa de interés  promedio ...................  Deuda a tasa variable ..  Tasa de interés  promedio ...................  Deuda en reales:  Deuda a tasa variable ..  Tasa de interés  promedio ...................  Total de las  obligaciones de deuda . 

 

2010   

2011   

2012 

2013 

2014‐2022 

(en millones de U$S, con excepción de los porcentajes)        0  0  0  0 

1 

0 

5,8%  9 

5,7%  9 

−  9 

−  9 

−  9 

−  22 

2,7%    532 

1,8%    35 

3,1%    33 

3,4%    33 

3,5%    33 

3,8%  12 

1,8%  21 

1,7%  11 

1,7%  119 

4,7%    1.121    6,9% 

4,8%    681 

4,5%    494 

8,5%    1.178 

3.704    2,8%    582  10,0%  5.961 

Valor  razonable al  31 de  diciembre  de 2008 

Total   

  1 

1 

  68 

  55 

3,8%    386 

    1.051 

    960 

1%  119 

2,2%  596 

  878 

  705 

1,4%    252 

1,4%    822 

1,7%    4.972 

    8.342 

    8.161 

7,4%    1.568 

5,5%    1.063 

8,1%    558 

6,2%    1.771 

    9.841 

    9.315 

2,4%    1.136 

3,4%    2.888 

3,6%    830 

3,8%    255 

4,2%    1.479 

    7.169 

    6.991 

10,9% 

13,2% 

10,5% 

9,4% 

8,6% 

 

 

27.351 

26.188 

3.059 

5.003 

2.306 

1.795 

9.227 

  riesgos  de  mercado.    PifCo  no  mantiene  instrumentos derivados con fines comerciales.   

La  estrategia  de  administración  de  riesgo  de  divisas  incluye  la  utilización  de  instrumentos  derivados  para  proteger  a  la  Compañía  de  la  volatilidad del tipo de cambio, que puede afectar el  valor de determinadas obligaciones.  

Riesgos Derivados del Precio de los Commodities  PifCo  concreta  operaciones  de  derivados  para  atenuar  el  impacto  de  las  fluctuaciones  del  precio del crudo y productos derivados del petróleo.   PifCo utiliza contratos de futuros, swaps y opciones  para  proteger  sus  márgenes  con  anterioridad  a  las  compras  y  ventas  en  los  mercados  internacionales,  conforme  se  indica  en  el  análisis  de  sensibilidad   precedente. 

PifCo    PifCo  está  expuesta  a  riesgos  de  mercado  durante  el  curso  de  su  actividad  comercial,  incluyendo  riesgo  de  tasa  de  interés,  riesgos  relacionados  con  variaciones  de  los  precios  del  petróleo  y  de  los  derivados  del  petróleo,  y  riesgos  relacionados  con  variaciones  en  el  tipo  de  cambio  de  divisas.    PifCo  utiliza  en  forma  limitada  los  derivados  para  administrar  su  exposición  a  estos 

 

   

169

Riesgos Derivados de la Tasa de Interés y el  Tipo de Cambio 

94%  de  su  deuda  es  en  dólares.    PifCo  no  celebra  contratos de derivados ni otros acuerdos para cubrir  los riesgos derivados de la tasa de interés. 

PifCo  no  está  expuesta  a  un  riesgo  significativo  derivado  del  tipo  de  cambio  porque  el    El  siguiente  cuadro  presenta  los  montos  y  las  tasas  de  interés  promedio  ponderadas  anuales  correspondientes, por fecha de vencimiento prevista, de las obligaciones de deuda a largo plazo de PifCo al 31 de  diciembre de 2008: 

Obligaciones de Deuda    Deuda en Dólares    Estadounidenses:  Deuda a Tasa Fija.............   Tasa de Interés  Promedio.........................   Deuda a Tasa Variable .....   Tasa de Interés  Promedio.........................   Deuda en Yenes:  Deuda a Tasa Fija.............   Tasa de Interés  Promedio.........................   Total obligaciones de  deuda ..............................  

2010 

2011   

68 

2012   

2013 

2014 

2015‐2018 

Total 

(en millones de U$S, con excepción de los porcentajes)         

304 

70 

435 

442 

5,5%    406 

8,8%    88 

5,5%    92 

8,7%    102 

7,6%    112 

1,9%    − 

3,2%    − 

3,6%    − 

3,7%    − 

− 

− 

− 

474 

392 

162 

3.188 

Valor  razonable al 31  de diciembre  de  2008   

4.507 

4.480 

6,4%    190 

    990 

    922 

3,9%    − 

4,6%    386 

    386 

  320 

− 

− 

2,2% 

 

 

537 

554 

5.883 

5.722 

3.764 

 

  Total Cartera de Deuda 

31 de diciembre de 2008 

Deuda en dólares estadounidenses:    Deuda a Tasa Fija.............................................................................................. Deuda a Tasa Flotante...................................................................................... Deuda en Yenes:  Deuda a Tasa Fija.............................................................................................. Deuda a Tasa Flotante ...................................................................................... Total Cartera de Deuda....................................................................................

75,2%  18,4%    6,4%            0%          100,0% 

72,4%  22,3%    5,3%  0,0%  100,0% 

ponderada  anual  sobre  esta  porción  a  corto  plazo  era  3,59%  al  31  de  diciembre  de  2008  comparada  con  5,59%  al  31  de  diciembre  de  2007.    Al  31  de  diciembre  de  2008,  PifCo  no  registraba  líneas  de  crédito  a  corto  plazo  o  créditos  de  entidades  financieras pendientes de pago.  

Al  31  de  diciembre  de  2008,  la  porción  corriente de las obligaciones de deuda a largo plazo  de PifCo, que consisten en líneas de crédito a largo  plazo  y  préstamos  de  entidades  financieras,  era  de  U$S143  millones.  La  tasa  de  interés  promedio   

 

31 de diciembre de 2007   

170

El siguiente cuadro indica el valor del swap de moneda en virtud del cual PifCo canjea pagos de capital e  intereses  sobre  bonos  denominados  en  yenes  por  montos  en  dólares  estadounidenses.  La  variación  del  valor  razonable indica que el instrumento de cobertura es altamente eficaz.   Swaps de moneda con  vencimiento en 2016 

Tasa de  interés  (%) 

Valor de Referencia 

Fijo/fijo  Tasa promedio pagada (U$S) .................. Tasa promedio recibida (Yenes)  .............

  5,69  2,15 

(en millones de yenes)  35.000      35.000 

 

Total Swaps de Moneda .........................

   

 

171

Valor Razonable  31 de diciembre de  31 de diciembre de 2008   2007  (en millones de U$S)  47   

3     

47 

  3 

Item 12.  

Descripción de Títulos que no sean Acciones  

No aplicable.     PARTE II  Item 13.  

Incumplimientos, Dividendos Impagos e Incumplimiento de Pago  

Ninguno.   Item 14.   Fondos  

Modificaciones Substanciales de los Derechos de los Tenedores de Títulos y Destino de los 

Ninguna.   Item 15.  

Controles y Procedimientos  

  Evaluación de Controles y Procedimientos de  Divulgación de Información 

Informe de la Dirección Relativo al Control Interno  de la Información Financiera  

Petrobras  y  PifCo  han  realizado  una  evaluación,  con  la  participación  de  nuestro  Presidente  y  nuestro  Director  de  Administración  y  Finanzas,  de  la  eficacia  de  nuestros  controles  y  procedimientos de divulgación de información al 31  de diciembre de 2008.  Existen limitaciones respecto  de  la  efectividad  de  los  sistemas  de  control  y  procedimientos  de  divulgación  de  información,  incluso la posibilidad de errores humanos y de eludir  o  ignorar  los  controles  y  procedimientos.  En  consecuencia,  aún  los  procedimientos  y  controles  de divulgación de información efectivos pueden sólo  proveer certeza razonable respecto del logro de sus  objetivos de control. Sobre la base de la evaluación,  nuestro  Presidente  y  nuestro  Director  de  Administración  y  Finanzas  concluyeron  que  los  procedimientos  y  controles  de  difusión  de  información  al  31  de  diciembre  de  2008  eran  efectivos  para  proveer  certeza  razonable  de  que  la  información  a  ser  presentada  en  los  informes  de  conformidad  con  la  Ley  del  Mercado  de  Valores  se  registra,  procesa,  resume  e  informa  dentro  de  los  plazos  estipulados  en  virtud  de  las  normas  y  los  formularios aplicables, y que se recopila y comunica  a  la  Dirección,  incluidos  nuestro  Presidente  y  nuestro  Director  de  Administración  y  Finanzas,  en  forma  apropiada  para  permitirles  tomar  decisiones  oportunas  relacionadas  con  la  difusión  de  la  información.  

Las  Direcciones  de  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS y Petrobras International Finance  Company—PifCo (cada una, una “Compañía”) tienen  la  responsabilidad  de  establecer  y  mantener  un  efectivo control interno de la información financiera  y de evaluar la efectividad del control interno de la  información financiera.  El control interno de cada Compañía sobre  la  información  financiera  es  un  proceso  diseñado  por  el  Comité  de  Auditoría  de  Petrobras  y  el  Presidente  y  el  Director  de  Administración  y  Finanzas de cada Compañía o bajo la supervisión de  los  mismos,  e  implementado  por  el  Consejo  de  Administración,  la  Dirección  y  el  personal  de  cada  Compañía  con  el  fin  de  garantizar  en  forma  razonable  la  confiabilidad  de  la  información  financiera  presentada  y  la  confección  de  estados  contables  consolidados  para  su  presentación  para  uso  externo  de  conformidad  con  los  principios  contables  generalmente  aceptados  de  los  Estados  Unidos.  El control interno de cada Compañía sobre  la  información  financiera  incluye  políticas  y  procedimientos  que  (i)  corresponden  al  mantenimiento  de  registros  que,  en  detalle  razonable, reflejan en forma precisa y uniforme, las  operaciones  y  disposición  de  activos  de  la  Compañía;  (ii)  garantizan  en  forma  razonable  que  las  operaciones  se  registran  en  la  forma  necesaria  para  permitir  la  confección  de  estados  contables  consolidados  de  acuerdo  con  principios  contables  generalmente  aceptados  de  los  Estados  Unidos,  y 

 

 

172

que  las  cobranzas  y  gastos  de  la  Compañía  se  realizan sólo de conformidad con las autorizaciones  emanadas  de  la  Dirección  y  los  consejeros  de  la  Compañía;  y  (iii)  garantizan  en  forma  razonable  la  prevención  y  detección  oportuna  de  compras,  utilizaciones  o  disposiciones  no  autorizadas  de  los  activos  de  la  Compañía  que  pudieran  tener  un  efecto  significativo  sobre  los  estados  contables  consolidados. 

presentación  de  información  financiera  en  base  a  criterios  establecidos  en:  Control  Interno  –  Marco  Integrado  emitido  por  el  Comité  de  Organizaciones  Patrocinantes  –  COSO  –  de  la  Comisión  Treadway.   En  base  a  dicha  evaluación,  la  Dirección  de  cada  Compañía concluyó que al 31 de diciembre de 2008  el  sistema  de  control  interno  de  presentación  de  información financiera de la Compañía era efectivo.  La  evaluación  por  parte  de  la  Dirección  de  cada Compañía de la efectividad de los sistemas de  control  interno  de  presentación  de  información  financiera  al  31  de  diciembre  de  2008  ha  sido  auditada  por  KPMG  Auditores  Independentes,  estudio  contable  certificado  independiente,  conforme  lo  establecido  en  el  informe  incluido  en  este Informe Anual. 

Dadas las limitaciones inherentes al control  interno de la información financiera, es posible que  dicho control no evite o detecte declaraciones falsas  en  forma  oportuna.    En  consecuencia,  aún  los  sistemas  de  control  considerados  efectivos  pueden  sólo  proporcionar  certeza  razonable  en  cuanto  a  la  confección y presentación  de  los  estados  contables  consolidados.    Asimismo,  las  proyecciones  de  la  evaluación  de  la  efectividad  para  períodos  futuros  están sujetas al riesgo de que los controles puedan  resultar  inadecuados  debido  a  cambios  en  las  condiciones  o  al  deterioro  en  el  nivel  de  cumplimiento de las políticas y procedimientos. 

Cambios en los Controles Internos    La  Dirección  de  cada  Compañía  no  identificó  cambios  en  los  sistemas  de  control  interno  de  presentación  de  información  financiera  durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de  2008  que  hayan  afectado  en  forma  substancial  o  probablemente  afecten  en  forma  substancial  el  control  interno  de  presentación  de  información  financiera.  

Al 31 de diciembre de 2008, la Dirección de  cada  Compañía  efectuó  una  evaluación  de  la  efectividad  del  sistema  de  control  interno  de 

Item 16A. 

Experto Financiero del Comité de Auditoría  

El  17  de  junio  de  2005,  el  Consejo  de  Administración  de  la  Compañía  aprobó  la  designación de un Comité de Auditoría para cumplir  con  los  requisitos  dispuestos  por  la  Ley  Sarbanes‐ Oxley  de  2002.  Nuestro  Consejo  de  Administración  nombró  a  Fabio  Colletti  Barbosa  como  experto  financiero  del Comité  de Auditoría, quien reviste  el  carácter de independiente según se establece en 17  CRF 240.10A‐3.  Item 16B. 

El  Consejo  de  Administración  de  PifCo  ejerce  la  función  de  Comité  de  Auditoría  según  la  Ley  Sarbanes‐Oxley  de  2002.  El  Consejo  de  Administración  de  PifCo  designó  a  Marcos  Antonio  Silva Menezes como “experto financiero del Comité  de  Auditoría”  conforme  lo  definido  en  este  Item  16A.  Menezes  no  reviste  el  carácter  de  independiente  según  se  establece  en  17  CRF  240.10A‐3.  

Código de Etica   de  Administración  de  Petrobras  creó  una  Comisión  de Etica para promover un comportamiento ético y  servir como foro de discusión de temas relacionados  con la ética. 

La  Compañía  ha  adoptado  un  Código  de  Etica  aplicable  a nuestros  empleados y  ejecutivos y  un Código de Buenas Prácticas aplicable a nuestros  consejeros  y  ejecutivos.  Ambos  códigos  se  aplican  también  a  PifCo.    En  2006  hemos  revisado  y  actualizado nuestro Código de Etica. No se permiten  excepciones a las disposiciones del Código de Etica o  del  Código  de  Buenas  Prácticas.    Ambos  documentos  están  disponibles  en  el  sitio  web  de  Petrobras: www.petrobras.com.br/Relaciones con el  Inversor/Gobierno Corporativo.  En 2008, el Consejo 

 

173

Item 16C. 

Servicios y Honorarios del Estudio Contable  

Honorarios de Auditoría y de Otras Funciones   Petrobras   El  siguiente  cuadro  incluye  los  honorarios  facturados  a  la  Compañía  por  nuestros  auditores  externos,  KPMG Auditores Independentes, durante los ejercicios económicos finalizados el 31 de diciembre de 2008 y 2007:    

Ejercicio finalizado el 31 de  diciembre de 

  

2008 

2007 

    Honorarios de Auditoría.............................................................................................................................. Honorarios relacionados con la Auditoría ................................................................................................... Impuestos....................................................................................................................................................

(en miles de R$)    23.673  23.328  287  2.136  859  603 

Total  ...........................................................................................................................................................

24.819 

  Los “Honorarios de Auditoría” presentados  en  el  cuadro  precedente  corresponden  al  total  de  los  honorarios  facturados  por  KPMG  Auditores  Independentes  en  relación  con  la  auditoría  de  nuestros  estados  contables  anuales,  revisiones  de  períodos intermedios y auditorías de las subsidiarias  (todas  según  los  principios  contables  generalmente  aceptados  de  los  Estados  Unidos  y  de  Brasil)  y  la  revisión  de  los  documentos  periódicos  presentados  en  la  SEC.    En  2008,  los  “Honorarios  de  Auditoría”  incluyen  los  honorarios  totales  facturados  por  KPMG  Auditores  Independentes  por  el  monto  de  R$2.750  mil  en  relación  con  la  auditoría  de  los  controles  internos.    Los  “Honorarios  Relacionados  con la Auditoría” que constan en el cuadro anterior 

 

26.067 

corresponden  al  total  de  los  honorarios  facturados  por  KPMG  Auditores  Independentes,  servicios  de  certificación  y  otros  servicios  que  se  relacionan  razonablemente con la realización de la auditoría o  con  revisiones  de  nuestros  estados  contables  y  no  se encuentran incluidos en el rubro “Honorarios de  Auditoría”.  Los  impuestos  que  figuran  en  el  cuadro  precedente  constituyen  los  gastos  facturados  por  KPMG  Auditores  Independentes  por  servicios  relacionados  con  revisiones  de  cumplimento  de  pago  de  impuestos  exigidos  en  virtud  de  la  declaración  de  impuestos  federal  anual  y  procedimientos  relacionados  con  el  impuesto  a  las  ganancias y a las ventas. 

174

PifCo   El  siguiente  cuadro  incluye  los  honorarios  facturados  a  PifCo  por  KPMG  Auditores  Independentes,  durante los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008 y 2007:    

Ejercicio finalizado el 31 de  diciembre de 

  

2008 

    Honorarios de auditoría .............................................................................................................................   Honorarios relacionados con la auditoría...................................................................................................   Total ...........................................................................................................................................................  

  Los  “Honorarios  de  Auditoría”  corresponden  al  total  de  los  honorarios  facturados  por KPMG Auditores Independientes en relación con  la  auditoría  de    los  estados  contables  anuales,  revisiones  de  períodos  intermedios  y  auditorías  de  las  subsidiarias  de  PifCo  (todas  según  los  principios  contables  generalmente  aceptados  de  los  Estados  Unidos y de Brasil) y la revisión de los documentos  periódicos  presentados  ante  la  SEC.    Los  “Honorarios  relacionados  con  la  Auditoría”  corresponden  a  los  servicios  prestados  en  relación  con  la  emisión  de  obligaciones  de  PifCo  en  los  mercados de capitales internacionales y el programa  de pago anticipado de exportaciones, y los servicios  de  certificación  y  otros  servicios  que  se  relacionan  razonablemente con la realización de la auditoría o  con  revisiones  de  los  estados  contables  de  PifCo  y  no se encuentran incluidos en el rubro “Honorarios  de Auditoría”. 

Item 16D.  Bolsa   

793 

Políticas  y  Procedimientos  de  Aprobación  del  Comité de Auditoría   El Comité de Auditoría de la Compañía está  autorizado  a  recomendar  al  Consejo  de  Administración  políticas  y  procedimientos  de  aprobación  previa  para  la  contratación  de  los  servicios  de  nuestros  auditores  externos  o  los  de  PifCo. A la fecha, nuestro Consejo de Administración  no  ha  establecido  aún  dichas  políticas  y  procedimientos  de  aprobación  previa.  Nuestro  Consejo de Administración aprueba, expresamente,  caso  por  caso,  la  contratación  de  los  auditores  externos en relación con los servicios a ser provistos  a  nuestras  subsidiarias  y  a  Petrobras.  Los  Estatutos  de la Compañía prohíben que los auditores externos  presten  servicios  de  asesoramiento  a  nuestras  subsidiarias  o  a  Petrobras  durante  el  período  de  contratación de los mismos. 

Exención de las Normas Relativas a los Comités de Auditoría de  Sociedades que Cotizan en  Roberto de Albuquerque, persona designada por el  gobierno brasileño, que es una de nuestras afiliadas.   A  criterio  de  la  Compañía,  estos  miembros  actúan  en forma independiente en el cumplimiento de sus  responsabilidades  en  calidad  de  miembros  del  Comité  de  Auditoría  en  virtud  de  la  Ley  Sarbanes‐ Oxley  y  cumplen  con  los  demás  requisitos  establecidos  en  la  Norma  10A‐3  de  la  Ley  del  Mercado de Valores. 

Adquisición de Acciones por parte del Emisor y Compradores Afiliados  

Petrobras 

“comprador  afiliado”,  según  se  define  en  la  Norma  10b‐18(a)(3)  de  La  Ley  del  Mercado  de  Valores,  adquirió nuestras acciones. 

Durante  el  ejercicio  finalizado  el  31  de  diciembre  de  2008,  ni  Petrobras  ni  ningún 

 

1.033 

 

De conformidad con las normas de la NYSE  y  la  SEC  relativas  al  Comité  de  Auditoría  de  sociedades que cotizan en bolsa, la Compañía debe  cumplir con la Norma 10A‐3 de la Ley del Mercado  de  Valores,  que  exige  la  creación  de  un  Comité  de  Auditoría  compuesto  por  miembros  del  Consejo  de  Administración  que  cumpla  con  determinados  requisitos. En función de la exención establecida en  la  Norma  10  A‐3(b)(iv)(E),  hemos  designado  a  un  miembro    del  Comité  de  Auditoría,  Francisco  Item 16E. 

2007 

(en miles de R$)    966  764  67  29 

175

Item 16F.   

Cambio del Contador Certificante del Declarante  

No aplicable. 

Item 16G. 

Gobierno Corporativo   en  la  Norma  10A‐3  de  la  Ley  del  Mercado  de  Valores;  (ii)  nuestro  Presidente  debe  notificar  inmediatamente  a  la  NYSE  si  un  ejecutivo  toma  conocimiento  de  un  incumplimiento  substancial  de  las  normas  relativas  a  las  prácticas  de  gobierno  corporativo  de  la  NYSE;  (iii)  Petrobras  debe  proporcionar  a  la  NYSE  declaraciones  escritas  anuales e intermedias conforme lo exigido en virtud  de las normas de gobierno corporativo de la NYSE; y  (iv)  Petrobras  debe  proporcionar  una  breve  descripción de las diferencias significativas entre sus  prácticas de gobierno corporativo y las prácticas de  sociedades  constituidas  en  los  EE.UU.  en  virtud  de  las normas de cotización de la NYSE.   

Comparación  de  las  Prácticas  de  Gobierno  Corporativo  de  Petrobras  con  los  Requisitos  de  Gobierno  Corporativo  de  la  NYSE  aplicables  a  Sociedades constituidas en los EE.UU.   De  acuerdo  con  las  normas  de  la  Bolsa  de  Valores de Nueva York (NYSE), los emisores privados  extranjeros  están  sujetos  a  requerimientos  más  limitados en lo referente a las prácticas de gobierno  corporativo  que  los  emisores  locales  de    EE.UU.  En  calidad  emisor  privado  extranjero,  Petrobras  debe  cumplir con cuatro normas principales relativas a las  prácticas  de  gobierno  corporativo  de  la  NYSE:    (i)  debe  cumplir  con  los  requerimientos  establecidos 

 

176

El  siguiente  cuadro  incluye  una  breve  descripción  de  las  diferencias  significativas  entre  las  prácticas  locales de Petrobras y las normas de gobierno corporativo de la NYSE.  Artículo  303A.01 

  303A.03 

  303A.04 

303A.05 

  303A.06   303A.07 

  303A.08 

 

Normas de Gobierno Corporativo de la Bolsa de  Prácticas de Petrobras  Valores de Nueva York para Emisores Locales  Independencia del Director  En  el  caso  de  sociedades  que  cotizan  en  bolsa,  la  Petrobras es una sociedad controlada porque el Gobierno Federal  mayoría de sus consejeros debe ser independiente.   de Brasil tiene el control de la mayoría de las acciones con derecho  Las “sociedades controladas” están exentas de este  a voto. Dada su condición de sociedad controlada, no se exigiría a  requisito.  Petrobras  cumplir  con  el  requisito  de  que  la  mayoría  de  sus  consejeros  deben  ser  independientes  si  fuera  un  emisor  local  de  los EE.UU.  No existe una disposición legal ni una política que exija  a Petrobras contar con consejeros independientes.      Los consejeros no ejecutivos de cada sociedad que  Con  la  excepción  del  Presidente  de  Petrobras  (que  también  es  cotiza  en  bolsa  deben  reunirse  en  sesiones  director),  todos  los  consejeros  de  Petrobras  son  directores  no  ejecutivas  regularmente  programadas  sin  los  ejecutivos.  Estos  consejeros  no  ejecutivos  no  se  reúnen  en  sesiones ejecutivas regularmente programadas sin la presencia del  directores ejecutivos.  Presidente.      Comité de Gobierno Corporativo/ de Candidatura  Las  sociedades  que  cotizan  en  bolsa  deben  contar  Petrobras  no  cuenta  con  un  Comité  de  Candidatura.  con  un  comité  de  gobierno  corporativo/de  Petrobras tampoco cuenta con un Comité de Gobierno Corporativo  candidatura  íntegramente  compuesto  por  compuesto por consejeros.   consejeros  independientes,  con  un  reglamento    escrito  que  incluya  una  serie  de  obligaciones   Por  el  contrario,  Ia  totalidad  del  Consejo  de  Administración  desarrolla,  evalúa  y  aprueba  principios  de  gobierno  corporativo  mínimas específicas.  No se exige a las “sociedades controladas” cumplir  con  la  colaboración  de  una  comisión  asesora  de  gobierno  con este requisito.  corporativo  que  no  está  compuesta  por  consejeros.    Dada  su  condición  de  sociedad  controlada,  no  se  exigiría  a  Petrobras  cumplir  con  el  requisito  relativo  al  comité  de  gobierno  corporativo/de candidatura si fuera un emisor local de los EE.UU.    Comité de Remuneración  Las  sociedades  que  cotizan  en  bolsa  deben  contar  Petrobras  cuenta  con  un  comité  que  asesora  al  Consejo  de  con  un  comité  de  remuneración  íntegramente  Administración  en  temas  de  remuneraciones  y  nombramiento  de  compuesto  por  consejeros  independientes,  con  un  ejecutivos.  No existe una disposición legal ni una política que exija  reglamento  escrito  que  incluya  una  serie  de  que los miembros de este comité sean independientes.      obligaciones mínimas específicas.  No se exige a las “sociedades controladas” cumplir  Dada  su  condición  de  sociedad  controlada,  no  se  exigiría  a  Petrobras  cumplir  con  el  requisito  relativo  al  comité  de  con este requisito.   remuneración si fuera un emisor local de los EE.UU.                Comité de Auditoría  Las  sociedades  que  cotizan  en  bolsa  deben  contar  El  Comité  de  Auditoría  de  Petrobras  es  un  comité  asesor  del  con  un  Comité  de  Auditoría  compuesto  por  un  Consejo  de  Administración.  Actualmente  está  compuesto  por  dos  mínimo  de  tres  consejeros  independientes  que  miembros  independientes  conforme  a  la  Norma  10A‐3  de  la  Ley  cumplan  con  los  requisitos  de  independencia  del  Mercado  de  Valores,  y  ambos  miembros  del  Comité  de  establecidos  por  la  Norma  10A‐3  de  la  Ley  de  Auditoría también son miembros del Consejo de Administración de  Mercado de Valores, con un reglamento escrito que  Petrobras.    El  Comité  de  Auditoría  cuenta  con  un  reglamento  incluya  una  serie  de  obligaciones  mínimas  escrito  que  establece  sus  responsabilidades  entre  las  que  se  incluyen  las  siguientes:  (i)  fortalecer  la  relación  con  los  auditores  específicas.  externos, y permitir una supervisión más detallada de su trabajo y  de  temas  relacionados  con  su  competencia  e  independencia,  (ii)  garantizar el cumplimiento de normas legales y reglamentaciones,  incluyendo  certificaciones,  controles  internos,  procedimientos  de  cumplimiento y ética, y (iii) supervisar la situación financiera de la  sociedad,  especialmente  en  relación  con  riesgos,  trabajo  de  auditoría interna y presentación de información financiera.      Planes de Opciones de Acciones  Los accionistas deben tener la oportunidad de votar  En  virtud  de  la  Ley  de  Sociedades  brasileña,  se  requiere  la 

177

Normas de Gobierno Corporativo de la Bolsa de  Prácticas de Petrobras  Valores de Nueva York para Emisores Locales  en relación con los planes de opciones de acciones  aprobación  de  los  accionistas  para  la  adopción  y  revisión  de  los  y  revisiones  substanciales  de  los  mismos,  con  planes de opciones de acciones. Actualmente Petrobras no cuenta  limitadas  excepciones  establecidas  en  las  normas  con planes de opciones de acciones.  de la NYSE.      Políticas  de Gobierno Corporativo   Las sociedades que cotizan en bolsa deben adoptar  Petrobras cuenta con Políticas de Gobierno Corporativo (Diretrizes  y  revelar  políticas  relativas  a  las  prácticas  de  de  Governança  Corporativa)  que  abarcan  temas  relacionados  con  gobierno corporativo.  criterios  de  admisión,  responsabilidades,  remuneración,  orientación,  auto  evaluaciones  de  los  Consejeros  y  acceso  a  la  Dirección. Las políticas no reflejan los requisitos de independencia  establecidos  en  las  Secciones  303A.01  y  .02  de  las  normas  de  la  NYSE.  Determinadas  partes  de  las  políticas,  incluyendo  las  secciones sobre responsabilidades y remuneración, no se analizan  con el mismo nivel de detalle establecido en los comentarios a las  normas  de  la  NYSE.  Las  políticas  se  encuentran  disponibles  en  el  sitio web de Petrobras.     

Artículo 

  303A.09 

 

Código de Ética para Consejeros, Funcionarios y Empleados  Las sociedades que cotizan en bolsa deben adoptar  Petrobras adoptó un Código de Etica (Código de Ética) aplicable a  y revelar un código de conducta y ética empresarial  sus  empleados  y  un  Código  de  Buenas  Prácticas  (Código  de  Boas  para  consejeros,  funcionarios  y  empleados,  y   Práticas)  aplicable  a  consejeros  y  ejecutivos.  No  se  permiten  revelar de inmediato toda exención en relación con  exenciones  respecto  a  las  disposiciones  del  Código  de  Etica  o  el  las  disposiciones  del  código  con  respecto  a  Código  de  Buenas  Prácticas.  Ambos  documentos  se  encuentran  consejeros o ejecutivos.  disponibles en el sitio web de Petrobras.     

303A.10 

 

Requerimiento de Certificación  El Presidente de cada sociedad que cotiza en bolsa  El  Presidente  de  Petrobras  notificará  inmediatamente  a  la  NYSE  debe certificar ante la NYSE cada año que no tiene  por  escrito  si  un  ejecutivo  toma  conocimiento  de  un  conocimiento  de  violaciones  por  parte  de  la  incumplimiento  substancial  de  las  normas  sobre  prácticas  de  sociedad de las normas sobre prácticas de gobierno  gobierno corporativo de la NYSE.  corporativo de la NYSE. 

303A.12 

  PARTE III  Item 17.  

Estados Contables 

No aplicable.   Item 18.  

Estados Contables 

Véase páginas F‐2 a F‐179, incorporadas a este documento por referencia.  

 

178

Item 19.  

Anexos 

No.   

Descripción   

1.1 

Reforma  de  los  Estatutos  de  Petróleo  Brasileiro  S.A.‐Petrobras  (junto  con  la  versión  en  inglés)  (incorporada  por  referencia  al  Informe Anual contenido en el formulario 20‐F de Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS presentado ante la SEC el 30 de junio de  2004 (Expediente No. 1‐15106)). 

1.2 

Acta Constitutiva y Estatutos de Petrobras International Finance Company (incorporados por referencia al Anexo I del Informe  Anual contenido en el Formulario  20‐F de Petrobras International Finance Company, presentados ante la SEC el 1°  de julio de  2002  y  las  correspondientes  reformas  presentadas  el  13  de  diciembre  de  2002,  el  20  de  marzo  de  2003  (Expediente  No.  333‐ 14168) y el 26 de junio de 2007 y el 19 de mayo de 2008 (Expediente No. 001‐331121)). El Acta Constitutiva y los Estatutos de  PifCo fueron reformados por última vez el 23 de febrero de 2008. 

2.1 

Contrato de Depósito de fecha 14 de julio de 2000 entre Petrobras y Citibank, N.A., en calidad de depositario, y los tenedores  registrados  y  beneficiarios  de  American  Depositary  Shares,  que  representan  las  acciones  ordinarias  de  Petrobras  (incorporado  por referencia al Anexo de la Declaración de Registro de Petrobras en el Formulario F–6 presentado ante la SEC el 17 de julio de  2000 (Expediente No. 333‐123000)). 

2.2 

Contrato  de  Depósito  reformado  y  actualizado  de  fecha  21  de  febrero  de  2001  entre  Petrobras  y  Citibank  N.A.,  en  calidad  de  depositario, y los tenedores registrados y beneficiarios de American Depositary Shares, que representan las acciones preferidas  de  Petrobras  (incorporado  por  referencia  al  Anexo  4.1  de  la  Reforma  N°  1  de  la  Declaración  de  Registro  de  Petrobras  en  el  Formulario F‐1 presentado ante la SEC el 3 de julio de 2001 (Expediente No. 333‐13660)). 

2.3 

Reforma N°1 de fecha 23 de marzo de 2001 del Contrato de Depósito reformado y actualizado de fecha 21 de febrero de 2001  entre  Petrobras  y  Citibank  N.A.,  en calidad  de  depositario,  y  los  tenedores  registrados  y  beneficiarios  de  American  Depositary  Shares, que representan las acciones preferidas de Petrobras (incorporada por referencia al Anexo 4‐2 de la Reforma N° 1 de la  Declaración  de  Registro  de  Petrobras  en  el  Formulario  F‐1  presentado  ante  la  SEC  el  3  de  julio  de  2001  (Expediente  No.  333‐ 13660)). 

2.4 

Contrato  de  Fideicomiso  de  fecha  19  de  julio  de  2002  entre  Petrobras  y  JPMorgan  Chase  Bank,  en  calidad  de  Fiduciario  (incorporado por referencia al Anexo 4.4 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petrobras  en el Formulario F‐3, presentado ante la SEC el 5 de Julio de 2002 y las reformas presentadas el 19 de julio de 2002 y el 14 de  agosto de 2002 (Expediente No. 333‐92044‐01)). 

2.5 

Contrato de Fideicomiso de fecha 19 de julio de 2002 entre Petrobras International Finance Company y JPMorgan Chase Bank, en  calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 4.5 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance  Company  y  Petrobras  en  el  Formulario  F–3  presentado  ante  la  SEC  el  5  de  julio  de  2002  y  las  correspondientes  reformas  presentadas el 19 de julio de 2002 y el 14 de agosto de 2002 (Expediente No. 333‐92044‐01)). 

2.6 

Primer Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 31 de marzo de 2003 entre Petrobras International Finance Company  (PifCo)  y  JPMorgan  Chase  Bank,  en  calidad  de  Fiduciario,  en  relación  con  las  Obligaciones  Globales  Step‐up,  al  9%  con  vencimiento en 2008 (incorporado por referencia al Anexo 2.6 del Informe Anual de Petrobras contenido en el Formulario 20‐F  del ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2002, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2002 (Expediente No. 1‐15106)). 

2.7 

Segundo Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 2 de julio de 2003 entre Petrobras International Finance Company  (PifCo) y JPMorgan Chase Bank, en  calidad de Fiduciario, en  relación con Obligaciones Globales al 9,125%  con vencimiento en  2013  (incorporado  por  referencia  al  Informe  Anual  contenido  en  el  Formulario  20‐F  de  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS,  presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 (Expediente No. 1‐15106)). 

2.8 

Segundo Contrato de Fideicomiso Complementario reformado  y actualizado de fecha inicial 2 de julio de 2003,  y reformado  y  actualizado  el  18  de  septiembre  de  2003  entre  Petrobras  International  Finance  Company  (PifCo)  y  JPMorgan  Chase  Bank,  en  calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Globales al 9,125% con vencimiento en 2013 (incorporado por referencia al  Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS, presentado ante la SEC el 30 de junio de  2004 (Expediente No. 1‐15106)). 

2.9 

Tercer  Contrato  de  Fideicomiso  Complementario  de  fecha  10  de  diciembre  de  2003  entre  Petrobras  International  Finance  Company  (PifCo)  y  JPMorgan  Chase  Bank,  en  calidad  de  Fiduciario,  en  relación  con  Obligaciones  Globales  al  8,375%  con  vencimiento en 2018 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petróleo Brasileiro S.A.— PETROBRAS, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 (Expediente No. 1‐15106)). 

2.10 

Contrato de Fideicomiso de fecha 9 de mayo de 2001 entre Petrobras International Finance Company y The Bank of New York, en  7/8 calidad de Fiduciario, en relación con  Obligaciones Senior al 9 % con vencimiento en 2008 (incorporado por referencia al Anexo  4.1  de  la  Declaración  de  Registro  de  Petrobras  International  Finance  Company  y  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  en  el  Formulario F‐4 presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.11 

Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 26 de noviembre de 2001 entre Petrobras International Finance Company y  7/8 The  Bank  of  New  York,  en  calidad  de  Fiduciario,  en  relación  con  Obligaciones  Senior  al  9 %,  con  vencimiento  en  2008  (incorporado por referencia al Anexo 4.2 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo 

 

179

No.   

Descripción    Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el Formulario F‐4 presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.12 

Contrato de Fideicomiso de fecha 6 de julio de 2001 entre Petrobras International Finance Company y The Bank of New York, en  calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9¾% con vencimiento en 2011 (incorporado por referencia al Anexo  4.1  de  la  Declaración  de  Registro  de  Petrobras  International  Finance  Company  y  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  del  Formulario F‐4, presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14170)). 

2.13 

Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 26 de noviembre de 2001 entre Petrobras International Finance Company y  The  Bank  of  New  York,  en  calidad  de  Fiduciario,  en  relación  con  Obligaciones  Senior  al  9¾%,  con  vencimiento  en  2011  (incorporado por referencia al Anexo 4.2 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo  Brasileiro S.A.—PETROBRAS del Formulario F‐4 presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14170)). 

2.14 

Contrato de Fideicomiso de fecha inicial 4 de febrero de 2002 reformado y actualizado el 28 de febrero de 2002 entre Petrobras  1/8 International Finance Company y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario, en relación con Obligaciones Senior al 9 % con  vencimiento en 2007 (incorporado por referencia al Anexo 2.19 del  Informe Anual reformado contenido en el Formulario 20‐F  de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 13 de diciembre de 2002 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.15 

Acuerdo  de  Derechos  de  Registro  de  fecha  9  de  mayo  de  2001  entre  Petrobras  International  Finance  Company,  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  y  USB  Warburg  LLC,  Banc  of  America  Securities  LLC,  J.P.  Morgan  Securities  Inc.,  RBC  Dominion  Securities  Corporation  y  Santander  Central  Hispano  Investment  Securities  Inc.  (incorporado  por  referencia  al  Anexo  4.4  de  la  Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el Formulario F‐4  presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.16 

Acuerdo de Derechos de Registro de fecha 6 de julio de 2001 entre Petrobras International Finance Company, Petróleo Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  y  USB  Warburg  LLC,  Banc  of  America  Securities  LLC,  J.P.  Morgan  Securities  Inc.,  RBC  Dominion  Securities  Corporation y Santander Central Hispano Investment Securities Inc. (incorporado por referencia al Anexo 4.4 de la Declaración de  Registro  de  Petrobras  International  Finance  Company  y  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  en  el  Formulario  F‐4  presentado  ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14170)). 

2.17 

Acuerdo de Derechos de Registro de fecha inicial 4 de febrero de 2002, reformado y actualizado el 28 de febrero de 2002 entre  Petrobras  International  Finance  Company,  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS,  UBS  Warburg  LLC  y  Morgan  Stanley  &  Co.  Incorporated  (incorporado  por  referencia  al  Anexo  2.20  del  Informe  Anual  reformado  contenido  en  el  Formulario  20‐F  de  Petrobras International Finance Company presentado ante la SEC el 13 de diciembre de 2002 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.18 

Acuerdo de Compra Standby de fecha 9 de mayo de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York  (incorporado por referencia al Anexo 4.5 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo  Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el Formulario F‐4, presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.19 

Reforma N°1 del Acuerdo de Compra Standby de fecha 26 de noviembre de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y  The  Bank  of  New  York,  en  calidad  de  Fiduciario  (incorporada  por  referencia  al  Anexo  4.6  de  la  Declaración  de  Registro  de  Petrobras International Finance Company y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en el Formulario F‐4, presentado ante la SEC el  6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.20 

Acuerdo  de  Compra  Standby  de  fecha  6  de  julio  de  2001  entre  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  y  The  Bank  of  New  York  (incorporado por referencia al Anexo 4.5 de la Declaración de Registro de Petrobras International Finance Company y Petróleo  Brasileiro S.A.—PETROBRAS del Formulario F‐4, presentado ante la SEC el 6 de diciembre de 2001 (Expediente No. 333‐14170)). 

2.21 

Acuerdo  de  Compra  Standby  de  fecha  inicial  4  de  febrero  de  2002  reformado  y  actualizado  el  28  de  febrero  de  2002  entre  Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York, en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Anexo 2.21  del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 13 de  diciembre de 2002 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.22 

Acuerdo de Compra Standby de fecha 31 de marzo de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase Bank,  en  calidad  de  Fiduciario  (incorporado  por  referencia  al  Anexo  2.15  del  Informe  Anual  contenido  en  el  Formulario  20‐F  de  Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.23 

Contrato de Compra Standby de fecha 2 de julio de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase Bank, en  calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International  Finance Company, presentado ante la SEC el 30 de junio de 2004 y la reforma presentada el 26 de julio de 2004 (Expediente No.  333‐14168)). 

2.24 

Contrato  de  Compra  Standby  Reformado  y  Actualizado  de  fecha  inicial  2  de  julio  de  2003  y  reformado  y  actualizado  el  18  de  septiembre de 2003 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase Bank, en calidad de Fiduciario (incorporado  por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la  SEC el 30 de junio de 2004 y la reforma presentada el 26 de julio de 2004 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.25 

Contrato  de  Compra  Standby  de  fecha  10  de  diciembre  de  2003  entre  Petróleo  Brasileiro  S.A.—Petrobras  y  JPMorgan  Chase  Bank,  en  calidad  de  Fiduciario  (incorporado  por  referencia  al  Informe  Anual  contenido  en  el  Formulario  20‐F  de  Petrobras  International Finance Company presentado ante la SEC el 30 de junio  de 2004 y la  reforma presentada el  26 de julio de  2004 

 

180

No.   

Descripción    (Expediente No. 333‐14168)). 

2.26 

Contrato  de  Compra  de  Obligaciones  de  fecha  29  de  enero  de  2002  entre  Petrobras  International  Finance  Company  y  UBS  Warburg LLC y Morgan Stanley & Co. Incorporated (incorporado por referencia al Anexo 2.13 del Informe Anual contenido en el  Formulario  20‐F  de  Petrobras  International  Finance  Company,  presentado  ante  la  SEC  el  1°  de  julio  de  2002  y  las  correspondientes reformas presentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.27 

Contrato  Marco  de  Exportación  de  fecha  21  de  diciembre  de  2001  entre  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  y  Petrobras  Finance  Ltd.  (incorporado  por  referencia  al  Anexo  2.14  del  Informe  Anual  contenido  en  el  Formulario  20‐F  de  Petrobras  International Finance Company, presentado ante la SEC el 1 de julio de 2002 y las correspondientes reformas presentadas el 13  de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.28 

Reforma  del  Contrato  Marco  de  Exportación  de  fecha  21  de  mayo  de  2003  entre  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  y  Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.18 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras  International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.29 

Contrato de Depósito de fecha 21 de diciembre de 2001 entre U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, en  calidad  de  Fiduciario  de  PF  Export  Receivables  Master  Trust,  Citibank,  N.A.,  en  calidad  de  Intermediario  de  Títulos‐Valores  y  Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.15 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras  International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y las reformas del 13 de diciembre  de 2002 y del  20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.30 

Carta Acuerdo relacionada con el Contrato de Depósito de fecha 16 de mayo de 2003 (incorporada por referencia al Anexo 2.20  del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de  junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.31 

Acuerdo de Servicios Administrativos de fecha 21 de diciembre de 2001 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS, en calidad  de Agente de Ventas y Entregas, y Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.16 del Informe Anual contenido  en el Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 1° de julio de 2002 y las reformas  presentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.32 

Carta Acuerdo relacionada con el Acuerdo de Servicios Administrativos de fecha 16 de mayo de 2003 (incorporada por referencia  al Anexo 2.22 del Informe Anual del Formulario 20‐F de Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19  de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.33 

Contrato  de  Fideicomiso  reformado  y  actualizado  de  fecha  21  de  diciembre  de  2001  entre  U.S.  Bank,  National  Association,  Sucursal de las Islas Caimán, en calidad de Fiduciario de PF Export Receivables Master Trust, Citibank, N.A., en calidad de Agente  Pagador,  Agente  de  Transferencia,  Agente  de  Registro  y  Banco  Depositario,  y  Petrobras  International  Finance  Company,  en  calidad de Proveedor de Servicios (incorporado por referencia al Anexo 2.17 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F  de  Petrobras  International  Finance  Company,  presentado  ante  la  SEC  el  1°  de  julio  de  2002  y  las  correspondientes  reformas  presentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.34 

Contrato  de  Compra  de  Obligaciones  a  Cobrar  de  fecha  21  de  diciembre  de  2001,  entre  Petrobras  Finance  Ltd.,  Petróleo  Brasileiro S.A.—PETROBRAS y U.S. Bank, National Association, Sucursal de las Islas Caimán, solo en calidad de Fiduciario de PF  Export Receivables Master Trust (incorporado por referencia al Anexo 2.18 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de  Petrobras  International  Finance  Company,  presentado  ante  la  SEC  el  1º  de  julio  de    2002,  y  las  correspondientes  reformas  presentadas el 13 de diciembre de 2002 y el 20 de marzo de 2003  (Expediente  No. 333‐14168)). 

2.35 

Contrato de Compra de Obligaciones a Cobrar reformado y actualizado, de fecha 21 de mayo de 2003, entre Petrobras Finance  Ltd.,  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  y  U.S.  Bank,  National  Association,  Sucursal  de  las  Islas  Caimán,  exclusivamente  en  calidad  de  Fiduciario  de  PF  Export  Receivables  Master  Trust  (incorporado  por  referencia  al  Anexo  2.25  del  Informe  Anual  contenido  en  el  Formulario  20‐F  de  Petrobras  International  Finance  Company,  presentado  ante  la  SEC  el  19  de  junio  de  2003  (Expediente No. 333‐14168)). 

2.36 

Acuerdo de Pago Anticipado, de fecha 21 de diciembre de 2001, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y Petrobras Finance  Ltd.  (incorporado  por  referencia  al  Anexo  2.26  del  Informe  Anual  contenido  en  el  Formulario  20‐F  de  Petrobras  International  Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.37 

Acuerdo de Pago Anticipado Reformado y Actualizado, de fecha 2 de mayo de 2003, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y  Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referencia al Anexo 2.27 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras  International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de junio de 2003 (Expediente No. 333‐14168)). 

2.38 

Cuarto  Contrato  de  Fideicomiso  Complementario,  de  fecha  15  de  septiembre  de  2004,  entre  Petrobras  International  Finance  Company  (PifCo)  y  JPMorgan  Chase  Bank,  en  calidad  de  Fiduciario,  y  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  relacionado  con  Obligaciones Globales al 7,75%, con vencimiento en 2014 (incorporado por referencia al Anexo 2.38 del Informe Anual contenido  en el Formulario 20‐F de Petrobras y Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 30 de junio de  2005  (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)) 

2.39 

Acuerdo de Compra Standby de fecha 15 de septiembre de 2004, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase 

 

181

No.   

Descripción    Bank, en calidad de Fiduciario, (incorporado por referencia al Anexo 2.39 del Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de  Petrobras y Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 30 de junio de  2005 (Expediente No. 001‐15106  y No. 333‐14168)). 

2.40 

Quinto Contrato de Fideicomiso Complementario de fecha 6 de octubre de 2006, entre Petrobras International Finance Company  (PifCo)  y  JPMorgan  Chase  Bank,  en  calidad  de  Fiduciario,  y  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  en  relación  con  Obligaciones  Globales al 6,125%, con vencimiento en 2016 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de  Petrobras  y  Petrobras  International  Finance  Company,  presentado  ante  la  SEC  el  26  de  junio  de  2007,  y  la  correspondiente  reforma presentada el 28 de junio de 2007 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)). 

2.41 

Acuerdo de Compra Standby de fecha 6 de octubre de 2006, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y JPMorgan Chase Bank,  en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y Petrobras  International Finance Company, presentado ante la SEC el 26 de junio de 2007, y la correspondiente reforma presentada el 28 de  junio de 2007 (Expediente No. 001‐15106 y No.  333‐14168)). 

2.42 

Quinto  Contrato  de  Fideicomiso  Complementario  Reformado  y  Actualizado,  de  fecha  inicial  6  de  octubre  de  2006,  con  las  correspondientes  modificaciones  y  actualizaciones  al  7  de  febrero  de  2007  entre  Petrobras  International  Finance  Company  (PifCo)  y  The  Bank  of  New  York,  en  calidad  de  sucesor  de  JPMorgan  Chase  Bank,  N.A.,  en  calidad  de  Fiduciario,  y  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  en  relación  con  Obligaciones  Globales  al  6,125%  con  vencimiento  en  2016  (incorporado  por  referencia  al  Informe  Anual  contenido  en  el  Formulario  20‐F  de  Petrobras  y  Petrobras  International  Finance  Company,  presentado ante la SEC el 26 de junio de 2007, y la correspondiente reforma presentada el 28 de junio de 2007 (Expediente No.  001‐15106 y No.  333‐14168)). 

2.43 

Acuerdo de Compra Standby, de fecha inicial 6 de octubre de 2006, con las correspondientes modificaciones y actualizaciones al  7  de  febrero  de  2007,  entre  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  y  The  Bank  of  New  York,  como  sucesor  de  JPMorgan  Chase  Bank N.A., en calidad de Fiduciario (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y  Petrobras  International  Finance  Company,  presentado  ante  la  SEC  el  26  de  junio  de  2007,  y  la  correspondiente  reforma  presentada el 28 de junio de 2007 (Expediente No. 001‐15106 y No.  333‐14168)). 

2.44 

Primer  Contrato  de  Fideicomiso  Complementario,  de  fecha  1º  de  noviembre  de  2007,  entre  Petrobras  International  Finance  Company  (PifCo)  y  The  Bank  of  New  York,  en  calidad  de  Fiduciario,  y  Petróleo  Brasileiro  S.A.—PETROBRAS  en  relación  con  Obligaciones  Globales  al  5,875%  con  vencimiento  en  2018  (incorporado  por  referencia  al  Informe  Anual  contenido  en  el  Formulario  20‐F  de  Petrobras  y  Petrobras  International  Finance  Company,  presentado  ante  la  SEC  el  19  de  mayo  de  2008  (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)). 

2.45 

Acuerdo de Compra Standby de fecha 1º de noviembre de 2007, entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New  York,  en  calidad  de  Fiduciario  (incorporado  por  referencia  al  Informe  Anual  contenido  en  el  Formulario  20‐F  de  Petrobras  y  Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de mayo de 2008 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐ 14168)).  

2.46 

Primer  Contrato  de  Fideicomiso  Complementario  Reformado  y  Actualizado,  de  fecha  inicial  1º  de  noviembre  de  2007,  con  las  correspondientes  reformas  y  actualizaciones  al  11  de  enero  de  2008  entre  Petrobras  International  Finance  Company  (PifCo)  y  The Bank of New York, en calidad de Fiduciario, y Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS en relación con Obligaciones Globales al  5,875% con vencimiento en 2018 (incorporado por referencia al Informe Anual contenido en el Formulario 20‐F de Petrobras y  Petrobras International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de mayo de 2008 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐ 14168)).  

2.47 

Acuerdo  de  Compra  Standby  Reformado  y  Actualizado,  de  fecha  inicial  1º  de  noviembre  de  2007,  con  las  correspondientes  reformas y actualizaciones al 11 de enero de 2008 entre Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS y The Bank of New York, en calidad  de  Fiduciario  (incorporado  por  referencia  al  Informe  Anual  contenido  en  el  Formulario  20‐F  de  Petrobras  y  Petrobras  International Finance Company, presentado ante la SEC el 19 de mayo de 2008 (Expediente No. 001‐15106 y No. 333‐14168)). 

2.48 

Segundo  Contrato  de  Fideicomiso  Complementario,  de  fecha  11  de  febrero  de  2009,  entre  Petrobras  International  Finance  Company  (PifCo)  y  The  Bank  of  New  York  Mellon  (anteriormente  The  Bank  of  New  York)  en  calidad  de  Fiduciario,  y  Petróleo  Brasileiro S.A.— PETROBRAS en relación con Obligaciones Globales  al 7,875% con vencimiento en 2019.  

2.49 

Garantía,  de  fecha  11  de  febrero  de  2009,  entre  Petróleo  Brasileiro  S.A.—  PETROBRAS  y  The  Bank  of  New  York  Mellon  (anteriormente The Bank of New York) en calidad de Fiduciario.  

 

El monto de los títulos de deuda a largo plazo de Petrobras autorizado en virtud de determinados instrumentos no supera el 10%  del  total  de  los  activos  consolidados.  Petrobras  por  el  presente  acuerda  presentar  ante  la  SEC,  a  su  solicitud,  copia  de  los  documentos donde se especifican los derechos de los tenedores de su deuda a largo plazo o de sus subsidiarias, cuyos estados  contables consolidados o no consolidados deben ser presentados. 

4.1 

Formulario  del  Contrato  de  Concesión  para  la  Exploración,  Desarrollo  y  Producción  de  petróleo  crudo  y  gas  natural  celebrado  entre  Petrobras  y  ANP  (incorporado  por  referencia  al  Anexo  10.1  de  la  Declaración  de  Registro  de  Petrobras  contenida  en  el  Formulario F‐1 presentado ante la SEC el 14 de julio de 2000 (Expediente No. 333‐12298)). 

4.2 

Contrato de Compraventa de Gas Natural celebrado entre Petrobras y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos—YPFB (junto 

 

182

No.   

Descripción    con una versión en inglés) (incorporado por referencia al Anexo 10.2 de la Declaración de Registro de Petrobras contenida en el  Formulario F‐1 presentado ante la SEC el 14 de julio de 2000 (Expediente No. 333‐12298)). 

8.1 

Lista de subsidiarias. 

12.1 

Certificaciones de Petrobras conforme al Artículo 302 de la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002. 

12.2 

Certificaciones de PifCo conforme al Artículo 302 de la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002. 

13.1 

Certificaciones de Petrobras conforme al Artículo 906 de la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002. 

13.2 

Certificaciones de PifCo conforme al Artículo 906 de la Ley Sarbanes‐Oxley de 2002. 

15.1 

Carta de Consentimiento de KPMG. 

15.2 

Carta de Consentimiento de KPMG. 

15.3 

Carta de Consentimiento de DeGolyer and MacNaughton. 

 

 

183

FIRMAS  De  acuerdo  con  los  requerimientos  del  Artículo  12  de  la  Ley  del  Mercado  de  Valores  de  1934,  el  declarante  por  el  presente  certifica  que  cumple  con  todos  los  requisitos  necesarios  para  la  presentación  del  Formulario 20‐F y ha dispuesto que los funcionarios debidamente autorizados que suscriben el presente, firmen  este Informe Anual en la ciudad de Rio de Janeiro el 22 de mayo de de 2009.  Petróleo Brasileiro S.A.—PETROBRAS 

   Firmado por: /f/ José Sergio Gabrielli de Azevedo  Nombre: José Sergio Gabrielli de Azevedo  Cargo:   Presidente   

Firmado por: /f/ Almir Guilherme Barbassa  Nombre: Almir Guilherme Barbassa  Cargo: Director de Administración y Finanzas y  Director de Relación con Inversores 

184   

 

 

FIRMAS 

De  acuerdo  con  los  requerimientos  del  Artículo  12  de  la  Ley  del  Mercado  de  Valores  de  1934,  el  declarante  por  el  presente  certifica  que  cumple  con  todos  los  requisitos  necesarios  para  la  presentación  del  Formulario 20‐F y que ha dispuesto que los funcionarios debidamente autorizados y que suscriben el presente,  firmen este Informe Anual en la ciudad de Rio de Janeiro el 22 de mayo de 2009.  Petrobras International Finance Company—PifCo  

Firmado por: /f/ Daniel Lima de Oliveira  Nombre: Daniel Lima de Oliveira  Cargo: Presidente  

Firmado por: /f/ Sérvio Túlio da Rosa Tinoco  Nombre: Sérvio Túlio da Rosa Tinoco  Cargo: Director de Administración y Finanzas 

185   

 

Petróleo Brasileiro S.A. Petrobras y subsidiarias (Traducción libre del original en inglés)

Estados contables consolidados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 con Informe de la firma de Auditores Independientes Registrados en el PCAOB

INFORME DE LA ADMINISTRACIÓN SOBRE REFERENTES A LOS ESTADOS CONTABLES

CONTROLES

INTERNOS

El Directorio de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y subsidiarias (“la Compañía”) es responsable por el establecimiento y mantenimiento de controles internos eficaces sobre la emisión de estados contables y por las aseveraciones sobre la efectividad del control interno sobre la emisión de estados contables. El control interno sobre la emisión de estados contables de la Compañía es un proceso diseñado por o bajo la supervisión del Comité de Auditoría de la Compañía, del Presidente y del Director Financiero, y realizado por el Directorio, la Gerencia y otros empleados para proporcionar una seguridad razonable sobre la confiabilidad de los informes financieros y la preparación de estados contables consolidados para uso externo, de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Estados Unidos de América. El control interno de la Compañía sobre la emisión de estados contables incluye las políticas y procedimientos que (1) están relacionados con el mantenimiento de los registros que, con detalle razonable, reflejan con exactitud y apropiadamente las operaciones y la utilización de los activos de la Compañía; (2) proporcionan una seguridad razonable que las operaciones se registren en la forma necesaria para permitir la preparación de los estados contables consolidados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Estados Unidos de América y que los ingresos y gastos de la Compañía son realizados únicamente con autorizaciones de la Gerencia y de los directores de la Compañía y (3) proveen una seguridad razonable en relación a la prevención o detección oportuna de la adquisición, utilización o disposición no autorizada de los activos de la Compañía que puedan afectar de manera significativa los estados contables consolidados. Debido a sus limitaciones inherentes, los controles internos sobre la emisión de informes financieros pueden no prevenir errores o detectarlos oportunamente. Por lo tanto, incluso los sistemas considerados eficaces pueden proporcionar apenas una seguridad razonable con relación a la preparación y presentación de los estados contables consolidados. Asimismo, las proyecciones de cualquier evaluación de efectividad en períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles puedan volverse inadecuados debido a los cambios en las condiciones o al deterioro del grado de cumplimiento de las políticas y procedimientos. El Directorio evaluó la eficacia de los controles internos de la Compañía sobre la emisión de estados contables al 31 de diciembre de 2008, con base en los criterios establecidos en el documento Controle Interno - Marco Integrado emitido por el Consejo de las Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión de Treadway (COSO). Con base en esta evaluación, el Directorio llegó a la conclusión que, al 31 de diciembre de 2008, los controles internos de la Compañía sobre la emisión de estados contables son eficaces. Los controles internos de la Compañía sobre la emisión de estados contables al 31 de diciembre de 2008 fueron auditados por KPMG Auditores Independentes, firma de Auditores Independientes Registrados de la Compañía, cuya opinión incluida en su informe de fecha 27 de marzo de 2009 se adjunta a este informe.

José Sergio Gabrielli de Azevedo Presidente 27 de marzo de 2009

Almir Guilherme Barbassa Director Financiero 27 de marzo de 2009

F-2

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS Índice Informe de la firma de Auditores Independientes registrados en PCAOB ............................ F-4 - F-5 Balances Generales Consolidados....................................................................................... F-6 - F-7 Estados de Resultados Consolidados .................................................................................. F-8 - F-9 Estados de Flujo de Efectivo Consolidados..................................................................... F-10 - F-11 Estados de Evolución del Patrimonio Neto Consolidados................................................ F-12 - F-13 Notas a los Estados Contables Consolidados 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. 25.

La Compañía y sus Operaciones ..................................................................................................F-14 Resumen de las Principales Prácticas Contables...........................................................................F-14 Impuestos a la Renta ...................................................................................................................F-29 Efectivo y Equivalentes de Efectivo ............................................................................................F-33 Títulos y Valores Mobiliarios .....................................................................................................F-34 Cuentas a Cobrar, Netas ..............................................................................................................F-35 Bienes de Cambio .......................................................................................................................F-36 Impuestos a Recuperar ................................................................................................................F-37 Bienes de Uso, Netos ..................................................................................................................F-38 Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones ..........................................F-40 Cuenta de Petróleo y Alcohol – Cuentas a Cobrar del Gobierno Federal ......................................F-49 Financiaciones ............................................................................................................................F-49 Ingresos (Gastos) Financieros, Netos ...........................................................................................F-61 Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE`s”) ...........................F-62 Obligaciones de Arrendamientos de Capital.................................................................................F-70 Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios ....................................F-71 Patrimonio Neto ..........................................................................................................................F-82 Adquisiciones Domésticas e Internacionales................................................................................F-90 Compromisos y Contingencias ....................................................................................................F-95 Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo ......................................F-107 Instrumentos Financieros...........................................................................................................F-117 Informaciones por Segmento .....................................................................................................F-118 Transacciones con partes relacionadas .......................................................................................F-131 Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios ..........................................F-133 Eventos Siguientes ...................................................................................................................F-136

Informaciones Suplementarias sobre Actividades de Exploración y Producción de Petróleo y Gas ....F-138

F-3

Informe de los Auditores Independientes Registrados en el PCAOB (*) (traducción libre del original en inglés) A los Señores Directores y Accionistas de Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras Hemos auditado los balances generales consolidados de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (y subsidiarias) (“Compañía”) al 31 de diciembre de 2008 y de 2007, y los correspondientes estados consolidados de resultados, de evolución del patrimonio neto, de las utilidades integrales y de los flujos de efectivo en caja para cada uno de los años correspondientes al período de tres años finalizado el 31 de diciembre de 2008. También hemos auditado los controles internos sobre los informes financieros al 31 de diciembre de 2008, con base en el criterio establecido en el Control Interno - Estructura Integrada (Internal Control - Integrated Framework) emitidos por el Comité de Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión Treadway (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission - COSO). La Administración de la Compañía es responsable por los referidos estados contables consolidados, por el mantenimiento de controles internos efectivos sobre los informes financieros y por su evaluación de la eficacia de los controles internos sobre los informes financieros que se incluye en el Informe de la Administración adjunto, sobre el Control Interno sobre los Informes Financieros. Nuestra responsabilidad es la de emitir una opinión sobre tales estados contables consolidados y una opinión sobre los controles internos de la Compañía sobre la elaboración de los informes financieros consolidados con base en nuestras auditorías. Hemos realizado nuestras auditorías de acuerdo con los estándares del Consejo de Supervisión de Contabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos de América (PCAOB - Public Company Accounting Oversight Board). Los referidos estándares exigen que planifiquemos y realicemos las auditorías para obtener una garantía razonable sobre si los estados contables consolidados están libres de errores significativos y sobre si se mantuvieron controles internos efectivos sobre los informes financieros consolidados en todos los aspectos importantes. Nuestra auditoría de los estados contables consolidados incluyó el examen, con base en test, de las evidencias que sirven de base a las cifras y notas en los estados contables consolidados, evaluando los principios contables utilizados y las estimativas importantes realizadas por la administración, y evaluando la presentación de los estados contables consolidados en general. Nuestra auditoría de los controles internos sobre la elaboración de los informes financieros consolidados incluyó la obtención de un entendimiento de los controles internos sobre la elaboración de los informes financieros, evaluación del riesgo de que exista algún punto débil significativo y comprobación y evaluación del diseño y eficacia operativa de los controles internos con base en el riesgo evaluado. Nuestra auditoría también incluye la realización de todos los demás procedimientos que consideramos necesarios en tales circunstancias. Creemos que nuestras auditorías proporcionan una base razonable para nuestras opiniones.

F-4

Los controles internos de una compañía sobre la elaboración de los informes financieros consolidados es un proceso diseñado para proporcionar una garantía razonable sobre la confiabilidad de los informes financieros y la preparación de estados contables consolidados para presentación externa, de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados. Los controles internos de una compañía sobre los informes financieros incluye las políticas y procedimientos que (1) están relacionados con el mantenimiento de registros que reflejan las transacciones y destinaciones de los activos de la compañía de forma precisa y con un detalle razonable; (2) proporcionan una garantía razonable de que las transacciones han sido registradas en la forma necesaria para permitir la preparación de los estados contables consolidados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados y que los ingresos y gastos de la compañía se realizaron, únicamente, de acuerdo con las autorizaciones de la administración y directores de la Compañía; y (3) proporcionan una garantía razonable en relación a evitar o detectar oportunamente la adquisición, uso o destinación no autorizada de los activos de la Compañía que puedan tener un efecto significativo sobre los estados contables consolidados. Debido a sus limitaciones inherentes, los controles internos sobre los informes financieros consolidados puede no evitar o detectar errores. Por otro lado, las proyecciones de cualquier evaluación de efectividad para períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles puedan volverse inadecuados debido a los cambios en las condiciones, o a que el grado de cumplimiento de las políticas y procedimientos se pueda deteriorar. En nuestra opinión, los estados contables consolidados anteriormente citados presentan claramente, en todos los aspectos significativos, la posición financiera de Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras y subsidiarias, al 31 de Diciembre de 2008 y de 2007 y los resultados de sus operaciones y de sus flujos de efectivo en caja para cada uno de los años correspondientes al período de tres años finalizado el 31 de diciembre de 2008 están en conformidad con los principios contables generalmente aceptados en los Estados Unidos de America. Además, en nuestra opinión, Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras y subsidiarias, mantuvo, en todos los aspectos significativos, controles internos efectivos sobre los informes financieros al 31 de diciembre de 2008, con base en lo criterio establecido en COSO.

/s/ KPMG Auditores Independentes KPMG Auditores Independentes Rio de Janeiro, Brasil 27 de marzo de 2009 (*) Consejo de Supervisión de Contabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos de América (PCAOB – Public Company Accounting Oversight Board).

F-5

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS 31 de diciembre de 2008 y 2007 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses

Al 31 de diciembre 2008 2007 Activo Activo corriente Efectivo y equivalentes de efectivo (Nota 4) Títulos y valores mobiliarios (Nota 5) Cuentas a cobrar, netas (Nota 6) Bienes de cambio (Nota 7) Impuestos a la renta diferidos (Nota 3) Impuestos a recuperar (Nota 8) Adelantos a proveedores Otros activos corrientes

6.499 124 6.613 7.990 500 3.281 626 1.125

6.987 267 6.538 9.231 498 3.488 683 1.448

26.758

29.140

84.719

84.282

Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones (Nota 10)

3.198

5.112

Activos no corrientes Cuentas a cobrar, netas (Nota 6) Adelantos a proveedores Cuenta petróleo y alcohol - a cobrar del Gobierno Federal (Nota 11) Títulos del Gobierno Títulos y valores mobiliarios (Nota 5) Depósitos restringidos por procesos legales y garantías (Nota 19 (a)) Impuestos a recuperar (Nota 8) Reputación Mercantil (Nota 18) Gastos pagados por adelantado Otros activos

923 2.471 346 1.738 798 3.095 118 513 1.018

1.467 1.658 450 670 2.144 977 2.477 313 473 552

11.020

11.181

125.695

129.715

Bienes de uso, netos (Nota 9)

Total del activo

Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.

F-6

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS BALANCES GENERALES CONSOLIDADOS (continuación) 31 de diciembre de 2008 y 2007 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses

Al 31 de diciembre 2008 2007 Pasivo y patrimonio neto Pasivo corriente Cuentas a pagar a proveedores Deuda corriente (Nota 12) Monto corriente de la deuda no corriente (Nota 12) Monto corriente de las financiaciones de proyectos (Nota 14) Monto corriente de las obligaciones por arrendamiento de capital (Nota 15) Impuesto a la renta a pagar Impuestos a pagar, excepto impuestos sobre la renta Sueldos y cargas sociales Dividendos e interés sobre capital a pagar (Nota 17 (b)) Obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación – Pensión y Asistencia médica (Nota 16 (a)) Otras cuentas a pagar y provisiones Pasivo no corriente Deuda no corriente (Nota 12) Financiaciones de proyectos (Nota 14) Obligaciones por arrendamiento de capital (Nota 15) Obligaciones por beneficios posteriores a la jubilación – Pensión y Asistencia médica (Nota 16 (a)) Impuestos a la renta diferidos (Nota 3) Provisión para abandono de pozos (Nota 9 (a)) Contingencias (Nota 19 (a)) Otros pasivos

7.763 2.399 1.531 1.780 251 332 3.273 1.398 3.652 492 1.885

7.816 1.458 1.273 1.692 227 560 3.950 1.549 3.220 623 2.100

24.756

24.468

16.031 5.015 344 5.787 7.080 2.825 356 933

12.148 4.586 511 11.317 4.802 3.462 352 558

38.371

37.736

659

2.332

15.106 21.088 221

8.620 12.196 877

15.597 25.889

34.863 6.618

(15.846)

4.155

Participación de minoritarios Patrimonio neto Acciones autorizadas y emitidas (Nota 17 (a)) Capital preferido – 2008 y 2007 – 3.700.729.396 acciones (*) Capital ordinario – 2008 y 2007 -5.073.347.344 acciones(*) Reserva de capital - incentivo fiscal Utilidades acumuladas Asignadas No asignadas Otras utilidades integrales acumuladas Ajustes de conversión acumulados Ajustes de reservas de beneficios post-jubilación netos de impuestos (US$19 y US$1.273 al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente) – Costo de pensión y asistencia médica (Nota 16 (a)) Ganancias no realizadas de títulos disponibles para venta, neto de impuestos Pérdidas no reconocidas en hedging de flujo de efectivo, neto de impuestos Total del pasivo y patrimonio neto

37 (144) (39) 61.909

65.179

125.695

129.715

(*) Considera el desdoblamiento 2 por 1 de las acciones, realizado el 25 de abril de 2008 (Ver Nota 17(a)).

Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.

F-7

(2.472) 331 (9)

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto la cantidad de acciones y la utilidad por acción)

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Ventas de productos y servicios Menos: Impuesto al valor agregado y demás impuestos sobre ventas y servicios Contribución por la intervención en el dominio económico - CIDE

146.529

112.425

93.893

(25.046) (3.226)

(20.668) (4.022)

(17.906) (3.640)

Ingresos operativos netos

118.257

87.735

72.347

(72.865) (5.928) (1.775) (519) (7.429) (941) (841) (2.665)

(49.789) (5.544) (1.423) (271) (6.250) (881) (990) (2.136)

(40.184) (3.673) (934) (21) (4.824) (730) (1.017) (1.120)

(92.963)

(67.284)

(52.503)

25.294

20.451

19.844

(21) 1.641 (848) 1.584 (433) (225)

235 1.550 (677) (1.455) (662) (143)

28 1.165 (1.340) 75 (594) (17)

1.698

(1.152)

(683)

26.992

19.299

Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor en la recuperación de los activos (“ïmpairment”) ( (Nota 9 (b) y 18 (a)) Gastos por ventas, generales y administrativos Gastos de investigación y desarrollo Gastos por beneficios a empleados inactivos Otros gastos operativos Total de costos y gastos Utilidad operativa Participación en los resultados de sociedades no consolidadas (Nota 10) Ingresos financieros (Nota 13) Gastos financieros (Nota 13) Variación monetaria y cambiaria sobre activos y pasivos monetarios, netos (Nota 13) Otros impuestos Otros gastos, netos

Utilidad antes de los impuestos a la renta y participación de minoritarios

Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.

F-8

19.161

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE RESULTADOS CONSOLIDADOS (Continuación) 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto la cantidad de acciones y la utilidad por acción)

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Gastos por impuesto sobre la renta (Nota 3) Corriente Diferido

Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas

(6.904) (2.355)

(4.826) (1.062)

(5.011) (680)

(9.259)

(5.888)

(5.691)

1.146

(273)

(644)

Utilidad neta del ejercicio

18.879

13.138

12.826

Utilidad neta aplicable a cada clase de acciones Ordinarias Preferidas

10.916 7.963

7.597 5.541

7.417 5.409

Utilidad neta del ejercicio

18.879

13.138

12.826

Utilidad básica y diluida por acción (Nota 17 (c)) Ordinarias y preferidas Antes del efecto del ítem extraordinario Después del efecto del ítem extraordinario

2,15 2,15

1,50(*) 1,50(*)

1,46(*) 1,46(*)

Utilidad básica y diluida por ADS Antes del efecto del ítem extraordinario Después del efecto del ítem extraordinario

4,30 4,30

3,00(*) 3,00(*)

2,92 (*) 2,92 (*)

5.073.347.344 3.700.729.396

5.073.347.344(*) 3.700.729.396(*)

5.073.347.344(*) 3.699.806.288(*)

Promedio ponderado de acciones en circulación Ordinarias Preferidas

(*) Considera el desdoblamiento 2 por 1 de las acciones, realizado el 25 de abril de 2008 (Ver Nota 17(a)).

Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.

F-9

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses

Ejercicio finalizado al 31 de 2008 Flujo de efectivo de las actividades operativas Utilidad neta del ejercicio

diciembre 2007

2006

18.879

13.138

5.928 808 21 2.211 519 (1.146) 2.355 617

5.544 549 (235) 641 271 273 1.062 394

Ajustes en el capital de trabajo Disminución (aumento) en cuentas a cobrar, netas Disminución (aumento) en bienes de cambio Aumento en cuentas a pagar a proveedores Aumento en impuestos a pagar Adelantos a proveedores Impuestos a recuperar Aumento (disminución) en otros ajustes de capital de trabajo

(1.098) (568) 2.246 (207) (1.684) (1.431) 770

(245) (1.619) 1.709 460 787 (1.132) 1.067

386 (533) 1.385 (323) (552) (552) 1.801

Efectivo neto generado por actividades operativas

28.220

22.664

21.077

Flujo de efectivo de actividades de inversión Adiciones a bienes de uso Adquisición de Suzano e Ipiranga Títulos y valores mobiliarios y otras actividades de inversión

(29.874) 408

(20.978) (1.551) (1.497)

(14.643) (38)

Efectivo neto utilizado en actividades de inversión

(29.466)

(24.026)

(14.681)

380 9.570 (4.655) 5.479 (3.124) (125) (4.747)

(6) 2.980 (3.561) 1.568 (2.599) (367) (4.003)

228 2.251 (2.555) (1.046) 1.524 (1.209) (334) (3.213)

2.778

(5.988)

(4.354)

1.532 (2.020) 6.987 6.499

(7.350) 1.649 12.688 6.987

2.042 775 9.871 12.688

Ajustes para reconciliar utilidad neta y efectivo neto generado por actividades operativas: Depreciación, agotamiento y amortización Costos de pozos secos Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Pérdida (ganancia) cambiaria Ingresos financieros en operaciones de hedge de gas Pérdida de valor en la recuperación de los activos (“Impairment”) Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias Impuestos a la renta diferidos Otros

Flujo de efectivo de actividades de financiación Deuda corriente, neta de emisiones y amortizaciones Resultados de emisiones y reducción de deuda no corriente Pagos del principal de la deuda a largo plazo Recompra de títulos Emisiones de financiaciones de proyectos Pago de financiaciones de proyectos Pago de obligaciones de arrendamiento mercantil Dividendos pagados a accionistas y a accionistas minoritarios Efectivo neto utilizado en actividades de financiación Aumento (disminución) de efectivo y equivalentes de efectivo Efecto de la variación cambiaria sobre efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio Efectivo y equivalentes de efectivo al final del ejercicio

Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.

F-10

12.826

3.673 493 (28) 465 434 21 644 680 257

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADOS (Continuación) Al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Informaciones suplementarias sobre el flujo de efectivo: Efectivo pagado durante el año por Interés, neto del monto capitalizado Impuestos sobre la renta y contribución social Impuesto sobre la renta retenido en la fuente sobre inversiones financieras Transacciones de inversión y financiación durante el año que no representan efectivo Reconocimiento de obligaciones por abandono de activos - SFAS 143

1.515 5.496 198

1.684 5.146 65

877 4.686 26

687

1.836

632

Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.

F-11

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADOS 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto montos por acción)

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Acciones preferidas Saldo al 1º de enero Aumento de capital con reserva de utilidades no distribuidas (Nota 17 (a)) Aumento de capital con emisión de acciones preferidas Aumento de capital con reserva de capital (Nota 17 (a))

8.620 6.235 251

7.718 902 -

4.772 2.939 7 -

Saldo al 31 de diciembre

15.106

8.620

7.718

Acciones ordinarias Saldo al 1º de enero Aumento de capital con reserva de utilidades no distribuidas (Nota 17 (a)) Aumento de capital con reserva de capital (Nota 17 (a))

12.196 8.547 345

10.959 1.237 -

6.929 4.030 -

Saldo al 31 de diciembre

21.088

12.196

10.959

877 (596) (60)

174 703

159 15

221

877

174

Reserva de capital - incentivos fiscales Saldo al 1º de enero Aumento de capital Transferencia de reserva de utilidades no asignadas Saldo al 31 de diciembre Otras pérdidas integrales acumuladas Ajustes de conversión acumulados Saldo al 1º de enero Cambio en el período

4.155 (20.001)

Saldo al 31 de diciembre

(6.202) 10.357

(9.432) 3.230

4.155

(6.202)

(2.472) 3.801 (1.292)

(3.039) 860 (293)

(1.930) (1.118) (38) 47

37

(2.472)

(3.039)

331 (490) (229) 244

446 (174) 59

356 137

(144)

331

446

(15.846)

Ajustes de reservas de beneficios post-jubilación netos de impuestos - costos de pensión y asistencia médica Saldo al 1º de enero Cambio contable - SFAS 158 Otras disminuciones (aumentos) Efecto fiscal sobre lo anterior Saldo al 31 de diciembre Ganancias (pérdidas) no reconocidas sobre los títulos disponibles para la venta, netas de impuestos Saldo al 1º de enero Ganancias (pérdidas) no realizadas Ganancias realizadas Efecto impositivo sobre lo anterior Saldo al 31 de diciembre

Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.

F-12

(47)

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS ESTADOS DE EVOLUCIÓN DEL PATRIMONIO NETO CONSOLIDADOS (Continuación) 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto montos por acción)

Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Pérdidas no reconocidas en hedging de flujo de efectivo, netas de impuestos Saldo al 1º de enero Pérdidas no realizadas Efecto impositivo sobre lo anterior Cambio en el año Saldo al 31 de diciembre Reserva de utilidades asignadas Reserva legal Saldo al 1º de enero Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas, netas de ganancia o pérdida en la . conversión Reserva de utilidades no distribuidas Saldo al 1º de enero Aumento de capital Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas, netas de ganancia o pérdida en la . . conversión Saldo al 31 de diciembre Reserva estatutaria Saldo al 1º de enero Aumento de capital Transferencia de utilidades acumuladas no asignadas, netas de ganancia o pérdida en la conversión Saldo al 31 de diciembre Total de la reserva de utilidades acumuladas asignadas Reserva de utilidades acumuladas no asignadas Saldo al 1º de enero Utilidad neta del período Dividendos e interés sobre el capital propio (por acción: 2008 – US$0,47 a acciones ordinarias y preferidas; 2007 - US$0,35(*) a acciones ordinarias y preferidas; 2006 – US$0,42 (*) a acciones ordinarias y preferidas Asignación a reservas Saldo al 31 de diciembre Total del patrimonio neto Utilidades (pérdidas) integrales se componen según se señala a continuación: Utilidad neta del ejercicio Ajustes de conversión acumulados Ajustes de reservas para beneficios posteriores a la jubilación, netos de impuestos - costo de pensión y de asistencia medica Utilidades (pérdidas) no realizadas sobre títulos disponibles para venta Pérdidas en hedging de flujo de efectivo no reconocidas

(*)

(2) (7)

(3) 1 -

(39)

(9)

(2)

4.297

3.045

(1.040)

1.252

820

3.257

4.297

3.045

30.280 (14.782)

20.074 (1.647)

17.439 (6.969)

(3.375)

11.853

9.604

12.123

30.280

20.074

286 -

585 (492)

431 -

(69)

193

154

217

286

585

15.597

34.863

23.704

6.618 18.879

10.541 13.138

11.968 12.826

(4.152) 4.544

(3.060) (14.001)

(3.660) (10.593)

..

25.889

6.618

10.541

61.908

65.179

44.299

18.879 (20.001)

13.138 10.357

12.826 3.230

2.509 (475) (30)

567 (115) (9)

882

23.938

Considera el desdoblamiento 2 por 1 de las acciones, realizado el 25 de abril de 2008 (Ver Nota 17(a)).

Las notas a los estados contables adjuntas son parte integrante de los presentes estados contables consolidados.

F-13

2.225

. .

Saldo al 31 de diciembre

Total de utilidades integrales

(9) (30)

(25) 90 (2) 16.119

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

1. La Compañía y sus Operaciones Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras es la Compañía nacional de petróleo de Brasil y, directamente o a través de sus subsidiarias (colectivamente, “Petrobras” o la “Compañía”), está dedicada a la exploración, explotación y producción de petróleo de los pozos, de esquisto betuminoso y de otros minerales, y refinación, procesamiento, comercio y transporte de petróleo, productos derivados del petróleo, gas natural y otros hidrocarburos fluidos, además de otras actividades relacionadas con la energía. Adicionalmente, Petrobras puede promover la investigación, desarrollo, producción, transporte, distribución y marketing de todos los sectores de energía, así como otras actividades relacionadas o similares.

2. Resumen de las Principales Prácticas Contables Al preparar estos estados contables consolidados, la Compañía ha seguido las políticas contables que están en correspondencia con las prácticas contables generalmente aceptadas en los Estados Unidos de América (“U.S. GAAP”). La preparación de estos estados contables requiere el uso de estimaciones y suposiciones que afectan los activos, pasivos, ingresos y gastos informados en los estados contables, así como los montos incluidos en las notas de los referidos estados contables. Las estimaciones adoptadas por la administración incluyen: reservas de petróleo y gas, pasivos de pensión y asistencia médica, depreciación, agotamiento y amortización, costos por abandono, contingencias e impuestos a la renta y contribución social. Aunque la Compañía usa sus mejores estimaciones y juicios, los resultados reales pueden ser diferentes de esas estimaciones a medida que en el futuro vayan sucediendo los eventos que los confirman. Algunos valores de los ejercicios anteriores se han reclasificado para adaptarse a los estándares de presentación del ejercicio actual. Tales reclasificaciones no son significativas para los estados contables consolidados y no tuvieron impacto sobre la utilidad neta de la Compañía. (a) Bases para la preparación de los estados contables Los estados contables consolidados aquí adjuntos, pertenecientes a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (la Compañía), fueron preparados de acuerdo a los principios contables generalmente aceptados en los Estados Unidos de América (U.S. GAAP) y a las reglas y regulaciones de la Comisión Estadounidense de Valores y Bolsa (“Securities and Exchange Comisión - SEC”). U.S. GAAP difiere en ciertos aspectos de los principios contables generalmente aceptados en Brasil aplicados por Petrobras en sus estados contables estatutarios según la Ley Societaria Brasileña y regulaciones de la Comisión de Valores Mobiliarios de Brasil (CVM).

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (a) Bases para la preparación de los Estados Contables (Continuación) Los montos de dólares estadounidenses para los años presentados han sido convertidos a partir de los montos de Reales Brasileños de acuerdo con el Estado de Normas de Contabilidad Financiera SFAS No. 52 - Conversión de Moneda Extranjera (“SFAS 52”) conforme se aplica a las entidades que operan en economías no-hiperinflacionarias. Las transacciones en moneda extranjera son inicialmente remensuradas en Reales de Brasil y después convertidas a dólares de los EEUU, con las ganancias y pérdidas de dicha remedición siendo reconocidas en los estados de resultados. Petrobras ha elegido el Dólar Estadounidense como moneda de reporte mientras que el Real Brasileño es su moneda funcional y de todas sus subsidiarias. La moneda funcional de Petrobras Internacional Finance Company - PifCo y de algunas subsidiarias y de ciertas sociedades de propósito especial que operan en el ambiente económico internacional es el dólar estadounidense y la moneda funcional de Petrobras Energía Participaciones S.A. - PEPSA es el Peso Argentino. La Compañía ha convertido todos los activos y pasivos en dólares estadounidenses según el tipo de cambio corriente (R$2.337 y R$1.771 para US$1.00 al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente), y todas las cuentas en los estados de resultado y flujos de efectivo (incluidos montos relativos a la indexación de la moneda local y las variaciones de cambio sobre los activos y pasivos denominados en moneda extranjera) al valor promedio de los tipos de cambio prevalecientes durante el ejercicio. La pérdida neta en la conversión de US$20.001 en 2008 (ganancia neta en la conversión en 2007 - US$10.357 y en 2006 - US$3.230) resultante de este proceso de reconversión se excluyó del resultado y se presentó como ajuste de conversión acumulado (“CTA”) dentro de “Otras utilidades integrales acumuladas” en el estado de evolución del patrimonio neto consolidado. (b) Base de consolidación Los estados contables consolidados incluyen las cuentas de la Compañía y todas las subsidiarias de participación mayoritaria en las que (a) la Compañía directa o indirectamente posee la mayor parte del patrimonio de la subsidiaria o caso contrario, tiene control en la administración, o (b) en las que la Compañía ha determinado ser la principal beneficiaria de una entidad de participación variable de acuerdo con FIN 46(R).

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (b) Base de consolidación (Continuación) Las siguientes subsidiarias de participación mayoritaria y entidades de participación variable son consolidadas: Sociedades subsidiarias Petrobras Química S.A. - Petroquisa y subsidiarias Petrobras Distribuidora S.A. - BR y subsidiarias Braspetro Oil Services Company - Brasoil y subsidiarias Braspetro Oil Company - BOC y subsidiarias Petrobras Internacional Braspetro B.V. - PIBBV y subsidiarias Petrobras Gás S.A. - Gaspetro y subsidiarias Petrobras Internacional Finance Company - PifCo y subsidiarias Petrobras Transporte S.A. - Transpetro y subsidiarias Downstream Participações Ltda. y subsidiarias Petrobras Netherlands BV - PNBV y subsidiarias Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. - PBEN Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. - E-Petro y subsidiarias 5283 Participações Ltda. Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística - FII FAFEN Energia S.A. Baixada Santista Energia Ltda. Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE Termoaçu S.A. Termobahia S.A. Termoceará Ltda. Termorio S.A. Termomacaé Ltda. Termomacaé Comercialização de Energia Ltda. Ibiritermo S.A. Usina Termelétrica de Juiz de Fora S.A. Petrobras Biocombustível S.A. Refinaria Abreu e Lima S.A. Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda. Ipiranga Asfalto S.A. Córdoba Financial Services GmbH

F-16

Actividad Petroquímica Distribución Operaciones internacionales Operaciones internacionales Operaciones internacionales Transporte de gas Financiación Transporte Refinación y distribución Exploración y producción Energía Corporativa Corporativa Corporativa Energía Energía Energía Energía Energía Energía Energía Energía Energía Energía Energía Energía Refinación Distribución Petroquímica Corporativa

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (b) Bases de consolidación (Continuación) Sociedades de propósito especifico consolidadas de acuerdo con FIN 46(R) Albacora Japão Petróleo Ltda. Barracuda & Caratinga Leasing Company B.V. Companhia Petrolífera Marlim NovaMarlim Petróleo S.A. Cayman Cabiunas Investments Co. Cia. de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais CDMPI Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos S.A. - CLEP PDET Offshore S.A. Companhia de Recuperação Secundária S.A. Nova Transportadora do Nordeste S.A. Nova Transportadora do Sudeste S.A. Gasene Participações Ltda. Manaus Geração Termelétrica Participações Ltda. Blade Securities Limited Codajás Coari Participações Ltda. Charter Development LLC- CDC Companhia Mexilhão do Brasil Fundo de Investimento em Direitos Creditórios não-padronizados do Sistema Petrobras (1)

Actividad Exploración y Producción Exploración y Producción Exploración y Producción Exploración y Producción Exploración y Producción Refinación Exploración y Producción Exploración y Producción Exploración y Producción Transporte Transporte Transporte Energía Corporativa Transporte Exploración y Producción Exploración y Producción Corporativa

(1) Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía montos invertidos en el Fondo de Inversión de Derechos Crediticios no-estandarizados del Sistema Petrobras (Fundo de Investimento em Direitos Creditórios não-padronizados do Sistema Petrobras - “FIDC-NP”). Este fondo de inversión se dedica principalmente a la adquisición de derechos crediticios devengados y/o no-devengados en las compañías del Sistema Petrobras y tiene el objetivo de optimizar la gestión financiera de los fondos de la Compañía.

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PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (c) Efectivo y equivalentes de efectivo El efectivo y equivalentes de efectivo consisten en inversiones altamente líquidas, listas para convertirse en efectivo y que tienen un vencimiento original de tres meses o menos a partir de la fecha de adquisición. (d) Títulos y valores mobiliarios Los títulos y valores mobiliarios han sido clasificados por la Compañía como títulos disponibles para venta, mantenidos hasta el vencimiento o para negociación basado en las estrategias seguidas con respecto a tales títulos. Los títulos para negociación son ajustados a valor corriente a través de los resultados corrientes de los períodos, los títulos disponibles para venta son ajustados a valor corriente a través de otras utilidades integrales, y los títulos mantenidos hasta la fecha de vencimiento se registran al costo amortizado. No hubo transferencias significativas entre categorías de inversión. (e) Bienes de cambio Los bienes de cambio se expresan de la siguiente forma: ·

Las materias primas incluyen, principalmente, los bienes de cambio de petróleo que se expresan por el valor promedio de los costos de producción e importación, ajustado, cuando sea pertinente, por su valor de realización;

·

Los derivados del petróleo y el alcohol combustible se expresan, respectivamente, al costo promedio de refinación y compra, ajustado cuando aplicable a su valor de realización;

·

Los materiales y suministros están expresados al costo promedio de compra, sin exceder el valor de reposición y las importaciones en tránsito se expresan al costo identificado.

(f) Inversiones en compañias no consolidadas La Compañía usa el método de equivalencia patrimonial para registrar todas las inversiones a largo plazo en las que posee entre el 20% y el 50% de las acciones en circulación con derecho a voto de la empresa objeto de la inversión, o tiene la habilidad de ejercer una influencia significativa sobre las políticas financieras y operativas de dicha empresa sin controlarla. El método de equivalencia patrimonial requiere ajustes periódicos a la cuenta de inversión para reconocer la parte o proporción de la Compañía en los resultados de la empresa objeto de la inversión, considerando la reducción referente al recibo de los dividendos pagados por esta última. F-18

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (g) Bienes de uso ·

Costos incurridos en actividades de producción de petróleo y gas Los costos incurridos con la exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas se contabilizan según el criterio de los “esfuerzos exitosos”. Ese método requiere que se capitalicen los costos incurridos por la Compañía referentes a trabajos de perforación de pozos en desarollo e instalaciones en áreas de producción con reservas comprobadas y pozos de exploración con éxito. Además, los costos incurridos por la Compañía en actividades geológicas y geofísicas se registran en el resultado en el período en que se han incurrido, y los costos relativos a pozos exploratorios secos en propriedades con reservas no probadas se registran en el resultado al seren considerados secos o inviables económicamente.

·

Costos capitalizados Los costos capitalizados son depreciados según el método de unidades producidas basado en las reservas probadas desarrolladas. Esas reservas son estimadas por los geólogos e ingenieros en petróleo de la Compañía de acuerdo con los estándares SEC y se revisan anualmente o con mayor frecuencia siempre que haya indicaciones de cambios significativos.

·

Costos de adquisición de propiedades Costos de adquisición de propiedades arrendadas desarrolladas o no desarrolladas, incluyéndose bono de arrendamiento, corretaje y otros honorarios son capitalizados. Los costos de propiedades no desarrolladas que se vuelven productivas se transfieren a una cuenta de propiedad en producción.

·

Costos de exploración Los pozos de exploración que encuentran petróleo y gas en un área que requiere un significativo gasto de capital antes de que la producción pueda comenzar son evaluados anualmente para garantizar que las cantidades comerciales de las reservas han sido descubiertas o para que se realice o planifique el trabajo adicional de exploración. Los costos de exploración relacionados con las áreas donde han sido descubiertas cantidades comerciales son capitalizados y los costos de exploración donde trabajos adicionales están en curso o planeados siguen siendo capitalizados, pendientes de evaluación final. Los costos de los pozos de exploración no relacionados con cualquiera de estas pruebas son registrados como gastos. Todos los otros costos de exploración (incluidos los costos geológicos y geofísicos) son registrados como gastos a medida que se van realizando. Pozos exploratorios secos son registrados como gastos. F-19

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (g) Bienes de uso (Continuación) ·

Costos de desarrollo Los costos de desarrollo de los pozos que incluyen pozos, plataformas, los equipos usados en los pozos y las instalaciones requeridas para la producción son capitalizados.

·

Costos de producción Los costos referentes a pozos productivos son registrados como bienes de cambio y son registrados en el estado de resultados como gastos cuando los productos son vendidos.

·

Costos por abandono La Compañía realiza estudio anual y revisión de su estimación de costos asociados con el abandono de pozos y la enajenación de bienes de uso de las áreas de producción de petróleo y gas, teniendo en cuenta las nuevas informaciones sobre la fecha estimada de abandono y las estimaciones de costos revisadas para el abandono. Los cambios en la estimación de obligación por baja de los activos están relacionados principalmente con declaraciones comerciales de nuevos campos, algunos cambios en estimativas de costos y revisiones de informaciones de abandono proporcionadas por joint-ventures que no son operadas por la Compañía.

·

Depreciación, agotamiento y amortización La depreciación, agotamiento y amortización de los costos de arrendamiento de las instalaciones de producción se registran usando el método de unidades producidas por campos individuales según se van produciendo las reservas desarrolladas probadas. Las plataformas de producción arrendadas que no están vinculadas a los pozos correspondientes, son depreciadas por el método lineal sobre la vida útil estimada de las plataformas. La depreciación, agotamiento y amortización de todos los otros costos capitalizados (tanto tangibles como intangibles) de las instalaciones de producción de petróleo y gas probadas se registran por el método de unidad de producción, por campos individuales, según se van produciendo las reservas desarrolladas probadas. El método lineal se utiliza para activos con una vida útil más corta que la vida del campo.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (g) Bienes de uso (Continuación) ·

Depreciación, agotamiento y amortización (Continuación) Otros bienes de uso se deprecian por el método lineal sobre las siguientes vidas útiles estimadas: Edificación y mejorías Equipos y otros activos Plataformas Ductos

·

25-40 años 3-30 años 15-25 años 30 años

Pérdida de valor en la recuperación de los activos (Impairment) De acuerdo con SFAS No. 144 - Pérdida de Valor en la Recuperación de los Activos de Vida Útil Prolongada (“SFAS 144”), la Administración revisa los activos de vida útil prolongada, básicamente bienes de uso a ser utilizados en el negocio y los costos capitalizados relativos a actividades productivas de petróleo y gas, siempre que los eventos o cambios en las circunstancias indican que el valor según los libros contables de un activo o grupo de activos no se puede recuperar basado en flujos de efectivo futuros no descontados. Las revisiones se realizan al nivel más bajo de los activos a los cuales la Compañía puede atribuir flujos de efectivo futuros identificables. El valor contable neto de los activos subyacentes se ajusta a su valor justo por un modelo de flujo de efectivo futuro descontado, si la suma de los flujos de efectivo futuros no descontados que se espera es menor que el valor contable.

·

Mantenimiento y reparaciones Los costos reales de mantenimiento principales, incluindose reactivaciones de refinerías y buques, así como otros gastos en mantenimiento y reparaciones, se registran como un gasto según se van realizando.

·

Interés capitalizado El interés es capitalizado de acuerdo con el SFAS No. 34 - Capitalización de Costo de Interés (“SFAS 34”). El interés se capitaliza en proyectos específicos cuando el processo de la construcción demora un tiempo considerable e implica mayores gastos de capital. El interés capitalizado se asigna a los bienes de uso y se amortiza considerando la vida útil estimada o el método de unidades producidas de los activos implicados. El interés es capitalizado por el costo promedio ponderado de los préstamos de la Compañía. F-21

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2.

Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (h) Ingresos, costos y gastos Los ingresos provenientes de las ventas de petróleo crudo y derivados del petróleo, productos petroquímicos, gas natural y otros productos relativos se reconocen cuando el título es transferido al cliente porque en este momento el monto puede ser razonablemente medido, el cobo está razonablemente asegurado, hay evidencia persuasiva de un acuerdo, el precio del vendedor al comprador está determinado o puede determinarse y los riesgos y recompensas significativas de la propiedad se han transferido. Se transfiere el título al cliente en el momento de la entrega de acuerdo con los términos de los contratos de ventas. Los ingresos de la producción de las propiedades de gas natural en las que Petrobras tiene participación con otros productores se reconocen con base en los volúmenes reales vendidos durante el período. Los ajustes a realizar posteriormente a los ingresos basados en los acuerdos de participación en la producción o en las diferencias de entrega volumétrica no son significativos. Los costos y gastos se contabilizan según lo devengado. (i) Impuestos sobre la renta La Compañía contabiliza los impuestos sobre la renta de acuerdo con SFAS No. 109 Contabilización de Impuestos sobre la Renta (“SFAS 109”), lo cual requiere un enfoque de activo y pasivo al registrar los impuestos corrientes y diferidos. Los efectos de las diferencias entre las bases de cálculo impositivas de activos y pasivos y los montos reconocidos en los estados contables se han tratado como diferencias temporarias con la finalidad de registrar los impuestos sobre la renta diferidos. La Compañía registra los beneficios fiscales de todas las pérdidas operativas netas como un activo fiscal diferido y reconoce una provisión para pérdidas respecto a cualquier parte de este beneficio que la administración considere que no será recuperada contra utilidad imponible futura, usando un criterio de “más probable que no”. La Compañía adoptó la Interpretación 48 de FASB “Registro Contable de Incertidumbres en el Impuesto a la Renta, una Interpretación de la Declaración de Normas Financieras Contables Nº 109” (FIN-48) el 1 de enero de 2007 y la Compañía solamente reconoce el efecto de una posición de impuesto a la renta si, ante un examen, tal posición tiene más probabilidad de mantenerse que de no mantenerse, con base en los méritos técnicos de la posición. Una posición de impuesto a la renta reconocida se mide por el mayor monto que tenga una probabilidad de realizarse superior al 50%. Los cambios en el reconocimiento de la mensuración se reflejan en el período en el que ocurre el cambio de juicio. La Compañía registra intereses y multas relacionadas a beneficios fiscales no reconocidos en “otros gastos operativos”.

F-22

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2.

Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (j) Beneficios post-jubilación de empleados La Compañía patrocina un plan de pensión de beneficios definidos, que cubre sustancialmente a todos sus empleados, que la Compañía contabiliza de acuerdo con SFAS No. 87 - Contabilización de Pensiones para los Empleadores (“SFAS 87”) y SFAS 158 - “Contabilización por los Empleadores de los Planes de Pensión de Beneficios Definidos y otros Planes Post-Jubilación - una Enmienda de los Pronunciamientos FASB No. 87, 88, 106 y 132(R)” (“SFAS 158”). Las divulgaciones relativas al plan están de acuerdo con la Declaración No. 132-R de FASB, “Divulgaciones de los Empleadores sobre las Pensiones y Otros Beneficios de PostJubilación” (“SFAS No. 132-R”). Además, la Compañía ofrece ciertos beneficios de asistencia médica para los empleados jubilados y sus dependientes. El costo de dichos beneficios es reconocido según SFAS No. 106 - Otros Beneficios Post-jubilación diferentes de las Pensiones (“SFAS 106”) y “SFAS 158”. La Compañía también contribuye con los planes brasileños de pensión y con planes de pensión del gobierno de subsidiarias internacionales, seguridad social y pérdida del puesto de trabajo a tasas basadas en la nómina, y dichas contribuciones se registran como gastos según se van incurriendo. Otras indemnizaciones se pueden pagar en caso de despidos involuntarios de los empleados pero, basados en los planes operativos actuales, la Administración no considera que haya montos significativos a pagar de acuerdo con este plan. (k) Utilidades por acción Las utilidades por acción se computan a través del método de las dos clases, que consiste en una fórmula de asignación de utilidades que determina utilidades por acción para ambos os grupos de acciones preferidas, las cuales son títulos de participación y acciones ordinarias, como si toda la utilidad neta de cada ejercício hubiera sido distribuida de acuerdo con una fórmula predeterminada que se describe en la Nota 17(c).

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (l) Contabilización de derivados y actividades de hedging La Compañía adopta SFAS No. 133 - Contabilización de Instrumentos Derivados y Operaciones de Hedging, juntamente con sus enmiendas e interpretaciones que se denominan colectivamente en este documento como “SFAS 133”. SFAS 133 requiere que todos los instrumentos derivados se registren en el balance general de la Compañía como un activo o como un pasivo y sea medido al valor justo. SFAS 133 requiere que los cambios en el valor justo de los derivados se reconozcan en el estado de resultados a menos que se cumplan criterios contables específicos del hedging; y los determinados por la Compañía. Para los derivados contabilizados como hedging, los ajustes al valor justo se contabilizan en el estado de resultados o en “Otras utilidades integrales acumuladas”, un componente del patrimonio neto, dependiendo del tipo de hedge contable y el grado de efectividad de la operación de hedging. La Compañía usa instrumentos financieros derivados, no denominados como contabilización de hedge, para reducir el riesgo de oscilaciones de precios desfavorables para las compras de petróleo crudo. Estos instrumentos son valuados a valor de mercado con las ganancias o pérdidas relacionadas reconocidas como “Ingresos financieros” o “Gastos financieros”. La Compañía puede también usar derivados no denominados como hedge para reducir el riesgo de oscilaciones desfavorables en el tipo de cambio en su financiación denominada en moneda extranjera. Las ganancias y pérdidas a partir de los cambios en el valor justo de estos contratos son reconocidas como “Ingresos financieros” o “Gastos financieros”. La Compañía también puede usar derivados de hedge para proteger el cambio de las tasas de interés en diferentes monedas. Estos derivados de hedge utilizados así como el riesgo protegido por el hedge se contabilizan en un modelo de flujo de efectivo. Con base en este modelo, las ganancias y pérdidas asociadas al instrumento derivado son diferidas y registradas en “Otras Utilidades Integrales Acumuladas” hasta el momento en que la transacción de hedging impacte los resultados, considerando la excepción de cualquier hedge inefectivo, que se registran directamente en los estados de resultado consolidados.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (m) Pronunciamientos de contabilidad emitidos recientemente · Pronunciamiento No. 141 de FASB (revisado en 2007), Combinaciones de Negocios (“SFAS 141-R”) En diciembre de 2007, FASB emitió el SFAS 141-R, que entrará en vigor para transacciones de combinaciones de negocios que tengan fecha de adquisición el 1º de enero de 2009 o a partir de esta fecha. Esta norma exige que la entidad adquiriente en una combinación de negocios reconozca por sus valores justos correspondientes los activos adquiridos, las obligaciones asumidas y cualquier participación no controlante en la adquirida en la fecha de adquisición. SFAS 141-R cambia el tratamiento contable para los ítems siguientes: costos relacionados a la adquisición y costos de reestructuración se llevarán a la cuenta de pérdidas y utilidades en el momento de su realización; investigación y desarrollo en curso se registrarán por su valor justo en la fecha de adquisición como un activo intangible de duración indefinida; los cambios en las provisiones sobre la evaluación de activos de impuestos diferidos y las incertezas sobre impuesto sobre la renta después de la adquisición se reconocerán por lo general en gastos de impuesto sobre la renta; obligaciones contingentes adquiridas se registrarán a su valor justo en la fecha de adquisición y a continuación se medirán tanto al valor máximo de ese monto o al valor determinado de acuerdo con las normas existentes para contingencias noadquiridas. SFAS 141-R también incluye un número significativo de nuevas exigencias sobre divulgaciones. El impacto de la aplicación de SFAS 141-R en los estados contables consolidados dependrá de las combinaciones de negocios que surjan durante 2009 y en años posteriores. · Pronunciamiento FASB No. 160, Participaciones No-Controlantes en los Estados Contables Consolidados, una enmienda de ARB No. 51 (“SFAS 160”) En el mes de diciembre de 2007, FASB emitió el SFAS 160, que determina nuevos estándares de registros contables y de presentación de informes para la participación no-controlante en una subsidiaria y para la desconsolidación de una subsidiaria. SFAS 160 exige el reconocimiento de participación no-controlante (participación minoritaria) como patrimonio en los estados contables consolidados y en separado del patrimonio de la controlante. El valor de utilidades netas atribuibles a la participación no-controlante se incluirá en las utilidades netas consolidadas en el estado de resultados. Algunos cambios en la participación de la matriz se registrarán contablemente como transacciones de capital y cuando una subsidiaria se desconsolide, cualesquier participaciones no-controlantes en la ex-subsidiaria se medirán en principio por su valor justo. SFAS 160 también incluye mayores exigencias de divulgación en relación a las participaciones de la matriz y su participación no-controlante y está en vigor para los ejercicios fiscales y para períodos intermediarios dentro de esos ejercicios fiscales, con fecha de inicio el 15 de diciembre de 2008 o fechas posteriores. Las presentaciones del estado de resultados y del balance general de la Compañía cambiarán con la aplicación de SFAS 160, debido a la reclasificación de la participación de minoritarios. F-25

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (m) Pronunciamientos de contabilidad emitidos recientemente (Continuación) · EITF No. 08-6, Consideraciones Contables sobre le Método de la Equivalencia Patrimonial (“EITF No. 08-6”) En noviembre de 2008, FASB llegó a un consenso sobre la Cuestión No. 08-6, del Grupo de Trabajo de Asuntos Emergentes “Consideraciones sobre la Contabilización de Inversiones por el Método de la Equivalencia Patrimonial” (“EITF 08-6”), que foi emitida para aclarar como la aplicación de la contabilización por el método de la equivalencia patrimonial sería afectada por el SFAS No. 141(R) and SFAS 160. El EITF 08-6, entre otros requisitos, determina que un inversor por el método de la equivalencia patrimonial será responsable por una emisión de acciones de la empresa en la que tiene participación como si el inversor hubiera vendido una participación proporcional de su inversión. Cualquier ganancia o pérdida para el inversor, resultante de una emisión de acciones de la empresa en la que tiene participación se reconocerá en las utilidades. Esta emisión entra en vigor a partir del 1º. de enero de 2009 y se aplicará prospectivamente. · FASB Staff Position (FSP) No. 132(R)-1, Divulgaciones de los Empleadores sobre Activos del Plan de Beneficios de Post-Jubilación (“(FSP) No. 132(R)-1”) En diciembre de 2008, FASB emitió el (FSP) No. 132(R)-1, que enmienda el SFAS 132(R) para proporcionar asistencia sobre las divulgaciones de los empleadores sobre los activos de un plan de pensión de beneficio definido u otros planes post-jubilación. Este FSP requiere informaciones sobre: (a) Políticas de Inversión y Estrategias; (b) Categorías de los Activos del Plan; (c) Mediciones a Valor Justo de los Activos del Plan y (d) Concentraciones Significativas de Riesgo. Este FSP entra en vigor para los estados contables anuales a partir de 2009; los estados contables consolidados de la Compañía se verán afectados solamente por las divulgaciones adicionales.

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (n) Pronunciamientos de contabilidad adoptados recientemente ·

Pronunciamiento No. 157 de FASB, Mediciones de Valor Justo (“SFAS 157”) A partir del 1o. de enero de 2008, la Compañía adoptó el SFAS 157, que fue enmendado en febrero de 2008 por FASB Staff Position (FSP) SFAS No. 157-1, “Aplicación de SFAS 157 a SFAS 13 y sus Pronunciamientos Contables Interpretativos Relacionados que tratan sobre Transacciones de Arrendamiento”, y por FSP SFAS 157-2, Fecha de entrada en vigor de SFAS 157, que aplazó la aplicación por parte de la Compañía de SFAS 157 para activos y pasivos no financieros no recurrentes hasta el 1° de enero de 2009. SFAS 157 sufrió otra enmienda en octubre de 2008 por medio del FSP SFAS 157-3, “Determinación del Valor Justo de un Activo Financiero cuando el Mercado para el Referido Activo no está Activo”, que aclara la aplicación del SFAS 157 para los activos que participan en mercados inactivos. SFAS 157 define el valor justo, establece un marco para la medición del valor justo y expande las divulgaciones sobre las mensuraciones del valor justo, sin embargo no exige ningún tipo de nueva medición de valor justo pero se aplicará a activos y pasivos que tengan exigencia de ser contabilizados por el valor justo de acuerdo con otros estándares contables. La implantación del SFAS 157 no tuvo ningún impacto significativo en los estados contables consolidados de la Compañía a no ser las divulgaciones adicionales que se han incorporado en la Nota 21 de estos estados contables.

·

Pronunciamiento Nº 159 de FASB, La Opción de Valor Justo para Activos y Pasivos Financieros (“SFAS 159”) En febrero de 2007, FASB emitió SFAS 159, que permite la medición de determinados instrumentos financieros al valor justo. Las entidades pueden optar por medir los ítems elegibles al valor justo en fechas de elección determinadas, informando las pérdidas y ganancias no realizadas sobre tales ítems en cada ejercicio siguiente. La Compañía adoptó este Pronunciamiento a partir del 1o de enero de 2008, pero no realizó una elección de valor justo en ese momento ni durante el período restante de 2008 para ninguno de los instrumentos financieros que todavía no se habían registrado por el valor justo de acuerdo con otros estándares contables. Por lo tanto, la adopción de SFAS 159 no causó un impacto significativo sobre los estados contables consolidados de la Compañía. F-27

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2. Resumen de las Principales Prácticas Contables (Continuación) (n) Pronunciamientos de contabilidad adoptados recientemente (Continuación) · FASB FSP SFAS 140-4 y FIN 46(R)-8, Divulgaciones sobre Transferencias de Activos Financieros y Participación en Sociedades de Propósito Específico (Variable Interest Entities – SPEs) (“SFAS 140-4 y FIN46(R)-8”) En diciembre de 2008, FASB emitió FSP SFAS 140-4 y FIN 46(R)-8, “Divulgaciones sobre Transferencias de Activos Financieros y Participación en Sociedades de Propósito Específico.” Este FSP requiere informaciones adicionales sobre el envolvimiento de una sociedad con una sociedad de propósito específico (“SPE”) y determinadas transferencias de activos financieros a sociedades de propósito específico y SPEs. Este FSP requiere la metodología para determinar si la Compañía es la principal beneficiaria de una SPE, caso haya proporcionado apoyo financiero o de algún otro tipo que la Compañía no es obligada contractualmente a proporcionar y otras informaciones cualitativas y cuantitativas. La Compañía no tiene ninguna transferencia de activos financieros dentro del alcance de este FSP. Este FSP entró en vigor el 31 de diciembre de 2008 y las informaciones adicionales relacionadas a las SPEs se han incorporado en la Nota 14. · Pronunciamiento No. 161 de FASB, Divulgaciones sobre Instrumentos Derivados y Actividades de Hedging - enmienda al FASB No. 133 (“SFAS 161”) En marzo de 2008, FASB emitió el SFAS 161, que aumenta las exigencias de información del Pronunciamiento FASB No. 133, “Contabilización de Instrumentos Derivados y Actividades de Hedging” (“SFAS 133”) e interpretaciones relacionadas. Este pronunciamento exige mejores informaciones sobre (a) cómo y por qué una sociedad usa instrumentos derivados, (b) cómo los instrumentos derivados y los ítems protegidos por hedge relacionados se contabilizan de acuerdo con SFAS 133 y sus interpretaciones relacionadas, y (c) cómo los instrumentos derivados y los ítems protegidos por hedge relacionados afectan la posición financiera, el desempeño financiero y los flujos de efectivo de una sociedad. Este pronunciamiento está en vigor para los estados contables parciales y anuales ya a partir del primer trimestre de 2009. La Compañía adoptó precozmente el SFAS 161, y su implantación no ha causado un impacto significativo sobre los estados contables consolidados de la Compañía a no ser las informaciones adicionales que se han incorporado en la Nota 20.

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3.

Impuestos sobre la Renta Los impuestos sobre la renta en Brasil consisten en el impuesto federal a la renta y contribución social, que es un impuesto federal adicional a la renta. Las tasas impositivas estipuladas estatutariamente han sido 25% y 9%, respectivamente, para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006. En esencia todos los ingresos tributables de la Compañía se generan en Brasil y, por consiguiente, están sujetos al tipo impositivo estatutario brasileño. La siguiente tabla reconcilia el impuesto calculado sobre la base de los tipos impositivos estatutarios brasileños de 34% con el gasto referente al impuesto a la renta registrado en estes estados contables consolidados. Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2008 2007 2006 Utilidad del ejercicio antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios: Brasil Internacional

27.597 19.536 18.590 (605) (237) 571 26.992 19.299

Gastos por impuestos sobre la renta a tasas estatutarias- (34%) Ajustes para la determinación de la tasa impositiva efectiva: Beneficios de asistencia médica y de post-jubilación no deducibles Cambio en la provisión de evaluación Utilidades en el exterior sujetas a diferentes tasas de impuestos Incentivo fiscal (1) Beneficio fiscal de los intereses sobre el capital propio (ver Nota 17 (b)) Impairment sobre Reputación Mercantil (ver Nota 18(a)) Otros Gastos por impuesto sobre la renta por estado de resultados consolidados

(9.177)

19.161

(6.562) (6.515)

(254) (1.004)

(315) (575)

(277) 74

25 219

(199) 712

(147) 138

995 (76) 13

998 53

994 42

(9.259)

(5.888) (5.691)

(1) El 10 de mayo de 2007, la Secretaría de Hacienda Federal de Brasil reconoció el derecho de Petrobrás de desgravar algunos incentivos fiscales del impuesto sobre la renta a pagar, cubriendo los ejercícios fiscales de 2006 hasta 2015. Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008, Petrobrás reconoció un beneficio fiscal por un monto de US$219 (US$712 al 31 de diciembre de 2007) básicamente relacionado a estos incentivos en el Nordeste, en la región cubierta por la Agencia de Desarrollo del Nordeste (ADENE), asegurando un 75% de reducción en el impuesto sobre la renta a pagar, calculado sobre las ganancias de la explotación de las actividades incentivadas y esas se han contabilizado por el método de flow through. F-29

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3. Impuestos sobre la renta (Continuación) La tabla a continuación muestra la división entre el beneficio (gasto) de impuesto sobre la renta nacional e internacional atribuible a los ingresos de las operaciones continuas: Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Brasil: Corriente Diferido

Internacional: Corriente Diferido

Gastos de Impuesto sobre la Renta

(6.583) (2.463)

(4.473) (991)

(4.758) (679)

(9.046)

(5.464)

(5.437)

(321) 108

(353) (71)

(253) (1)

(213) (9.259)

(424) (5.888)

(254) (5.691)

Todos los activos y pasivos fiscales diferidos registrados se relacionan principalmente a Brasil y no hay activos y pasivos fiscales diferidos significativos de localidades internacionales. No existe compensación de impuestos diferidos entre jurisdicciones.

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3. Impuestos sobre la Renta (Continuación) Los principales componentes de las cuentas de impuesto sobre la renta diferidos en el balance general consolidado se presentan a continuación: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Activos corrientes Provisión de evaluación Pasivos corrientes

505 (5) (8)

498 (7)

Activos fiscales diferidos corrientes, netos

492

491

Activos no corrientes Beneficios post-jubilación a los empleados, netos de ajustes de reservas de beneficios post-jubilación cumulativos Quebrantos impositivos a compensar Otras diferencias temporarias Provisión de evaluación

116 1.944 742 (1.609)

2.065 628 601 (667)

1.193

2.627

(5.251) (1.197) (1.226) (476)

(5.810) (1.494) (110)

(8.150)

(7.414)

(6.957)

(4.787)

Activos fiscales diferidos no corrientes

123

15

Pasivos fiscales diferidos no corrientes

(7.080)

(4.802)

Pasivos fiscales diferidos netos

(6.465)

(4.296)

Pasivos no corrientes Costos de exploración y desarrollo capitalizados Bienes de uso Variación cambiaria Otras diferencias temporales, individualmente no significantes

Pasivos fiscales diferidos no corrientes netos

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3. Impuestos sobre la Renta (Continuación) La Compañía tiene quebrantos impositivos a transportar nacionales acumulados que ascienden a US$1.440 al 31 de diciembre de 2008, disponibles para compensar futuras utilidades imponibles, limitados al 30% de las utilidades imponibles en cualquier ejercicio individual. Esos quebrantos impositivos a transportar pueden acumularse indefinidamente en Brasil. La Administración cree que hay más probabilidades a favor que contra que esos beneficios impositivos se realicen hasta diez años. La Compañía tiene quebrantos impositivos a transportar internacionales acumulados que ascienden a US$4.427 al 31 de diciembre de 2008. Los quebrantos impositivos a transportar existen en muchas jurisdicciones internacionales. Aunque algunos de esos transportes contables de pérdidas fiscales no tienen fecha de expiración, otros expiran en diversas fechas de 2009 a 2028. La provisión de evaluación se ha determinado para determinados quebrantos impositivos a transportar que reduce el impuesto diferido a un monto cuya probabilidad de ser realizado es mayor que la de no serlo. Anualmente la Administración de evalúa la capacidad de realización de los activos fiscales diferidos tomando en consideración, entre otros elementos, el nivel histórico de ingresos imponibles, las utilidades imponibles proyectadas para el futuro, las estrategias de planificación de impuestos, las fechas de expiración de los quebrantos impositivos a transportar y la reversión programada de las diferencias temporales existentes. El monto de los activos impositivos diferidos considerados realizables puede sin embargo, verse reducido caso se reduzcan las estimativas de futuras utilidades imponibles. El cuadro siguiente presenta el cambio neto en la provisión de evaluación para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006: Ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 2007 2006 Saldo al 1 de enero Adiciones Reducciones asignadas a gastos del impuesto sobre la renta Reducciones asignadas a la reputación mercantil (goodwill) Reducciones debidas a expiración Ajustes de conversión acumulados

(667) (1.071) 67 57

(453) (587) 12 168 209 (16)

(524) (27) 101 (3)

Saldo al 31 de diciembre

(1.614)

(667)

(453)

Provisión de evaluación corriente Provisión de evaluación no corriente

(5) (1.609)

(667)

(453)

Las adiciones de la provisión de evaluación de US$1.071 en 2008 y US$587 en 2007 se relacionan principalmente a los quebrantos impositivos a transportar de las operaciones en el exterior y de las centrales termoeléctricas nacionales para las cuales no se espera realizar ningún beneficio fiscal en los próximos años. F-32

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3. Impuestos sobre la Renta (Continuación) La reducción en la provisión de evaluación en 2007 se debe principalmente a PEPSA, en donde un beneficio fiscal de US$168 fue asignado para reducir la reputación mercantil para el activo diferido que no se había reconocido previamente en la fecha de adquisición. La mayor parte del monto restante se relaciona a la reducción tanto en el activo impositivo diferido bruto como en la provisión de evaluación relacionada debido a la expiración de los quebrantos impositivos a transportar no utilizados en PEPSA. El reconocimiento subsiguiente de beneficios impositivos relacionados a la provisión de evaluación para beneficios fiscales diferidos al 31 de diciembre de 2008 se registrarán en el estado de resultados consolidado. La Compañía no ha reconocido una obligación fiscal diferida de aproximadamente US$199 por las utilidades no distribuidas de sus operaciones extranjeras obtenidas en 2008 y años anteriores puesto que la Compañía considera reinvertir indefinidamente esas utilidades (US$ 117 en 2007). Se reconocerá un pasivo fiscal diferido cuando la Compañía deje de demonstrar que tiene planes de reinvertir indefinidamente las utilidades no distribuidas. Al 31 de diciembre de 2008, las utilidades no distribuidas de esas subsidiarias eran de aproximadamente US$1.329 (US$779 al 31 de diciembre de 2007). Al 1° de enero de 2007 y 2008 y para los ejercicios concluidos el 31 de diciembre de 2007 y 2008, la Compañía no tiene beneficios fiscales no reconocidos relativos a posiciones impositivas inciertas y provisión para multas e interés. Además, la compañía no espera que el monto de los beneficios fiscales no reconocido aumente significativamente en los próximos doce meses. La Compañía y sus subsidiarias presentan sus declaraciones de impuesto sobre la renta en la jurisdicción brasileña y en muchas jurisdicciones extranjeras. Las declaraciones del impuesto sobre la renta en Argentina y Brasil están abiertas a la fiscalización por parte de las correspondientes autoridades impositivas para los años comenzando en 2002.

4. Efectivo y Equivalentes de Efectivo Al 31 de diciembre de 2008 2007 Efectivo Inversiones - en reales brasileños (1) Inversiones - en dólares estadounidenses (2)

1.075 2.813 2.611

1.241 2.279 3.467

6.499

6.987

(1) Incluye principalmente bonos públicos federales con liquidez inmediata y los títulos están vinculados a la cotización del dólar estadounidense o a la remuneración de los Depósitos Interbancarios - DI. (2) Incluye principalmente Depósitos a Plazo y títulos de renta fija. F-33

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5. Títulos y Valores Mobiliarios Al 31 de diciembre de 2008 2007 Clasificación de títulos y valores mobiliarios: Disponibles para venta Títulos para negociación Mantenidos hasta el vencimiento

1.608 57 197

2.036 127 248

1.862

2.411

Menos: Monto corriente de títulos y valores mobiliarios

(124)

(267)

Monto a largo plazo de títulos y valores mobiliarios

1.738

2.144

Los títulos y valores mobiliarios comprenden básicamente los montos que la Compañía ha invertido en un fondo exclusivo, sin contar los propios títulos de la Compañía, que se consideran recomprados. El fondo exclusivo está consolidado, y los títulos de deuda y patrimoniales dentro de la cartera están clasificados como títulos para negociación y títulos disponibles para venta de acuerdo con SFAS 115 basado en el propósito de la administración. Los títulos para negociación son, principalmente bonos brasileños, que son comprados y vendidos frecuentemente para generar ganancias a corto plazo con los cambios de precio de mercado. Los títulos disponibles para venta son, principalmente, acuerdos de NCL (Credit Liquid Note) y algunos otros bonos para los cuales la Compañía actualmente no espera negociar activamente. Los títulos para negociación se presentan como activos corrientes, según se espera que sean usados en un plazo cercano de acuerdo con los requisitos de captación de efectivo. Los títulos disponibles para la venta se presentan como “Activos no corrientes”, ya que no se espera que ellos sean vendidos o liquidados en los próximos doce meses. Al 31 de diciembre de 2008, Petrobras tenía un saldo de US$1.608 (US$1.907 en 2007) vinculado a Notas del Tesoro Nacional Serie B, que se han registrado contablemente como títulos disponibles para venta de acuerdo con el SFAS 115. El 23 de octubre de 2008, las Notas del Tesoro Nacional Serie B fueron utilizadas como garantía después de la confirmación de los acuerdos realizados con Petros, plan de pensión de Petrobras (Ver Nota 16 (b)). El valor nominal de las NTN-Bs ha sido reajustado con base en las variaciones del Índice de Precios al Consumidor Ampliado (IPCA). Las fechas de vencimiento de esas notas son 2024 y 2035 y los cupones de interés se pagarán em intervalos semestrales al 6 % a.a. Al 31 de diciembre de 2008, los saldos de las Notas del Tesoro Nacional Serie B(NTN-B) se actualizaron de acuerdo con su valor de mercado, con base en el precio promedio publicado por la Asociación Nacional de Instituciones del Mercado Abierto (ANDIMA).

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6. Cuentas a Cobrar, Netas Las cuentas a cobrar, netas, tienen la siguiente composición: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Cuentas a cobrar Menos: provisión para cuentas incobrables

8.727 (1.191)

9.295 (1.290)

7.536

8.005

Menos: Cuentas a cobrar no corrientes, netas

(923)

(1.467)

Cuentas a cobrar corrientes, netas

6.613

6.538

2008

Al 31 de diciembre de 2007 2006

Provisión para cuentas incobrables Saldo al 1o de enero Adiciones Bajas Ajustes acumulados de conversión

(1.290) (84) 16 167

(1.120) (215) 160 (115)

(1.063) (78) 60 (39)

Saldo al 31 de diciembre

(1.191)

(1.290)

(1.120)

Provisión para cuentas a cobrar corrientes

(638)

(746)

(584)

Provisión para cuentas a cobrar no corrientes

(553)

(544)

(536)

Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, las cuentas a cobrar no corrientes incluyeron US$624 y US$616, respectivamente, con relación a los pagos efectuados por la Compañía a los proveedores y subcontratistas en nombre de ciertos contratistas. Estos contratistas habían sido contratados por la subsidiaria Brasoil para la construcción/transformación de buques en FPSO (“Floating Producción, Storage and Offloading”) (Producción Flotante, Almacenamiento y Descarga) y FSO (“Floating, Storage and Offloading”) (Fluctuación, Almacenamiento y Descarga) y dejaron de efectuar los pagos a sus proveedores y subcontratistas. La Compañía efectuó los pagos para evitar más demoras en la construcción/transformación de los buques y las consiguientes pérdidas a Brasoil. La administración de la Compañía ha determinado que estos pagos pueden ser reembolsados, ya que representan derechos de Brasoil con respecto a los contratistas, razón por la cual se entabló una acción judicial ante los tribunales internacionales con el objetivo de lograr el reembolso. Sin embargo, debido a las incertidumbres relativas a la realización de tales cuentas a cobrar, la Compañía registró una provisión para todos los créditos que no están respaldados por garantía. Tal provisión asciende a US$553 y US$544 al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente. F-35

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7. Bienes de Cambio Al 31 de diciembre de 2008 2007 Productos Derivados de petróleo Alcohol combustible

Materias primas, principalmente petróleo crudo Materiales y suministros Otros

Bienes de cambio corrientes Bienes de cambio no corrientes

2.770 256

2.493 181

3.026

2.674

3.301 1.578 134

4.818 1.681 110

8.039

9.283

7.990

9.231

49

52

Los bienes de cambio se contabilizan al costo y al precio del mercado, cuál sea más pequeño. Debido a los recientes reducciones en los precios del petróleo en el mercado internacional, la Compañía reconoció una pérdida de US$545 para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008, que se clasificó como otros gastos operativos en el estado de resultados consolidado. La Compañía adoptó el valor realizable para el propósito de impairment de bienes de cambio.

F-36

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8. Impuestos a Recuperar Los impuestos a recuperar estaban compuestos de la siguiente forma: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Local: Impuesto al valor agregado doméstico sobre las ventas (ICMS) (1) PASEP/COFINS (2) Impuesto a la renta y contribución social Impuesto al valor agregado extranjero (IVA) Otros impuestos recuperables

Menos: impuestos recuperables no corrientes Impuestos recuperables corrientes

1.924 2.622 1.176 113 541

2.173 2.772 527 243 250

6.376

5.965

(3.095)

(2.477)

3.281

3.488

(1) El impuesto al valor agregado doméstico sobre las ventas (ICMS) es formado por créditos generados por operaciones comerciales y por la adquisición de bienes de uso y puede ser contrarrestado con impuestos de la misma naturaleza. (2) Compuesto de créditos resultantes de recaudaciones no cumulativas de PASEP y COFINS que pueden compensarse con otros impuestos federales a pagar. Los valores recuperables del impuesto sobre la renta y la contribución social se utilizarán para compensar futuros pasivos de impuesto sobre la renta. Petrobras planea recuperar estos impuestos integramente y, por lo tanto, no se ha considerado contabilizar ninguna provisión al respecto.

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9. Bienes de Uso, Netos Bienes de uso, a su costo, se resumen a continuación: Al 31 de diciembre de 2008 Depreciación acumulada

Costo Edificios y mejoras Activos de petróleo y gas Equipos y otros activos Arrendamiento de capital - plataformas y buques Derechos y concesiones Terrenos Materiales Proyectos de expansión: Construcción e instalaciones en curso: Exploración y producción Abastecimiento Gas y energía Distribución Internacional Corporativo

4.060 35.407 45.742 2.752 2.439 441 2.219

Neto

(1.310) (12.682) (21.230) (2.073) (655) -

10.653 11.973 4.908 185 1.346 544

-

122.669

(37.950)

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2007 Depreciación acumulada

Costo 2.750 22.725 24.512 679 1.784 441 2.219

3.492 37.224 44.706 2.199 2.655 390 2.015

10.653 11.973 4.908 185 1.346 544

13.558 9.371 6.023 291 1.144 150

84.719

123.218

Neto

(1.151) (14.357) (21.809) (1.000) (619) -

(38.936)

2.341 22.867 22.897 1.199 2.036 390 2.015

13.558 9.371 6.023 291 1.144 150 84.282

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9. Bienes de Uso, Netos (Continuación) (a) SFAS No. 143 – Contabilización de obligaciones por abandono de activos A partir del 1º de enero de 2003, Petrobras adoptó SFAS No. 143 - Accounting for Asset Retirement Obligations (Contabilización de obligaciones por abandono de activos) (“SFAS 143”). Bajo el SFAS 143, el valor justo de las obligaciones por abandono de activos se contabiliza como pasivo en una base descontada cuando se realizan, lo que es, por lo general, en el momento en que se instalan los activos relacionados. Los montos contabilizados para los activos relacionados se aumentarán por el valor de esas obligaciones y se depreciarán durante el transcurso de la vida útil de tales activos. En el transcurso del tiempo, los valores reconocidos como pasivos serán valorizados por el cambio en su valor presente hasta que los activos relacionados sean desactivados o vendidos. La medición de obligaciones de abandono de activos está basada en leyes y regulaciones actuales, tecnología existente y costos específicos de local. No hay activos con restricciones legales para uso para la liquidación de obligaciones de abandono de activos. El resumen de la evolución anual de la provisión para gastos de abandono de activos se presenta a continuación: Pasivos Saldo al 31 de diciembre de 2006

1.473

Gastos relativos a intereses Obligaciones incurridas Obligaciones liquidadas Revisión de la provisión Ajuste acumulado de conversión

147 1.836 (29) (401) 436

Saldo al 31 de diciembre de 2007

3.462

Gastos relativos a intereses Obligaciones incurridas Obligaciones liquidadas Revisión de la provisión Ajuste acumulado de conversión

153 687 (23) (640) (814)

Saldo al 31 de diciembre de 2008

2.825

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9. Bienes de Uso, Netos (Continuación) (b) Pérdida de valor en la recuperación de activos (“Impairment”) Durante los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, la Compañía registró gastos relativos a pérdida de valor en la recuperación de activos (impairment) de US$519, US$271 y US$21, respectivamente. Durante 2008, la pérdida de valor de activos estuvo principalmente relacionada a impairment de reputación mercantil de la subsidiaria indirecta de Petrobras en Estados Unidos, Pasadena Refining System (US$223) y propiedades de producción en Brasil (US$171) y los principales montos se relacionaron al campo Guajá de Petrobras. Durante 2007, la pérdida de valor de activos estuvo principalmente relacionada a inversiones internacionales (US$226): en Ecuador (US$174), debido a los cambios jurídicos e impositivos implantados por el gobierno de ese país, anteriormente mencionados (ver Nota 9(b)); en Estados Unidos (US$39); y en Angola (US$13). Durante 2006, la pérdida de valor de activos estuvo principalmente relacionada a propiedades productivas en Brasil y lo principales montos se relacionaran a el campo terrestre Córrego de Pedras, da Petrobras.

10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones Petrobras realiza parte de sus negocios a través de inversiones en compañías contabilizadas utilizando el método de equivalencia patrimonial proporcional y el método del costo. Estas compañías no consolidadas se ocupan básicamente de los productos petroquímicos y negocios de transporte de productos.

Total de participación Método de la equivalencia patrimonial proporcional Inversiones disponibles para la venta Inversiones al costo Total

20 % - 50% (1) 8% - 17%

Inversiones 2008 2007

2.517 109 572 3.198

4.373(2) 400 339 5.112

(1) Conforme a lo descrito en esta Nota, determinadas centrales termoeléctricas en las que la tenencia de la Compañía es del 10% al 50% también se contabilizan como participaciones patrimoniales debido a particularidades de influencia significativa. (2) Conforme se describe en las Notas 10(d) y 10(e) también se incluye inversiones en el Grupo Ipiranga por un monto de US$1.175 y en Suzano Petroquímica, por un monto de US$1.177.

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10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Otras Inversiones (Continuación) Al 31 de diciembre de 2007, la Compañía tenía inversiones en compañías con acciones cotizadas en bolsa: Braskem S.A., Petroquímica União S.A. - PQU. Estas inversiones ascienden a menos del 20% del total de las acciones con derecho a voto de la compañía objeto de la inversión, se clasifican como disponibles a la venta y fueron asentadas a valores de mercado. La compañía ha contabilizado ganancias no realizadas por la diferencia entre el valor justo y el costo de la inversión como un componente del capital accionario, neto de impuestos. Durante 2008 estas tenencias societarias cambiaron de acuerdo con el “Acuerdo de Inversión en Braskem” (ver nota 10-(d.1)), y con el “Acuerdo de Inversión con Unipar” (ver nota 10-(e.1)) y la Compañía realizó su ganancia con cambios en el saldo no realizado, registrado como un componente de la utilidad integral. Al 31 de diciembre de 2008, Petroquímica União S.A. – PQU, Braskem S.A., y Quattor Companhia Petroquímica continuaban teniendo acciones cotizadas en la bolsa. De acuerdo con el “Acuerdo de Inversión con Unipar”, Quattor Companhia Petroquímica tenía una tenencia accionaria del 90,8% en Petroquímica União S.A. – PQU. Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía tenencias accionarias del 31,9% y del 23,8% con saldo de US$550 y US$428 en Braskem S.A. y Quattor Companhia Petroquímica, respectivamente, que se contabilizaron de acuerdo con el método de la equivalencia patrimonial. La Compañía no actualizó las finanzas del período anterior para el aumento de participación en Braskem que pasaron a ser inversiones por el método de la equivalencia patrimonial puesto que son inmateriales. La Compañía posee también participaciones en compañías con el propósito de desarrollar, construir, operar, dar mantenimiento y explorar plantas termoeléctricas contempladas en el Programa de Energía Termoeléctrica de Prioridad del gobierno federal, con participaciones societarias entre el 10% y el 50%. El saldo de estas inversiones al 31 de diciembre de 2008 y 2007 incluye US$80 y US$95 respectivamente, y están incluidas como inversiones por el método de la equivalencia patrimonial proporcional debido a que la Compañía puede influenciar significativamente dichas operaciones.

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10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (a) Ley de Hidrocarburos en Bolivia A partir del 1º de mayo de 2006, entró en vigor en Bolivia el Decreto Supremo 28.701, a través del cual se nacionalizaron todos los recursos naturales de hidrocarburos, obligando a las Compañías que realizaban actividades de producción de gas y petróleo a entregar en propiedad toda la producción de hidrocarburos a YPFB. Adicionalmente, mediante el mencionado decreto, el estado Boliviano nacionalizó las acciones necesarias para que YPFB controle, como mínimo, al 50%, más una acción, de Petrobras Bolivia Refinación S.A. - PBR, en la cual Petrobras tenía indirectamente una tenencia accionaria del 100% (Petrobras Bolivia Inversiones y Servicios S.A. - 51% y Petrobras Energía Internacional S.A. – 49%). El 25 de junio de 2007, se firmó el contrato de compra de las acciones de PBR, con la transferencia total de las acciones para YPFB por el monto de US$112. La ganancia de capital devengada por Petrobras en la venta de las acciones de PBR se encuentra registrada en el grupo “Otros gastos, netos” por un monto de US$37 al 31 de diciembre de 2007. (b) Nueva Ley de Hicrocarburos en Ecuador El 18 de octubre de 2007, se realizó una enmienda en la Ley de Hidrocarburos, elevando la participación del Estado sobre los excedentes extraordinarios en el precio de petróleo para el 99%, reduciendo la participación de las compañías de petróleo para el 1%. El 28 de diciembre, la Asamblea Constituyente de Ecuador aprobó la Ley de Equidad Tributaria que impone una profunda reforma tributaria con la creación de nuevos impuestos a partir del 1º de enero de 2008. El conjunto de cambios causados por la enmienda anteriormente mencionada alteró los términos establecidos por las partes en relación a la aprobación de los respectivos contratos de participación, afectando las proyecciones de desarrollo de las operaciones corrientes en Ecuador y la capacidad de recuperación de las inversiones realizadas. Por lo tanto, al 31 de diciembre de 2007, se reconoció una pérdida de valor en la recuperación de activos (impairment) por un monto de US$174 con base en los flujos de efectivo futuros derivados de de la continua utilización de los activos para poder ajustar el valor contable de los activos a su valor de recuperación estimado. El 31 de diciembre de 2008, Petrobras Energía Ecuador, subsidiária de Petrobras Energia S.A. (PESA), firmó acuerdo con el gobierno de Ecuador para la devolución de la concesión del bloque de exploración 31, en el que implicó el reconocimiento de pérdida por un monto equivalente a US$77. F-42

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10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (c) Inversiones en Venezuela En marzo de 2006, PESA, por medio de sus controladas y coligadas en Venezuela, firmó con PDVSA y la Corporación Venezolana del Petróleo S.A. (CVP), Memorandos de Entendimiento (MDE) con el objetivo de hacer realidad la migración de los convenios operativos para la modalidad de empresas mixtas, confome determinación legal. Los MDE establecían que la tenencia de los socios privados en las empresas mixtas es del 40%, correspondiendo al gobierno venezolano una participación del 60%. De acuerdo con la estructura societaria y de gobierno corporativo definida para las empresas de capital mixto, a partir del 1º de abril de 2006, PESA dejó de registrar los activos, pasivos y resultados referentes a las mencionadas operaciones en los estados consolidados, presentándolos como inversiones societarias evaluadas por equivalencia patrimonial. La recuperación de estas inversiones se relaciona fuertemente a la volatilidad de los precios del petróleo, a las condiciones económicas, sociales y regulatorias en Venezuela y, en particular, a los intereses de sus accionistas en lo que se refiere al desarrollo de las reservas de petróleo. Consecuentemente, para ajustar el valor contable de la inversión a su valor recuperable estimado, se reconoció una provisión para pérdida sobre inversiones por un monto de US$23 in 2008 (US$61 en 2007). (d) Desarrollos corrientes de Ipiranga y reestructuración de las compañías petroquímicas con Braskem El 18 de abril de 2007, Ultrapar (el “Comisionario”), con la intervención de Braskem S.A. y Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (a través de un acuerdo de comisión) como partes mediadoras, adquirió el control de las compañías del grupo Ipiranga por el valor de US$2.694 (R$5.486 millones). El 27 de febrero de 2008, en cumplimiento del Acuerdo de Inversión firmado el 18 de marzo de 2007, Ultrapar transfirió una tenencia del 40% de las acciones que forman el capital accionario de Ipiranga Química S.A. a Petrobras, que desembolsó US$552. El precio de compra de los activos petroquímicos se ha determinado en US$154, neto de impuestos para bienes de uso y de US$194 para reputación mercantil y el monto restante de US$204 se refiere a los activos netos adquiridos. El 14 de mayo de 2008, Ultrapar realizó la transferencia de los activos de distribución de combustible y lubricantes en el Norte, Nordeste y Centro Oeste y los activos de asfalto recibidos por Petrobras por medio de una sociedad de propósito específico denominada 17 de Maio Participações S.A (“17 de Maio”).

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10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (d) Desarrollos corrientes de Ipiranga y reestructuración de las compañías petroquímicas con Braskem (continuación) 17 de Maio es una corporación de capital cerrado y sus activos significativos son los activos de asfalto, contenidos en Ipiranga Asfaltos – IASA y los activos de distribución en poder de una compañía limitada denominada Alvo Distribuidora de Combustíveis Ltda. Petrobras desembolsó el monto de US$619. De este monto han sido asignados US$52, netos de impuestos para bienes de uso, US$229 para reputación mercantil y el monto restante de US$338 se refiere a los activos netos adquiridos. El 17 de diciembre de 2008, el CADE aprobó definitivamente la distribución y los activos de asfalto del Grupo Ipiranga por parte de Petrobras, condicionado a la firma y pleno cumplimiento del Término de Compromiso de Desempeño, firmado por Petrobras y por Alvo, posibilitando la gestión inmediata y directa de esos activos. A partir de este resultado favorable, Petrobras comenzó el proceso de transferencia de los activos representados por las empresas IASA y Alvo, para BR Distribuidora, en línea con la planificación inicial de la operación, cuyo objetivo era ampliar el liderazgo de la referida subsidiaria en el mercado brasileño de distribución, por medio del aumento de su parte en el mercado, con garantía de rentabilidad. d.1) Acuerdo de Inversión en Braskem El 30 de noviembre de 2007, se celebró un acuerdo de inversiones entre Braskem, Odebrecht, Petrobras, Petroquisa y Norquisa, por medio del cual se acordó la integración en Braskem de algunos activos petroquímicos en poder de Petrobras y de Petroquisa a cambio de una participación accionaria en Braskem. El 14 de mayo de 2008, se firmó el Aditivo al Acuerdo de Inversiones dividiendo la operación de canje en dos etapas. La primera etapa se concluyó el 30 de mayo de 2008 y por medio de ella Petrobras y Petroquisa transfirieron a Braskem las siguientes participaciones: (i) el 36,50% del capital total de Copesul; (ii) el 40% del capital votante y total de IPQ; (iii) el 40% del capital votante y total de IQ; (iv) el 40% del capital votante y total de Petroquímica Paulínia (PPSA), teniendo ahora, por lo tanto, una tenencia del 30% del capital votante y el 23,1% del capital total de Braskem. La transacción de canje se basó en el valor justo de la tenencia societaria canjeada.

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10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (d) Desarrollos corrientes de Ipiranga y reestructuración de las compañías petroquímicas con Braskem (Continuación) d.1) Acuerdo de Inversión en Braskem (Continuación) La transacción fue contabilizada de acuerdo con el Pronunciamiento Nº 153 de FASB - “Canjes de Activos No-Monetarios – Una Enmienda de la Opinión No. 29 de APB”, (“SFAS 153”) y del Pronunciamiento Nº 140 de FASB – “Contabilización de Transferencias y Atención del Servicio de Activos Financieros y Extinción de Pasivos”, (“SFAS140”) con base en el valor justo de la tenencia accionaria recibida de Braskem. Como resultado de la transacción se registró una utilidad no-operativa de US$64, neta de impuestos. El 30 de mayo de 2008, Petrobras, Petroquisa, Odebrecht y Norquisa, con Braskem como intermediaria, concordaron con los términos del nuevo acuerdo de accionistas para los accionistas de Braskem. En la segunda etapa, Petrobras y Petroquisa tendrán la opción de: (i) integrar en Braskem hasta el 100% del capital votante y total de Petroquímica Triunfo (Triunfo), o (ii) aportar efectivo en Braskem por el mismo monto del valor justo del capital votante y total de Petroquímica Triunfo (Triunfo); aumentando así la participación conjunta de Petrobras y Petroquisa en el capital total de Braskem, conforme determinado en el Acuerdo de Inversiones. El 9 de julio de 2008, la transacción fue aprobada sin restricciones por el CADE. El 22 de diciembre de 2008, Braskem canceló acciones en tesorería, correspondientes a 6.251.744 acciones ordinarias registradas (ON), 10.389.665 acciones preferidas registradas classe A (PNA) y 209.248 acciones preferidas registradas classe B (PNB), pasando Petroquisa a controlar el 31,0 % del capital votante y el 23,8 % del capital social total de Braskem.

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10. Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (e) Adquisición de Suzano Petroquímica S.A. El 30 de noviembre de 2007, Petrobras adquirió el 76,57% del total del capital accionario de Suzano Petroquímica S.A. (“SZPQ”), por medio de la adquisición de Pramoa Participações S.A. (Pramoa) y su controlada, Dapean Participações S.A. (Dapean), incluyendo el 99,9% del total de acciones ordinarias, por un monto de US$1.186 (US$7,49 por acción ordinaria y US$5,99 por acción preferida). El precio de compra se ha asignado en US$72, neto de impuestos para bienes de uso y US$5, neto de impuestos, para bienes de cambio y el monto restante de US$602 para reputación mercantil. Petrobras incorporó Pramoa Participações S.A. el 24 de marzo de 2008, después de obtenida la aprobación en la Asamblea General Extraordinaria celebrada en esa fecha. El 30 de abril de 2008, la Comisión de Valores Mobiliarios de Brasil - CVM aprobó el registro de la Oferta Pública (OPA) para adquisición de las acciones de SZPQ, condicionado a algunos ajustes, que fueron acatados por parte de Petrobras. El 20 de junio de 2008, se realizó la subasta de la OPA de Suzano Petroquímica en la cual Quattor Participações S.A. adquirió (i) 102.906 acciones ordinarias (el 92,7% de adhesión) por el precio de US$8,78 por acción ordinaria; y (ii) 50.147.172 acciones preferidas (el 94,6% de adhesión) por el precio de US$7,02 por acción preferida. El 30 de junio de 2008, Suzano Petroquímica S.A. alteró su denominación social para Quattor Petroquímica S.A. e.1) Acuerdo de Inversión con Unipar El 30 de noviembre de 2007, se realizó un Acuerdo de Inversiones entre Unipar y Petrobras, donde se definieron, entre otras cosas, la creación de una compañía integrada con plán para integrar en ella sus activos dedicados a la producción de resinas termoplásticas, petroquímicos básicos y actividades relacionadas. Los activos petroquímicos con que contribuyeron las Compañías del Grupo Petrobras fueron: (i) el 99,9% del capital votante y el 76,57% del capital total de Suzano Petroquímica S.A. (SZPQ), adquirida el 30 de noviembre de 2007; y (ii) el 17,48% del capital votante y el 17,44% del capital total de titularidad de Petroquisa en Petroquímica União S.A. (PQU).

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10 . Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (e) Adquisición de Suzano Petroquímica S.A. (Continuación) e.1) Acuerdo de Inversión con Unipar (Continuación) Los activos con que Unipar contribuyó fueron: (i) el 33,3% del capital votante y total de Rio Polímeros S.A. (Riopol); (ii) el 54,96% del capital votante y el 51,35% del capital total de PQU; (iii) el 99,99% del capital votante y total de Polietilenos União S.A. (PU); (iv) todos los activos, derechos y obligaciones relacionados con la operación de Unipar Divisão Química (UDQ); y (v) el monto, en efectivo, de US$ 217, correspondiente al valor del precio a pagar por: (a) el 16,67% del capital accionario total en poder de Petroquisa en Riopol; y el 15,98% de la participación de SZPQ en Riopol, por el precio cierto y ajustado de US$0,5232 por acción. El 11 de junio de 2008, Petrobras y Unipar contribuyeron con su tenencia accionaria anteriormente referida a cambio de una participación en la recién creada compañía “Quattor Participações S.A.”. Como resultado de la transacción con base en el valor justo de la tenencia accionaria canjeada, Unipar pasó a ser accionista mayoritario con el 60% del capital votante y total de Quattor y Petrobras pasó a ser el accionista minoritario con el 40% del capital votante y total de Quattor. La inversión en Quattor fue registrada de acuerdo con el SFAS 153 y el SFAS 140 con base en el valor justo de la participación accionaria obtenida. Como resultado de la operación se reconoció una utilidad no operativa de US$3, neta de impuestos. La operación fue aprobada sin restricciones el día 09 de julio de 2008 por el CADE. El 1º de agosto de 2008, Quattor concluyó la adquisición de (i) 1.670.279 acciones ordinarias y 876.216 acciones preferidas de PQU de propiedad de la Companhia Brasileira de Estireno S.A., al precio de US$9,80 por acción, y (ii) 1.489.109 acciones ordinarias y 1.314.256 acciones preferidas de PQU de propiedad de Oxiteno S.A. - Indústria e Comércio, al precio de US$11,02 por acción ordinaria y US$9,80 por acción preferida. Siendo así, Quattor pasó a controlar directa e indirectamente el 86,91% del capital votante y el 82,31% del capital total de PQU. En la misma fecha se rescindió el acuerdo de accionistas de PQU.

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10 . Participaciones en Sociedades no Consolidadas y Demás Inversiones (Continuación) (e) Adquisición de Suzano Petroquímica S.A. (Continuación) e.1) Acuerdo de Inversión con Unipar (Continuación) El 02 de diciembre de 2008, Quattor Participações realizó la oferta pública (OPA) de PQU con el objetivo de cancelar el registro de compañía abierta de la empresa en que tiene participación En el proceso se adquirieron 6.536.039 acciones ordinarias y 11.176.718 acciones preferidas por el valor total de US$116 y, considerando que fueron atendidas las condiciones previstas por la CVM, se canceló el registro de compañía abierta de la empresa el día 16 de diciembre de 2008. El 16 de diciembre de 2008, Quattor Participações realizó la OPA de Quattor Petroquímica con el objetivo de no seguir las prácticas de gobierno corporativo nivel 2 de la Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa) en la empresa. En esta subasta se adquirieron 407 acciones ordinarias y 1.308.386 acciones preferidas por el valor total de US$5. Al día siguiente, Quattor Petroquímica dejó de seguir las prácticas de gobierno corporativo nivel 2, aunque continúa con su registro de compañía abierta con acciones cotizadas en la Bolsa de Valores de São Paulo (Bovespa).

El 31 de diciembre de 2008, la composición accionaria de los activos controlados por Quattor Participações era de: el 75% del capital total de RioPol, el 99,3% del capital total de Quattor Petroquímica, el 99,2% del capital total de PQU, el 100% del capital total de PU, y todos sus bienes, derechos y obligaciones que se relacionan con la operación de UDQ.

F-48

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11. Cuenta de Petróleo y Alcohol – Cuentas a Cobrar del Gobierno Federal Cambios en la Cuenta de Petróleo y Alcohol A continuación se resumen las variaciones en la Cuenta de Petróleo y Alcohol para los ejercicios concluidos al 31 de diciembre 2008 y 2007: Ejercicio concluido al 31 de diciembre de 2008 2007 Saldo inicial Ingreso financiero (Nota 23) Ganancia de conversión Saldo final

450 7 (111) 346

368 6 76 450

La Cuenta Petróleo y Alcohol se originó en períodos anteriores al 31 de diciembre de 2002 a raíz de la regulación del mercado de combustibles. El Gobierno Federal certificó el saldo y asignó una parte del importe (US$53) a una cuenta de uso restringido. Para concluir la liquidación de cuentas con el Gobierno Federal, de acuerdo con lo determinado en la Medida Provisional nº. 2.181, del 24 de agosto de 2001, y después de haber proporcionado todas las informaciones exigidas por la Secretaría del Tesoro Nacional - STN, Petrobras busca liquidar todas las disputas aún existentes entre las partes. El saldo restante de la Cuenta de Petróleo y Alcohol puede pagarse de la siguiente manera: (1) Notas del Tesoro Nacional emitidas en el mismo monto del saldo final de la Cuenta Petróleo y Alcohol; (2) compensación del saldo de la Cuenta Petróleo y Alcohol con cualquier otro monto que Petrobras deba al Gobierno Federal, incluyendo impuestos; o (3) mediante la combinación de las opciones antes mencionadas.

12. Financiaciones (a) Deuda a corto plazo Los préstamos a corto plazo de la Compañía se obtienen principalmente a partir de bancos comerciales e incluyen la financiación de importación y exportación expresada en dólares estadounidenses, de la siguiente manera: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Importación - petróleo y equipos Capital de trabajo

479 1.920 2.399

5 1.453 1.458

Las tasas de interés anuales promedias ponderadas sobre las financiaciones existentes a corto plazo alcanzaron 4,72% y 4,71% al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente. F-49

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12. Financiaciones (Continuación) (b) Deuda a largo plazo ·

Composición Al 31 de diciembre de 2008 2007 Moneda extranjera: Notas Instituciones financieras Ventas de futuras cuentas a cobrar Créditos de proveedores Activos referentes al programa de exportación a compensarse con ventas de futuras cuentas a cobrar Moneda local: Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social - BNDES (compañía estatal, ver Nota 23) Debentures: BNDES (compañía estatal, ver Nota 23) Otros Bancos Notas de Crédito a la Exportación Certificado de Crédito Bancario Otras

Total Monto corriente de la deuda a largo plazo

·

5.716 5.938 549 80

4.140 4.256 615 1.325

(150) 12.133

(150) 10.186

831

607

186 1.182 1.655 1.543 32 5.429

709 1.419 282 218 3.235

17.562 (1.531) 16.031

13.421 (1.273) 12.148

Composición de la deuda en moneda extranjera por tipo de moneda Al 31 de diciembre de 2008 2007 Monedas: Dólar estadounidense Yen japonés Euro Otras

11.388 630 69 46 12.133 F-50

9.439 598 85 64 10.186

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12. Financiaciones (Continuación) (b) Deuda a largo plazo (Continuación) ·

Vencimientos del principal de la deuda a largo plazo: El monto de las deudas a largo plazo al 31 de diciembre de 2008 vencerán en los siguientes períodos: 2010 2011 2012 2013 2014 2015 en adelante

·

2.388 4.004 1.919 1.444 1.326 4.950 16.031

Composición de la deuda a largo plazo por el tipo de interés anual Los tipos de interés sobre las deudas a largo plazo fueron de la siguiente forma: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Moneda extranjera el 6% o menos Más del 6% al 8% Más del 8% al 10% Más del 10% al 12% Más del 12% al 15% Moneda local el 6% o menos Más del 6% al 8% Más del 8% al 10% Más del 10% al 12% Más del 12% al 15%

F-51

7.721 2.175 2.178 42 17

4.280 3.285 2.410 125 86

12.133

10.186

786 563 201 3.848 31

469 995 1.722 49

5.429

3.235

17.562

13.421

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12. Financiaciones (Continuación) (b) Deuda a largo plazo (Continuación) ·

Financiación estructurada de exportaciones Petrobras y Petrobras Finance Ltd. - PFL llevan determinados contratos (Contrato Maestro de Exportación y Acuerdo de Pago en Adelantado) entre si y una entidad de finalidad especial no vinculada con Petrobras - PF Export Receivables Master Trust (“PF Export”) - respecto al prepago de cuentas a cobrar por exportación a generarse por PFL a través de ventas en el mercado internacional de óleo combustible y otros productos adquiridos a Petrobras. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de prepagos de cuentas a cobrar de exportación ascendía a US$348 en pasivos no corrientes (US$398 al 31 de diciembre de 2007) y US$75 en pasivos corrientes (US$68 al 31 de diciembre de 2007).

·

Emisión de US$899 en Global Notes – Petrobras Internacional Finance Company – (“PifCo”) El 06 de octubre de 2006, a PifCo emitió Global Notes por un monto de US$500. Los títulos tienen una tasa efectiva del 6,185% al año y un plazo de vencimiento de diez años. Los Global Notes se ofrecieron al 99,557% del valor nominal con una tasa establecida del 6,125% al año. PifCo utilizó esos recursos de emisión, principalmente, para repagar deudas con proveedores. La subsidiaria Petrobras Internacional Finance Company - PifCo realizó oferta de canje de títulos, con liquidación de la operación el 7 de febrero de 2007. Como resultado, PifCo recibió y aceptó ofertas por un monto de US$399 (valor nominal). Los títulos antiguos recibidos en el canje se cancelaron en la misma fecha y como resultado PifCo emitió, en la fecha de liquidación de la operación, nuevos títulos con vencimiento en 2016 y cupón del 6,125% a.a. por un valor de US$399. Eses títulos constituyen una emisión única y fungible con los US$500 lanzados el 06 de octubre de 2006, totalizando US$899 en títulos de la emisión con vencimiento en 2016. PifCo también pagó a los inversores el monto equivalente a US$56 como resultado de la oferta para el canje de títulos. La transacción ha recibido tratamiento de canje para fines los estados contables y, de acuerdo con ello, el monto de US$56 se amortizará a gastos de interés durante el plazo de vida de las notas de acuerdo con el método de interés efectivo. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007 la Compañía tenía un saldo al descubierto de primas netas sobre re-emisión que ascendía a US$13 y US$22, respectivamente.

F-52

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12. Financiaciones (Continuación) (b) Deuda a largo plazo (Continuación) ·

Emisión de US$1.750 en Global Notes – PifCo El 1º. de noviembre de 2007, Petrobras por medio de su subsidiaria integral Petrobras Internacional Finance Company (PifCo), concluyó la emisión de bonos de US$1.000 en deuda senior, Global Notes sin garantía, en el mercado internacional de capitales, con vencimiento en el 1º. de marzo de 2018, con las características siguientes: (i) cupón del 5,875% a.a.; y (ii) precio de emisión del 98,612%. El interés se pagará los días 1o de marzo y 1o de septiembre de cada año, siendo el vencimiento del primer pago el 1o de marzo de 2008. El 11 de enero de 2008, PifCo emitió Senior Global Notes por un valor de US$750 que constituyen una única emisión fungible con la emisión de US$1.000 el 1º de noviembre de 2007, ascendiendo a US$1.750 en títulos emitidos con vencimiento el 1º de marzo de 2018. Los títulos devengan interés a una tasa del 5,875% al año, pagadero semestralmente, comenzando a partir del 1º de marzo de 2008. El propósito de esta emisión fue tener acceso a los mercados de capital de deuda de largo plazo, refinanciar prepagos de débitos que están venciendo y reducir el costo de capital.

(c) Préstamos a Petrobras Netherlands BV (“PNBV”) ·

El 12 de septiembre de 2007, la subsidiaria Petrobras Netherlands BV (PNBV) firmó um contrato de préstamo con el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria (BBVA) por un valor de US$200, con interés del 5,94% a.a. y un plazo de cuatro años. Además, PNBV contrató una línea de crédito con el Banco Santander Overseas Bank, Inc. - Santander de hasta US$300. El plazo es de un año y se puede ampliar hasta dos años por el valor total y parcialmente, por el plazo total de seis años. La tasa de interés cobrada es 5,30% a.a..

·

El 02 de enero de 2008, PNBV firmó un acuerdo de préstamos offshore con Société Générale por el monto de US$85, con intereses del 5,10% a.a. y un plazo de cinco años.

·

Además, el 24 de enero de 2008, PNBV firmó un préstamo relacionado a proveedores offshore con el Banco Bilbao Vizcaya Argentaria S.A. por un monto de US$100, con intereses del 3,96% a.a. y un plazo de cuatro años.

·

PNBV contrató una línea de crédito de hasta US$200 con el Santander Overseas Bank. Inc - SANTANDER. El 25 de junio de 2008, la subsidiaria utilizó los fondos disponibles. El plazo inicial de la línea de crédito es de un año, renovable por el monto total por un plazo de hasta tres años, con intereses del 4,12% a.a. F-53

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12. Financiaciones (Continuación) (c) Préstamos a Petrobras Netherlands BV (“PNBV”) (Continuación) ·

PNBV contrató financiación con el Banco BNP Paribas por un valor de US$204, incluyéndose el seguro de riesgo político y comercial de SACE S.P.A. por un monto de US$4. Se pagaron gastos contractuales por un valor de US$1. El plazo de vencimiento será de 12 años y la tasa de interés contratada fue del 2,60% a.a. Contrató también financiación con Export Development Canadá (EDC) y Sumitomo Mitsui Banking Corporation (SMBC), Mizuho Corporate Bank Ltd. (MHCB) y The Bank of Tokyo-Mitsubishi Ufj Ltd. (BMTU), por un valor de US$500 (descontados gastos de préstamo de US$ 2) y ¥75.142 millones, equivalentes a US$837 (los gastos de préstamo y seguro ascienden a ¥3.730 millones, equivalentes a US$41), con un plazo de vencimiento de 12 y 10 años. Las tasas de interés contratadas fueron del 4,74% a.a y del 1,59% a.a, respectivamente. La financiación con el BNP se destina a la financiación de gastos corporativos de PNBV. Las demás financiaciones se destinan a la liquidación de contratos de mutuo con Braspetro Oil Services Company (Brasoil). Adicionalmente, PNBV renovó, el 03 de octubre y el 1º de diciembre de 2008, líneas de crédito contratadas con el Santander Overseas Bank, Inc - SANTANDER, por valores de US$75 y US$200, cuyo plazo de vencimiento será de un año, pudiendo renovarse totalmente por otro año más y parcialmente por el plazo final de seis años. Las tasas de interés contratadas fueron del 3,62% a.a. y del 3,11% a.a., respectivamente.

(d) Títulos - PESA El 07 de mayo de 2007, Petrobras Energía S.A. (PESA), uma compañía indirectamente controlada por Petrobras, emitió títulos por un valor de US$300 con vencimiento a 10 años y un interés del 5,875% a.a. El interés se pagará semestralmente y el principal se pagará en una única cuota en el vencimiento. La emisión se realizó en el mercado argentino y en el mercado internacional. (e) Proyecto de construcción de la Plataforma P-56 El 30 de octubre de 2007, Petrobras firmó un acuerdo con el FSTP Consortium (Keppel Fels y Technip) para la construcción de la plataforma semi-submergible P-56 para permitir la anticipación de la producción en el Módulo 3 del campo de Marlim Sul, por un valor aproximado de US$677 (R$1.200 millones), incluyendo los servicios de ingeniería, abastecimiento, construcción y montaje (casco y planta de procesamiento) de la plataforma. F-54

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12. Financiaciones (Continuación)

(f) Contrato de línea de crédito para financiación de exportaciones El 03 de octubre de 2007, Petrobras contrató una financiación de US$282 con el Banco do Brasil. La operación se viabilizó por medio de la emisión de una Nota de Crédito a la Exportación - NCE, que tiene como finalidad exclusiva aumentar las exportaciones de ethanol de Petrobras, llevando en consideración las perspectivas futuras de crecimiento de los negocios con biocombustibles, según se destaca en la planificación estratégica de la Compañía. Esta operación señala el retorno de Petrobras como tomadora de recursos en el mercado nacional y se negoció con las condiciones siguientes: ·

Plazo: 2 años con liquidación de principal e intereses al final;

·

Tasa de interés: el 96,2% del CDI;

·

Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades;

·

Exención de IOF; y

·

Dispensa de garantías.

El 17 y el 26 de marzo de 2008, Petrobras contrató una financiación de US$435 y US$289, respectivamente, con el Banco do Brasil. La operación se viabilizó por medio de la emisión de Nota de Crédito a la Exportación - NCE, cuya finalidad exclusiva es aumentar las exportaciones de ethanol de Petrobras, llevando en consideración las perspectivas futuras de crecimiento de los negocios de biocombustibles, según se destaca en la planificación estratégica de la Compañía. Esta operación se negoció con las condiciones siguientes: ·

Plazo: 2 años y 3 años con liquidación de principal e interés al final;

·

Tasa de interés: el 95% del CDI;

·

Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades;

·

Exención de IOF mediante comprobación de las operaciones de exportación; y

·

Dispensa de garantías.

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12. Financiaciones (Continuación) (f) Contrato de línea de crédito para financiación de exportaciones (Continuación) El 04 y el 11 de abril de 2008, Petrobras contrató financiación de US$234 y US$948, respectivamente con el Banco do Brasil. La operación se viabilizó por medio de la emisión de Notas de Crédito a la Exportación - NCE, cuya finalidad es aumentar las exportaciones de petróleo y derivados de la Compañía. Esta transacción se liquidó anticipadamente el 23 de diciembre de 2008 y fue recontratada por el mismo monto inicialmente negociado en Reales (US$171 y US$685, respectivamente), y que se negoció con las condiciones siguientes: ·

Plazo: 12 de enero de 2011, con interés pagadero semestralmente y liquidación del principal al final del plazo;

·

Tasa de interés: el 108,20% del CDI + Flat Fee de 2% (pagamento el 9 de enero de 2009);

·

Cláusula de pre-pago a partir de 180 días del saque sin penalidades;

·

Exención de IOF mediante comprobación de las operaciones de exportación; y

·

Dispensa de garantías.

(g) Contratos de Adelanto de Contrato de Cambio - ACC El 23 de octubre de 2008, Petrobras negoció un Adelanto de Contrato de Cambio-ACC con el Banco do Brasil por un monto de US$300. Este adelanto se negoció con las condiciones siguientes: ·

Plazo: 179 días, con vencimiento el 20 de abril de 2009;

·

Tasa de interés: el 6,30% a.a. con pago el 20 de abril de 2009; y

·

Exención de IOF (Tasa sobre Operaciones Financieras) e Impuesto a la Renta (IR) siempre y cuando se realice la exportación.

El 03 de diciembre de 2008, Petrobras negoció un Adelanto de Contrato de Cambio-ACC con Bradesco por un monto de US$200. Este adelanto se negoció con las condiciones siguientes: ·

Plazo: 360 días, con vencimiento el 28 de noviembre de 2009; F-56

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12. Financiaciones (Continuación) (g) Contratos de Adelanto de Contrato de Cambio – ACC (Continuación) ·

Tasa de interés: el 6% a.a. con pago el 28 de noviembre de 2009;

·

Exención de IOF (Tasa sobre Operaciones Financieras) e Impuesto a la Renta(IR) siempre y cuando se realice la exportación; y

·

Cláusula de anticipación, observando la legislación cambiaria y pago de los costos inherentes a la anticipación.

(h) Contratación de Cédula de Crédito Bancario El 31 de octubre de 2008, Petrobras negoció un préstamo (Cédula de Crédito Bancario) con la Caixa Econômica Federal - CEF, por el monto de US$1.057. El objetivo del préstamo es reforzar el capital de trabajo de la Compañía. Esa operación se negoció con las condiciones siguientes: ·

Plazo: 180 días, principal y cargas con amortización única al final del plazo;

·

Tasa de interés: el 104% del CDI Over;

·

Incidencia de IOF; y

·

Cláusula de amortización extraordinaria y liquidación anticipada. En cualquier momento, la Compañía podrá hacer pagos extraordinarios para amortizar la deuda, así como efectuar la liquidación anticipada.

El 22 de diciembre de 2008, Petrobras negoció con la Caixa Econômica Federal - CEF un término de aditamento y novación de la Cédula de Crédito Bancario por el monto de US$677. Esa operación se negoció con las condiciones siguientes: ·

Plazo: 760 días, con pago de las cargas trimestralmente y del principal al final del plazo;

·

Tasa de interés: el 110% del CDI Over;

·

Incidencia del IOF; y

·

En razón del préstamo adicional y del pago de las cargas financieras del préstamo concedido anteriormente, las partes consolidaron el valor total de US$1.543.

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12. Financiaciones (Continuación) (i) Programa de Modernización y Expansión de la Flota (PROMEF) En 2007, Transpetro firmó contratos de compra y venta condicionadas con tres astilleros nacionales para la construcción de 23 navíos petroleros, por un valor de US$2.232. La captación de esos fondos se realizó con el BNDES con las siguientes condiciones: Navíos Cant. 10 5 4 4

Tipo Suezmax Aframax Tank /Product Panamax

US$ Astillero Estaleiro Atlântico Sul S.A. Estaleiro Atlântico Sul S.A. Estaleiro Mauá - Petro UM S.A. EISA - Estaleiro Ilha S.A.

Valor Tasa de interés 1.054 542 TJLP + 2,5% a.a. 270 366

Plazo 20 años y período de gracia de 48 meses contados a partir del 1er saque

En el período de julio a diciembre de 2008, Transpetro efectuó los pagos referentes a los adelantos por un total de US$7, siendo: ·

US$6 Fondos financiados BNDES/Transpetro (el 36% del precio del navío);

·

US$1 Fondos propios de Transpetro (el 5% del precio del navío).

El Astillero Atlântico Sul registró, durante el ejercicio de 2008, operaciones financieras por un valor total de US$72, cuya financiación con el BNDES se traspasará a Transpetro, después de la firma del “TÉRMINO DE ENTREGA Y ACEPTACIÓN” del navío, distribuida conforme se muestra a continuación: ·

US$8 Fondos propios de astillero (el 8% del precio del navío);

·

US$64 Recursos financiados por BNDES/Astillero (el 46% del precio del navío).

(j) Emisión de debentures El 2 agosto de 2006, la Asamblea General Extraordinaria de Alberto Pasqualini REFAP S.A., una subsidiaria de la Compañía aprobó el valor de la emisión privada de debentures simples, nominales y escriturales por un monto de US$391. Las debentures fueron emitidas con el objetivo de la ampliación y modernización del parque industrial de REFAP y para aumentar su capacidad de procesamiento de petróleo de 20.000 m³/dia para 30.000 m³/dia, además de aumentar la parte de petróleos nacionales procesada. La emisión presentó las siguientes características: plazo de emisión hasta el 30 de diciembre de 2006, y amortización de 96 meses más seis meses de período de gracia; el 90% de las debentures serán suscriptas por el BNDES con intereses de Tasa de Interés a Largo Plazo +3,8% a.a.; y el 10% de las debentures serán suscriptas por el BNDES Participações S.A. (BNDESPAR) con intereses de la cesta de monedas del BNDES + 2,3% a.a.. F-58

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12. Financiaciones (Continuación) (j) Emisión de debentures (Continuación) El 08 de septiembre de 2006, se firmó el contrato de Financiación, con la liberación de la primera cuota de los recursos por un monto de US$278. El 19 de diciembre de 2006, se puso a disposición el monto restante de US$113. En mayo de 2008, REFAP efectuó una segunda emisión con características similares y con el valor total de US$217, habiendo captado US$23 en 2008. El saldo al 31 de diciembre de 2008 totalizaba US$314, siendo US$52 en el pasivo corriente. (k) Captaciones de fondos para el segmento internacional En el ejercicio de 2008, las subsidiarias de Petrobras en el exterior captaron recursos por un monto equivalente a US$1.181, básicamente para financiar el capital de trabajo y proyectos asociados a las actividades de explotación y producción de petróleo y gas. Las captaciones más significativas fueron realizadas por las siguientes empresas, subsidiarias indirectas de Petrobras: Refinaria Nansei Sekiyu K.K. – Realizó captaciones de corto plazo por un monto total de US$472, por medio de Sumitomo Mitsui Bank, Mizuho Bank, Bank Tókio of Mitsubishi y Development Bank Japan, con vencimiento promedio de 320 días y tasa promedio del 1,09% a.a. + spread del 0,5% a.a. al 1,0% a.a. y captaciones de largo plazo por el monto de US$7, básicamente para financiar el capital de trabajo de la empresa; Petrobras Energia S.A. – Realizó captaciones de largo plazo por un monto de US$ 44 y de corto plazo por el monto de US$ 353 por medio del Banco HSBC, Banco Rio, Itaú, BBVA, Banco Ciudad, ABN Amro Bank, Banco do Brasil y Banco Santander, teniendo como principal modalidad operaciones de adelantos en contractos de exportación (ACC) y contratos de cambio (ACE), con el objetivo del mantenimiento del capital de trabajo de la compañía y reposición de bienes de cambio. Las operaciones de largo plazo tienen como vencimiento final el año 2015, y su tasa promedio de interés es del 6% a.a. al 10% a.a. P&M Drilling captó recursos de largo plazo por medio de Sumitomo Mitsui Banking, por un monto de US$ 98 con vencimiento en 2010. Las tasas de interés contratadas varían del 3,625% a.a. al 3,9375% a.a. y su finalidad es financiar la construcción del navío sonda PETROBRAS 10000.

F-59

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12. Financiaciones (Continuación) (l) Garantías y compromisos Las instituciones financieras en el exterior no requieren garantías de Petrobras. Las financiaciones concedidas por el BNDES - Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social están garantizadas por los bienes financiados. En el marco del contrato de garantía emitido por el Gobierno Federal en favor de Agencias Multilaterales de Crédito, motivado por las financiaciones captadas por TBG, se firmaron contratos de contragarantías, teniendo como firmantes el Gobierno Federal, TBG, Petrobras, Petroquisa y el Banco do Brasil S.A., en los cuales TBG se compromete a vincular sus ingresos a favor del Tesoro Nacional hasta la liquidación de las obligaciones garantizadas por el Gobierno Federal. Esta deuda tenía un saldo pendiente de US$292 y US$330 al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente. En garantía de los debentures emitidos, Refap tiene una cuenta de inversiones de corto plazo (depósitos bancarios vinculados a operaciones de crédito), vinculada a la variación del Certificado de Depósito Interbancario - CDI. REFAP debe mantener tres veces el valor de la suma de la última cuota vencida de amortización del principal y cargas relacionadas. Los acuerdos de deuda de la Compañía contienen compromisos referentes, entre otros aspectos, a la provisión de información; informes contables; conducta de negocio; mantenimiento de la existencia corporativa; mantenimiento de las aprobaciones gubernamentales; cumplimiento de las leyes aplicables; mantenimiento de los libros y registros; mantenimiento del seguro; pago de impuestos y reclamaciones; y notificación de ciertos eventos. Los acuerdos de deuda de la Compañía también contienen acuerdos negativos, incluyéndose, pero sin limitarse a ellos, limitaciones sobre el endeudamiento; limitaciones sobre los gravámenes; limitaciones sobre transacciones con afiliadas; limitaciones sobre la disposición de los activos; limitación sobre las consolidaciones, fusiones, ventas y/o cesiones; restricciones de pignoración negativa; cambio en limitaciones de propiedad; ranking; uso de las limitaciones de utilidad; y coberturas a créditos requeridos. La administración de Petrobras afirma que la Compañía cumple con las cláusulas estipuladas en los acuerdos de deuda. Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, Gaspetro había asegurado ciertas debentures emitidas para financiar la compra de los derechos de transporte en el oleoducto Bolivia/Brasil con 3.000 acciones de su participación en TBG, una subsidiaria de Gaspetro a cargo de la operación del oleoducto.

F-60

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12. Financiaciones (Continuación) (m) Líneas de crédito Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Compañía había utilizado por completo todas las líneas de crédito disponibles para la compra de importaciones. Las líneas de crédito pendientes al 31 de diciembre de 2008 y 2007 eran de US$1.132 y US$1.351, respectivamente. Las líneas de crédito están incluidas en la deuda a corto plazo y largo plazo.

13. Ingresos (Gastos) Financieros, Netos Los gastos y ingresos financieros y las variaciones monetarias y cambiarias sobre activos y pasivos monetarios netos, apropiados al resultado de los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 se muestran a continuación: Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2008 2007 2006 Gastos financieros Préstamos y financiaciones Financiación de proyectos Intereses capitalizados Arrendamiento mercantil Pérdidas sobre instrumentos derivados (Nota 20) Pérdidas en títulos recomprados Otros Ingresos financieros Inversiones Clientes Títulos gubernamentales Adelantos a proveedores Ganancias sobre instrumentos derivados (Nota 20) Otros Variación monetaria y cambiaria

F-61

(1.320) (314) 1.450 (41) (425) (35) (163) (848)

(1.258) (608) 1.703 (79) (267) (38) (130) (677)

(1.076) (370) 1.001 (105) (481) (160) (149) (1.340)

639 129 78 22 636 137 1.641 1.584 2.377

824 231 70 26 119 280 1.550 (1.455) (582)

566 231 79 27 38 224 1.165 75 (100)

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14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE`s”) La Compañía ha utilizado financiaciones de proyectos para proveer capital para el desarrollo continuo de sus operaciones la exploración y producción y de proyectos similares. Las SPEs relacionadas con las financiaciones de proyectos se consolidan según el FIN 46(R). La Compañía es la principal beneficiaria de las SPEs debido a las disposiciones de arrendamiento financiero. Las SPEs son las arrendadoras y la Compañía es el arrendatario. A la conclusión del plazo de arrendamiento, la Compañía tendrá la opción de comprar los activos arrendados o todas las acciones ordinarias de las SPEs. Todos los riesgos asociados con el uso y el desarrollo de los activos arrendados son responsabilidad de la Compañía. Los pagos de la Compañía financian la deuda de las VIES con terceros y los retornos sobre el patrimonio. La participación variable de la compañía en estas SPEs, el acuerdo de arriendo financiero, absorberá la mayor parte de las pérdidas esperadas y recibirá la mayor parte de los retornos residuales esperados. La responsabilidad de la Compañía con relación a estos contratos es completar el desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas, operar los campos, pagar por todos los gastos operativos relativos a los proyectos y remitir una porción de las utilidades netas generadas a partir de los yacimientos para apoyar financieramente las compañías de propósito específico en los pagos referentes a deudas y el retorno sobre el patrimonio. Al concluir el plazo de cada proyecto de financiación, la Compañía tendrá la opción de comprar los activos arrendados o transferidos de la entidad de propósito específico consolidada. A continuación se resumen los pasivos referentes a proyectos que estaban en curso al 31 de diciembre de 2008 y 2007: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Transportadora Gasene Transportadora Urucu Manaus (1) CDMPI – PDET On Shore PDET Off Shore Charter Development - CDC (3) Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos – CLEP (2) Barracuda/Caratinga Cabiúnas Otros Títulos recomprados (2) Porción corriente de las financiaciones de proyectos

F-62

1.640 1.073 904 887 765 751 602 524 398 (749) 6.795 (1.780) 5.015

1.212 1.008 510 889 760 859 1.004 666 226 (856) 6.278 (1.692) 4.586

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE`s”) (Continuación) (1) Codajás consolida Transportadora Urucu - Manaus S.A. que es responsable por el Proyecto Amazonia. (2) Al 31 de diciembre de 2008 y 31 de diciembre de 2007, la Compañía tenía montos invertidos en el exterior en un fondo de inversiones exclusivos que mantienen títulos de la deuda de algunas de las SPEs que la Compañía consolida según el FIN 46(R), por un monto total de US$749 y US$856, respectivamente. Se considera que eses títulos ya no existen y que, por lo tanto, los montos y el interés correspondiente no fueron presentados bajo el rubro financiación de proyectos. (3) Charter Development - CDC es responsable por Marlim Leste (proyecto P-53).

La compañía ha recibido ciertos anticipos por US$316 los cuales se encuentran registrados como pasivos de financiaciones de proyectos y están relacionados con activos bajo acuerdos con inversores, los cuales se encuentran incluidos en el saldo de bienes de uso. Esos montos de activo y pasivo se presentan por el valor bruto dado que el pasivo sólo puede ser liquidado a través de la entrega del activo totalmente construido. Al 31 de diciembre de 2008, la porción a largo plazo de las financiaciones de proyectos vence en los siguientes años: 2010 2011 2012 2013 2014 2015 y en adelante

529 878 335 335 384 2.554 5.015

Al 31 de diciembre de 2008, los montos relativos a salidas de efectivo por compromisos asumidos relacionados con financiaciones de proyectos estructurados consolidados se presentan a continuación: Transportadora Gasene REVAP Codajás Charter Development – CDC

569 200 123 76 968

F-63

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14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”) (Continuación) La tabla siguiente resume los proyectos, sus objetivos, las garantías y las inversiones estimadas para cada proyecto: SPE / Inversión estimada

Principales garantías

Objetivo

Barracuda y

A efectos de posibilitar el desarrollo

Garantía

Caratinga

de la producción de los campos de

proporcionada por

Barracuda y Caratinga de la Cuenca

Brasoil para cubrir

de Campos. La SPE Barracuda y

las exigencias

Caratinga Leasing Company B.V.

financieras de

(BCLC)

BCLC.

es

responsable

por

la

PP&E Fase actual En operación

US$1.386

constitución de todos los activos US$3.100

(pozos,

equipos

submarinos

y

unidades de producción) que requiere el

proyecto,

siendo

también

propietarias de los mismos. Marlim

US$1.500

Consorcio con Companhia Petrolífera

El 70% de la

En operación. El

Marlim (CPM), que le pone a

producción del

ejercicio

disposición de Petrobras equipos

campo limitado a

opción de compra

submarinos

720 días.

de MarlimPar por

de

producción

de

petróleo en el campo de Marlim.

de

la

Petrobras se espera para

el

primer

trimestre de 2009. Nova Marlim

US$834

Consorcio con NovaMarlim Petróleo

El 30% de la

S.A. (NovaMarlim) que le pone a

producción del

disposición de Petrobras equipos

campo limitado a

submarinos

de

720 días.

petróleo

le

y

producción reembolsa

de

costos

operativos surgidos de la operación y manutención de los activos del campo, por medio de un adelanto ya hecho a Petrobras.

F-64

En operación.

US$313

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14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”) (Continuación) SPE / Inversión estimada CLEP

US$1.250

Principales garantías

Objetivo Companhia

Locadora

de

Prepago de

Equipamentos Petrolíferos - CLEP

arrendamiento si

pone

los ingresos no

a

disposición

activos

PP&E Fase actual

vinculados con la producción de

llegan a cubrir los

petroleo ubicados en la Cuenca de

pasivos pagaderos

Campos, a través de contrato de

a los

arrendamiento con plazo de 10 años

financiadores.

En operación.

US$860

En operación.

US$873

NTN:

y al término del cual Petrobras tendrá derecho de adquirir las acciones de SPE o los activos del proyecto.

PDET

US$1.180

PDET Offshore S.A. es la futura

Se

propietaria de los activos del

garantía todos los

darán

en

proyecto, tendiente a mejorar la

activos

infraestructura de transferencia del

proyecto.

del

petróleo producido en la Cuenca de Campos a las refinerías de petroleo de la Región Sudeste de Brasil y a exportación.

Los

activos

se

arrendarán

posteriormente

a

Petrobras hasta 2019. Malhas -

Consorcio formado por Transpetro,

Pagos previos por

Ha

(NTN/NTS)

Transportadora Associada de Gás

capacidad

de

operando desde el

(TAG),

transporte

para

1º. de enero de

eventuales

2006. El tramo del

US$1.110

antigua

Transportadora

estado

US$722

Nordeste Sudeste (TNS), Nova

cubrir

Transportadora do Sudeste (NTS) y

faltas de efectivo del

gasoducto

NTS:

Nova Transportadora do Nordeste

consorcio.

Campinas-Rio fue

US$931

(NTN). NTS y NTN suministran

concluido el 18 de

activos

mayo

relacionados

con

el

de

2008,

transporte del gas natural. TAG

mientras

(subsidiaria totalmente controlada

tramo

por Gaspetro) suministra activos

Carmópolis está en

que

su etapa final.

ya

han

sido

constituidos

anteriormente. Transpetro es la operadora del gasoducto.

F-65

que

el

Catu-

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14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”) (Continuación) SPE / Inversión estimada

Principales garantías

Objetivo

PP&E Fase actual

CDMPI

El objetivo del proyecto es

Pagos anticipados de

Fase

(Modernización

aumentar la capacidad de la

arrendamiento

construcción

de Revap)

refinería Henrique Lage (Revap)

cubrir

de

deficiencias

procesar

petróleo

pesado

nacional, ajustar el diesel por

para

de

eventuales de

efectivo de CDMPI.

ella producido a las nuevas especificaciones

nacionales

y

reducir la cantidad de emisión de US$1.200

contaminantes. Para tal objetivo, se

creó

la

SPE

Cia.

De

Desenvolvimento

e

Modernização Industriais

de

–

construirá

y

Petrobras

una

Coquización

Plantas

CDMPI,

que

arrendará

para

unidad

de

Retardada,

una

unidad de Hidrotratamiento de Nafta de Coque relacionadas

y unidades para

seren

instaladas en esta Refinería. El Directorio

ha

autorizado

un

aumento de las inversiones por un valor de US$300. Cabiúnas

US$850

Proyecto tendiente a aumentar el

Pignoración de 10,4

transporte de la producción de gas

mil millones m3 de

de la Cuenca de Campos. Cayman

gas.

Cabiunas (CCIC)

Investment suministra

Co. activos

Ltd. a

Petrobras bajo un acuerdo de leasing internacional.

F-66

En operación.

US$328

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14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”) (Continuación) SPE / Inversión estimada

Gasene

US$3.000

Principales garantías

Objetivo

Fase actual

de

PP&E

Transportadora Gasene S.A. es la

Pignoración

responsable por la construcción y

derechos crediticios.

Financiación a largo plazo firmada con el

futura propietaria de gasoductos de

Pignoración de las

BNDES en diciembre

transporte de gas natural con

acciones de SPE.

de

2007,

por

un

extensión total de 1,4 mil km y

monto equivalente a

capacidad de transporte de 20

US$

2.500,

millones de metros cúbicos por día,

incluyendo

fondos

conectando

transferidos del China

el

Terminal

de

Cabiúnas en Rio de Janeiro hasta la

Development

ciudad de Catu, en Bahia.

(CDB) por un monto

Bank

de US$ 750.

Un

préstamo obtenido del Fondo SPC del BB de hasta US$452 para la construcción

del

gasoducto

con

la

emisión de US$210 en notas promissorias en octubre de 2006 y de

US$100

en

diciembre de 2008. El primer tramo del proyecto Gasene – el gasoducto Vitoria

Cabiúnas está

operación

en desde

noviembre de 2008, mientras

que

el

segundo

tramo,

el

gasoducto CacimbasCatu está en fase de construcción.

F-67

US$595

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14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”) (Continuación) SPE / Inversión estimada

Objetivo

Principales garantías

Fase actual

Marlim Leste

Para desarrollar la producción

Todos los activos del

La construcción de la

(Proyecto P-53 -

del campo de Marlim Leste,

proyecto

plataforma

fue

CDC)

Petrobras utilizará una Unidad

concedidos en garantía

concluida

en

de

US$1.800

Producción

serán

PP&E

Estacionaria

septiembre de 2008.

(UEP) P-53, que se fletará de

El proyecto está en

Charter

operación

Development

compañía

constituida

LLC, en

el

US$1.290

desde

noviembre de 2008.

estado de Delaware, en EEUU. El contrato de fletamento, bajo la modalidad casco desnudo (Bare Boat Charter), se firmará por un período de 15 años, contados a partir de la fecha de su celebración. Amazônia

Desarrollo de un proyecto en el

Pignoración de

Se

(Codajás)

área de Gas y Energía que

derechos crediticios.

financiación a largo

incluye la construcción de un gasoducto

de

385

km

de

extensión entre Coari y Manaus y US$1.400

la

construcción

firmó

una

plazo por un monto de Pignoración

de

acciones de SPE.

las

US$1.406

con

el

BNDES en diciembre

de

un

de 2007. Un préstamo

km

de

obtenido del Fondo

extensión entre Urucu y Coari,

SPC del BB de hasta

ambos bajo la responsabilidad

US$565 para el cual

de

se ya han emitido

GLPducto

de

285

Transportadora

Urucu-

Manaus S.A.; y construcción de

US$415

una termoeléctrica, en Manaus,

promissorias.

con capacidad de 488 MW, a

gasoducto

de

través

está

fase

de

Companhia

de

en

en

Geração Termelétrica Manauara

construcción,

S.A.

mientras

que

notas El LPG de las

líneas de ramales de Aparecida

y

Mauá

están en la fase de contratación.

F-68

US$1.362

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14. Financiaciones de Proyectos - (Sociedades de Propósito Específico – “SPE's”) (Continuación) SPE / Inversión estimada Mexilhão

US$756

Principales garantías

Objetivo Construcción de una plataforma (PMXL-1) de producción de gas natural en los Campos de Mexilhão y Cedro, en la cuenca de Santos, Estado de São Paulo, a través de la Companhia Mexilhão do Brasil (CMB), responsable por la captación de los recursos necesarios para construcción de la referida plataforma. Después de construída, la PMXL-1 será arrendada a Petrobras, poseedora de la concesión para exploración y producción de los referidos campos.

Fase actual

A definir.

Obtención de fondos

PP&E US$503

a corto plazo, por un valor de hasta US$516 por medio de la emisión de notas promisorias adquiridas por el Fondo BB. Obtención de financiación a corto plazo por el monto de US$226 en diciembre de 2008, adquirida del BNDES. La construcción de los activos está en curso.

Albacora

US$170

Albacora/ Petros US$240

PCGC

US$134

Consorcio entre Petrobras y Albacora Japão Petróleo Ltda. (AJPL), que le pone a disposición de Petrobras activos de producción de petróleo del campo de Albacora en la Cuenca de Campos.

US$45 Pignoración

de

los

En operación.

Pignoración de activos.

En operación.

Pago

En operación.

activos

Consorcio entre Petrobras y Fundación PETROS de Seguridad Social, que le pone a disposición de Petrobras fondos para financiar activos de producción de petróleo del campo de Albacora en la Cuenca de Campos. Companhia de Recuperação Secundária (CRSec) le pone a disposición de Petrobras activos a seren utilizados en los campos de Pargo, Carapeba, Garoupa, Cherne y otros a través de contrato de arrendamiento que prevé pagos mensuales.

adicional

de

arrendamíento si

los

ingresos

son

no

suficientes para cubrir los

pagos

prestadores.

F-69

a

los

US$41

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15. Obligaciones de Arrendamientos de Capital La Compañía arrienda ciertas plataformas marítimas y buques, que se contabilizan como arrendamiento de capital. Al 31 de diciembre de 2008, los activos bajo arrendamiento de capital tenían un valor contable neto de US$679 (US$875 al 31 de diciembre de 2007). A continuación se detalla un cronograma por año de los pagos mínimos futuros por arrendamiento al 31 de diciembre de 2008: 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 en adelante Pagos futuros de arrendamiento estimados

271 230 99 31 6 6 18 661

Menos el monto que representa interés del 6,2% al 12,0% anual

(66)

Valor presente de los pagos mínimos por arrendamiento Menos la porción corriente de obligaciones de arrendamiento de capital Porción de largo plazo de obligaciones de arrendamiento de capital

F-70

595 (251) 344

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16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (a) Saldos de los beneficios de empleados posteriores a la jubilación Los saldos relativos a Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación se representan de la siguiente forma: Al 31 de diciembre de 2008

31 de diciembre de 2007

Beneficios Beneficios

de asistencia

de pensión

médica

Beneficios Beneficios de asistencia Total de pensión

médica

Total

Pasivo corriente: Plan de beneficio definido Plan de contribución variable

176

224

400

230

259

489

92

-

92

134

-

134

268

224

492

364

259

623

1.786

4.001

5.787

4.678

6.639

11.317

2.054

4.225

6.279

5.042

6.898

11.940

253

(404)

(151)

2.177

1.406

3.583

95

-

95

162

-

(118)

137

19

(795)

230

(267)

(37)

Obligaciones por beneficios proyectados de empleados posteriores a la jubilación Pasivo no corriente: Plan de beneficio definido Obligaciones por beneficios proyectados de empleados posteriores a la jubilación

Patrimonio neto – Otras utilidades integrales acumuladas: Plan de beneficio definido Plan de contribución variable Efecto impositivo

162

(478)

(1.273)

928

2.472

Saldo neto contabilizado en el patrimonio neto

1.544

(b) Plan de pensión - Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros La Fundação Petrobras de Seguridade Social (Petros) fue establecida por Petrobras como una entidad privada de pensión legalmente independiente sin fines de lucro con autonomía administrativa y financiera. El plan Petros es un plan de pensión de contribución de beneficio definido creado por Petrobras en julio de 1970, para complementar los beneficios de pensión referentes a la seguridad social de los empleados de Petrobras y sus subsidiarias Brasileñas y compañías filiales. El Plan Petros está cerrado para los nuevos empleados del sistema Petrobras admitidos a partir de septiembre de 2002 y, a partir del 1º de julio de 2007, la Compañía lanzó un nuevo plan privado de pensión, el Plan Petros 2. F-71

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16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (b) Plan de pensión - Fundação Petrobras de Seguridade Social – Petros (Continuación) Para tener fondos para alcanzar sus objetivos, Petros recibe contribuciones mensuales de las compañías patrocinadoras y de los participantes jubilados. Con los recientes ajustes regulatorios del Plan Petros, éste recibe ahora de las empresas patrocinadoras, en lugar del 12,93% que hasta ahora se descontaba de la nómina de pagos de los empleados que son miembros del plan, contribuciones regulares en montos iguales a las contribuciones de los empleados y de los empleados jubilados, de igual forma, siendo que tales montos representan, en promedio, el 12% de la nómina de pagos participante. Además Petros recibe fondos referentes a los ingresos generados por las inversiones de estas contribuciones. La política de fondos de la Compañía tiene el objetivo de hacer contribuciones al plan anualmente de la cuantía determinada por cálculos actuariales. En el año calendario de 2008, los beneficios pagados ascendieron a US$932 (US$835 en 2007). El pasivo de la Compañía relativo a los beneficios futuros para los participantes del plan se calcula sobre bases anuales por un actuario independiente, basado en el método de Crédito de Unidad Proyectada. Los activos que garantizan el plan de pensión se presentan como una reducción a los pasivos actuariales netos. Las pérdidas y ganancias actuariales generadas por las diferencias entre los valores de las obligaciones y activos calculados con base en proyecciones y premisas actuariales son, respectivamente, incluidas o excluidas del cálculo del compromiso actuarial neto y registrado como “Ajustes de reservas de beneficios post-jubilación netos de impuestos costo de pensión”, en el patrimonio neto. Las ganancias y pérdidas actuariales se amortizan durante el período de servicio promedio restante de los empleados activos de aproximadamente 8 años al 31 de diciembre de 2008, de acuerdo con el procedimiento establecido por SFAS 87. La relación entre las contribuciones realizadas por los patrocinadores y por los participantes del Plan Petros, considerando sólo las atribuibles a la Compañía y subsidiarias en los ejercicios de 2008 y 2007 fue de 1,00 to 1,00. La mejor estimación de la Compañía de contribuciones que se espera pagar en 2009 en relación al plan de pensión es de aproximadamente US$238, la expectativa de total de beneficios a seren pagos en 2009 es de US$923. De acuerdo con la Enmienda Constitucional No. 20, la computación de cualquier déficit en el plan de beneficio definido, de acuerdo con el método actuarial del plan actual (que es diferente del método definido en SFAS 87), debe ser igualmente compartido entre el patrocinador y los participantes, a través de un ajuste en las contribuciones normales.

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16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (b) Plan de Pensión - Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros (Continuación) El 23 de octubre de 2008, Petrobras y las subsidiarias patrocinadoras del Plan Petros, entidades sindicales y Petros firmaron un Término de Compromiso Financiero, después de la homologación judicial realizada el día 25 de agosto de 2008, para cubrir obligaciones con planes de pensión por un monto de US$2.483 actualizado retroactivamente al 31 de diciembre de 2006 por el Índice de Precios al Consumidor Ampliado (IPCA) + 6% a.a, que se pagará en cuotas semestrales con intereses del 6% a.a. sobre el saldo deudor, actualizados por el IPCA, en los próximos 20 años, conforme previamente establecido en el proceso de repactación. En la misma fecha, Petrobras utilizó el saldo de títulos gubernamentales por un valor de US$623 (US$670 al 31 de diciembre de 2007), para liquidar parte de las obligaciones con el Plan Petros, conforme establecido en el Término de Compromiso Financiero. Al 31 de diciembre de 2008, el saldo de la obligación de Petrobras y sus subsidiarias en relación al Término de Compromiso Financiero era de US$1.850, del cual el monto de US$36 vence en 2009. La obligación por parte de la Compañía, por intermedio del Término de Compromiso Financiero, representa una contrapartida a las concesiones realizadas por los participantes/beneficiarios del Plan Petros en la alteración del reglamento del plan, en relación a los beneficios y en el cierre de litigios existentes. Al 31 de diciembre de 2008, Petrobras tenía Notas del Tesoro Nacional a largo plazo, en el monto de US$1.608 (US$1.907 al 31 de diciembre de 2007), adquiridas como contrapartida a pasivos con Petros, que se mantendrán en la cartera de la Compañía como garantía del Término de Compromiso Financiero. A partir del 1º de julio de 2007, la Compañía inplantó un nuevo plan de pension complementaria, denominado Plan Petros 2, en la modalidad de Contribución Variable (CV) o mixto, para los empleados sin plan de pensión complementaria. La parte de este plan con característica de beneficio definido se refiere a la cobertura de riesgo para invalidez y muerte, garantía de un beneficio mínimo y renta vitalicia y los compromisos actuariales relacionados se han registrado de acuerdo con el método de la unidad de crédito proyectada. La parte del plan con característica de contribución definida destinada a la formación de reserva para jubilación programada, se ha reconocido en el resultado del ejercicio a medida que las contribuciones van siendo efectuadas. En el ejercicio de 2008, la contribución de Petrobras y sus subsidiarias para la parte de contribución definida de este plan fue de US$267.

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16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (b) Plan de Pensión - Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros (Continuación) Petrobras y los otros patrocinadores asumieron completamente las contribuciones correspondientes al período en que los participantes no tenían plan. Este servicio pasado considerará el período a partir de agosto de 2002, o a partir de la fecha de la contratación, hasta el día 29 de agosto de 2007. El plan continuará a admitir nuevos participantes después de esa fecha, pero no incluirá más el pago del servicio pasado. Los desembolsos relacionados al costo del servicio pasado se realizarán, mensualmente, durante el mismo número de meses en que el participante estuvo sin plan, debiendo, por lo tanto, cubrir la parte relativa a los participantes y patrocinadoras. Activos del plan Los activos del plan se invierten principalmente en títulos del gobierno, fondos de inversión, instrumentos patrimoniales y propiedades. El cuadro a continuación describe los tipos de activos del plan: Al 31 de diciembre de

Títulos del gobierno Fondos de inversión Instrumentos patrimoniales Otros

2008 Beneficios Contribucion Definidos Variable 43% 38% 92% 12% 7% 100%

8% 100%

2007 Beneficios Contribución Definidos Variable 41% 33% 100% 20% 6% 100%

100%

Petros proporcionó algunas financiaciones para la continuación del desarrollo del campo de petróleo y gas Albacora, localizado en la cuenca de Campos, clasificada como títulos de otras partes relacionadas (ver Nota 14). La cartera de inversiones del Plan Petros y del Plan Petros 2 al 31 de diciembre de 2008 estaba formada por: el 70% de renta fija con rentabilidad esperada del 7,37% a.a.; el 24% de renta variable con rentabilidad esperada del 6% a.a.; y el 6% de otras inversiones (operaciones con participantes, inmuebles y proyectos de infraestructura), con rentabilidad esperada del 8% a.a., lo que resultó en una tasa de interés promedio del 7,02% a.a.

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16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (b) Plan de pensión - Fundação Petrobras de Seguridade Social - Petros (Continuación) Activos del plan (Continuación) Los activos del plan incluyen los siguientes títulos de partes relacionadas: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Acciones ordinarias de Petrobras Acciones preferidas de Petrobas Empresas controladas por el gobierno Títulos gubernamentales Títulos de otras partes relacionadas

134 219 112 5.712 103 6.280

405 602 129 6.806 172 8.114

El Plan Petros tiene el 43% de las inversiones en títulos del gobierno, de los cuales el 94% son representados por NTN-B que por fideicomiso con la Secretaría de Pensión Complementaria se mantendrán hasta el vencimiento. c) Petrobras Internacional Braspetro B.V. - PIB BV ·

Petrobras Energía S.A. - PEPSA (incluyendo PESA) Plan de pensión de contribución definida Plan de pensión complementaria para los empleados En 2005, Petrobras Energia S.A. (Pesa) implantó este plan de adhesión voluntaria para todos los empleados que cumplían determinadas condiciones. La compañía contribue con montos equivalentes a las contribuciones realizadas por los empleados, de acuerdo con la contribución definida para cada nivel salarial. El costo del plan se reconoce de acuerdo con las contribuciones que la Compañía efectúa y que, al 31 de diciembre de 2008, era equivalente a US$3 (US$2 al 31 de diciembre de 2007).

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16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (c) Petrobras Internacional Braspetro B.V. - PIB BV (Continuación) ·

Petrobras Energía S.A. - PEPSA (incluyendo PESA) (Continuación) Plan de beneficio definido Plan “Termination Indemnity” Es un plan de beneficios por el cual los empleados que cumplen determinadas condiciones están aptos para recibir un mes de sueldo por año de trabajo en la empresa, de acuerdo con una escala decreciente, conforme los años de vigencia del plan, en el momento de su jubilación. Fondo Compensador Tienen derecho a este beneficio todos los empleados de Pesa que hayan adherido a los planes de contribuciones definidas en vigor en el transcurso del tiempo y que hayan ingresado en la Compañía antes del 31 de mayo de 1995 y tengan los años de trabajo exigidos. El beneficio se calcula complementariamente a los beneficios otorgados por estos planes y por el sistema de jubilación, de forma que la suma de los beneficios totales recibidos por cada empleado sea equivalente a lo definido en el plan. De acuerdo con lo establecido en el Estatuto de Pesa, la Compañía realiza sus aportes al fondo con base en una propuesta del Directorio a la Asamblea hasta un valor máximo equivalente al 1,5% de los resultados netos de cada ejercicio. Caso haya un valor excedente, debidamente certificado por un actuario independiente, de los fondos aportados a fideicomisos destinados a pagar los beneficios definidos otorgados por el plan, Pesa podrá disponer del referido monto, debiendo, solamente, realizar la debida comunicación al agente fiduciario.

·

BNansei Sekiyu S.A. Plan de pensión de beneficio definido La Refinería Nansei Sekiyu ofrece a sus empleados un plan de beneficios de jubilación complementaria programada en la modalidad de beneficio definido, en donde los participantes para poder obtener el beneficio debe tener como mínimo 50 años de edad y 20 años de antigüedad en la Compañía. Las contribuciones son efectuadas solamente por la patrocinadora. El plan es administrado por Sumitono Trust. F-76

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16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (d) Otros planes de contribución definida La subsidiaria Transpetro y algunas controladas de Petrobras patrocinan planes de jubilación a sus empleados, de naturaleza de contribución definida, tales como: Petroquímica Triunfo S.A. y Transportadora Brasileira Gasoduto Bolivia-Brasil (TBG). (e) Beneficios de Plan de Asistencia Médica - “Asistencia Multidisciplinaria de Salud” (AMS) Petrobras y sus subsidiarias brasileñas mantienen un plan de asistencia médica (AMS), con beneficios definidos que incluye a todos los empleados (activos e inactivos) y sus dependientes. El plan es administrado por la propia Compañía y los empleados aportan montos fixados para cobertura de grandes riesgos y con una parte de los costos en que se incurre referentes a las demás coberturas, de acuerdo con las tablas de participación basadas en ciertos parámetros, incluyéndose los niveles salariales, además del beneficio farmacia que prevé condiciones especiales en la adquisición, en farmacias registradas distribuidas por todo el territorio nacional, de ciertos medicamentos. El compromiso de la Compañía relacionado a los beneficios futuros debidos a los participantes del plan lo calcula anualmente un actuario independiente, con base en el método de la Unidad de Crédito Proyectada. El plan de asistencia médica no está respaldado, o asegurado por activos garantizadores. En su lugar, la Compañía paga los beneficios basándose en los costos en que incurren los participantes del plan. Para fines de medición, al adoptar SFAS 106, se asumió una tasa anual de aumento de 8,5% en el costo per capita de los beneficios de asistencia médica cubiertos. Se asumió la tasa anual para reducir a 4% de 2009 a 2037. Las presuntas tasas según la tendencia de costos por asistencia médica tienen un efecto significativo sobre los montos reportados para los planes de asistencia médica posterior a la jubilación. La variación de un uno-por-ciento en las presuntas tasas según la tendencia de costos por asistencia médica tendrían los siguientes efectos: Aumento de un Reducción de un punto porcentual punto porcentual Efecto sobre el total de servicios y componente de costo sobre interés Efecto sobre la obligación por beneficios posteriores a la jubilación

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107

(67)

553

(460)

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16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (f) Estado de los fondos proveídos a los planes El estado de los fondos proveídos a los planes al 31 de diciembre 2008 y 2007, basado en el informe del actuario independiente, y de los montos reconocidos en los balances de la Compañía en esas fechas, es el siguiente: 2008 Planes de Pensión

Evolucion de las obligaciones de beneficios: Obligaciones con beneficio al inicio del ejercicio Costo del servicio Costo de los intereses Cambio en el Plan Pérdida actuarial (ganancia) Beneficios pagados Nuevo plan de pensión de contribución variable Otros

Beneficios Definidos (1)

Contribución Variable

23.381 235 2.257 (3.783) (931)

143 49 21 (45) (1)

6.898 108 668 (1.812) (241)

(4)

2007 Planes de Pensión

Beneficios de Asistencia Médica (2)

(4)

Beneficios Definidos (1)

Contribución Variable

17.238 205 2.018 449 519 (835)

31 7 17 -

Beneficios de Asistencia Médica (2)

5.433 102 631 (207) (217)

-

-

-

-

136

83 (5.201)

1 (40)

(1.396)

(15) 3.802

(67) 19

(3)

1.156

16.041

128

4.225

23.381

143

(3)

6.898

18.473 (194) 267 188 (931)

9 19 19 (1)

241 (241)

12.395 3.679 233 166 (835)

1 49 19 -

Otros Ganancia en la conversión

768 (4.492)

(10)

-

(48) 2.883

(67) 7

(3)

-

Valor justo de los activos del plan al final del ejercicio

14.079

36

-

9

(3)

-

Estado de las contribuciones

(1.962)

(92)

(4.225)

(4.908)

(134)

(6.898)

(176) (1.786)

(92) -

(224) (4.001)

(230) (4.678)

(134) -

(259) (6.639)

Ganancia en la conversión Obligaciones con beneficio al final del ejercicio Evolución de los activos del plan: Valor justo de los activos del plan al inicio del ejercicio Rendimiento actual de los activos del plan Contribuciones de la Compañía Contribuciones de los empleados Beneficios pagados

Montos reconocidos en el balance general comprenden: Pasivo corriente Pasivo no corriente

Pérdidas actuariales netas no reconocidas Costo del servicio anterior no reconocido Otras utilidades integrales acumuladas Total del monto reconocido, neto

18.473

-

217 (217)

(1.962)

(92)

(4.225)

(4.908)

(134)

(6.898)

(1.368) 1.621

(21) 116

(1.423) 1.019

1.728 449

16 146

1.381 25

253

95

(404)

2.177

162

1.406

(1.709)

3

(4.629)

(2.731)

28

(5.492)

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16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (f) Estado de los fondos proveídos a los planes (Continuación) (1)

Incluye Petros (Compañías del Grupo de Petrobras) y obligaciones de beneficios de pensión de PEPSA y PELSA.

(2)

Incluye AMS (Compañias del grupo Petrobras) y obligaciones con beneficios del plan de asistencia medica de Liquigás.

(3)

Parte del plan de contribución definida reclasificada para permitir comparación con los estados contables de 2008.

(4)

Esta ganancia se debe principalmente al cambio de la tasa de descuento del 6% a.a. en 2007 para el 7,17% a.a. en 2008.

El costo de beneficio periódico neto incluye los siguientes componentes: 2008 Planes de Pensión

2007 Beneficios Planes de Pensión de Asistencia Beneficios Contribución Médica Beneficios Contribución Definidos (1) Variable (2) Definidos (1) Variable Costo-beneficio de servicio ganado durante el ejercicio Costo por intereses sobre la obligación por beneficios proyectada Rendimiento esperado de los activos del plan Amortización de pérdida actuarial Amortización de costo de servicio pasado Ganancia en la conversión Contribuciones de empleados Costo de beneficios periódicos netos

Beneficios de Asistencia Médica (2)

235

49

108

205

31

102

2.257

21

668

2.018

7

631

(1.848) 2 44 (95) 595

(18) 6 (7) 51

45 2 (165) 658

(1.497) 169 59 59 1.013

(3) 4 6 45

91 81 73 978

(188)

(19)

-

(166)

(19)

-

407

32

658

847

26

978

Cambios en los montos registrados en otras utilidades integrales acumuladas: 2008

2007

Planes de pensión

Otras utilidades integrales acumuladas al comienzo del ejercicio Pérdida (ganancia) actuarial neta Amortización de ganancia (pérdida) actuarial Costo del servicio pasado neto Amortización del costo del servicio pasado neto Ganancia en la conversión Otras utilidades integrales acumuladas al final del ejercicio

Planes de Pensión Beneficios de asistencia Beneficios médica definidos

Beneficios de asistencia

Beneficios definidos

Contribución variable

2.177 (1.719)

162 (28)

1.406 (1.812)

3.110 (1.676)

15

1.495 (207)

(2) -

1

(45) -

(169) 449

136

(91) -

(44) (159)

(6) (34)

(2) 49

(59) 522

(4) 15

(81) 290

253

95

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(404)

2.177

Contribución variable

162

médica

1.406

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16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (f) Estado de los fondos proveídos a los planes (Continuación) Componentes del Costo de Beneficio Periódico Neto para el próximo año: Los montos que se incluyen en otras utilidades integrales acumuladas al 31 de diciembre de 2008, que se espera sean amortizadas en el costo de post-jubilación periódico neto durante 2009, se muestran a continuación: Planes de Pensión

Pérdida (ganancia) actuarial neta no reconocida Costo del servicio pasado no reconocido

Beneficios Definidos (1.719) -

Contribución Variable (28) 1

Beneficios de Asistencia Médica (1.812) -

Las principales suposiciones adoptadas en 2008 y 2007 para el cálculo actuarial se resumen a continuación: 2008

Tasas de descuento Tasas de aumento en los niveles de compensación Tasa de largo plazo esperada para retorno sobre activos Tabla de mortalidad (*)

2007

Beneficios de pensión

Beneficios de Asistencia Médica

Beneficios de pensión

Beneficios de Asistencia Médica

Inflación: 5% al 4% a.a. + 7,7% a.a. Inflación: 5% al 4% a.a. + 2,24% a.a. Inflación: 5% a.a. + 7,02% a.a. En el AT 2000*

Inflación: 5% al 4% a.a. + 7,7% a.a. Inflación: 5% al 4% a.a. + 2,24% p.a

Inflación: 4% a.a.+ 6% a.a. Inflación: 4% a.a.+ 2,4% a.a. Inflación: 4%a.a. + 6,32% a.a. En el AT 2000*

Inflación: 4% a.a. + 6% a.a. Inflación: 4% a.a. + 2,4% a.a.

No se aplica En el AT 2000*

No se aplica En el AT 2000*

Separada por sexo (masculino y femenino).

Petrobras tiene información en conjunto para todos los planes de pensión de beneficios definidos. Los planes de beneficios nacionales de Petrobras, BR Distribuidora, Petroquisa y REFAP contienen premisas similares y la obligación por beneficios relativa a PEPSA, por el plan internacional, no es significativa con respecto al total de las obligaciones y, de esta manera, también ha sido agregada. Todos los planes de pensión del grupo Petrobras tienen obligaciones de beneficios acumulados que están por encima de los activos del plan. La determinación del gasto y del pasivo relativos al plan de pensión de la Compañía implica el uso del juicio al determinar las premisas actuariales. Estas incluyen estimaciones de futura mortalidad, retiros, variaciones en la remuneración y tasa de descuento para reflejar el valor temporal del dinero así como la tasa de retorno sobre los activos del plan. Estas premisas se revisan por lo menos una vez al año y pueden diferir materialmente de los resultados reales debido a las cambiantes condiciones económicas y del mercado, los eventos reguladores, fallos judiciales, tasas de extracción más altas o más bajas, o vidas más largas o más cortas de los participantes. F-80

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16. Beneficios de Empleados posteriores a la Jubilación y Demás Beneficios (Continuación) (f) Estado de los fondos proveídos a los planes (Continuación) Según las exigencias de SFAS 87, e interpretaciones subsiguientes, la tasa de descuento deberá basarse en los precios corrientes al cancelarse la obligación de pensión. La aplicación de los preceptos de SFAS 87 en ambientes históricamente inflacionarios, como Brasil por ejemplo, genera determinados problemas, ya que una compañía puede no estar apta a liquidar un pasivo del plan de pensión en momento futuro, considerando que los instrumentos financieros de largo plazo de nivel adecuado pueden no existir localmente como ocurre en los Estados Unidos. Pese a que el mercado brasileño viene demostrando signos de estabilización en el marco del modelo económico actualmente adoptado, conforme se refleja en las tasas de interés del mercado, todavía no es prudente concluir que dichas tasas se mantendrán estables. (g) Aportes de efectivo y pagos de beneficios En 2008, la Compañía contribuyó con US$286 a sus planes de pensión. En 2009, la Compañía espera que las contribuciones asciendan a aproximadamente US$230. Las contribuciones reales dependen de retornos de las inversiones, cambios en la obligaciones de pensión y otros factores económicos. Fondos adicionales pueden ser en última instancia necesarios si los retornos de las inversiones fueren insuficientes para compensar los aumentos en las obligaciones del plan. Se estima que el fondo de pensión pague durante los 10 próximos años los beneficios siguientes, que incluyen servicios estimados en el futuro: Planes de Pensión Beneficios Contribución Definidos Variable

2009 2010 2011 2012 2013 Cinco años siguientes

921 1.010 1.107 1.214 1.326 8.535

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2 3 4 6 9 85

Beneficios de Asistencia Médica

211 238 266 294 327 2.140

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17. Patrimonio Neto (a) Capital El capital suscrito e integrado de la Compañía al 31 de diciembre de 2008 y 2007 está representado por 5.073.347.344 acciones ordinarias y 3.700.729.396 acciones preferidas conforme redeterminado por el desdoblamiento de acciones que discutiremos a continuación. Las acciones preferidas no garantizan el derecho a voto y no son convertibles en acciones ordinarias y viceversa. Las acciones preferidas tienen prioridad en el recibo de dividendos y retorno del capital. La Asamblea Geral Extraordinaria celebrada el 24 de marzo de 2008 decidió realizar el desdoblamiento en dos de cada acción de la Compañía, resultando en: (a) en la distribución gratuita de 1 (una) nueva acción del mismo tipo, para cada una original con base en la posición accionaria del 25 de abril de 2008; (b) en la distribución gratuita de 1 (una) nueva American Depository Shares (ADS) del mismo tipo para cada ADS original con base en la posición accionaria del 25 de abril de 2008. En la misma fecha, se aprobó una enmienda al Artículo 4 del Estatuto de la Compañía para que el capital se dividiera en 8.774.076.740 acciones, de las cuales 5.073.347.344 son acciones ordinarias y 3.700.729.396 son acciones preferidas, sin valor nominal. Esta enmienda al Estatuto de la Compañía entró en vigor el 25 de abril de 2008. La relación entre los ADSs y las acciones de cada clase permanece siendo de 2 (dos) acciones por un ADS. Todas las informaciones de acciones, ADS, por acción y por ADS en los estados contables y notas adjuntas se han ajustado para reflejar el efecto del resultado del desdoblamiento de acciones. El 11 de mayo de 2007, el Consejo de Administración aprobó la alteración de la relación entre las acciones de la Compañía y los American Depositary Shares (ADS’s) de 4 (cuatro) acciones para cada ADS a 2 (dos) acciones para cada ADS. La alteración pasó a valer a partir del 02 de julio de 2007. Toda la información por ADS en los estados contables y notas adjuntas ha sido ajustada para reflejar el resultado del cambio en la proporción entre las acciones subyacentes emitidas en el nombre de la Compañía y los ADS`s. La ley brasileña actual exige que el Gobierno Federal retenga la propiedad del 50% más una acción del capital con derecho a voto de la Compañía. La Asamblea General Extraordinaria de los Accionistas aprobó el 1º de junio de 2006, la operación de incorporación de acciones de Petroquisa por Petrobras, conforme nueva ratificación del Protocolo de Fusión e Incorporación de la operación de incorporación de acciones firmado entre las dos compañías. El Consejo de Administración de la Compañía aprobó la emisión de 886.670 acciones preferidas de la Compañía en conexión con la incorporación de acciones de Petroquisa por Petrobras.

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17. Patrimonio Neto (Continuación) (a) Capital (Continuación) El 15 de diciembre de 2006, de acuerdo con lo establecido en el artículo 29, inciso II del Estatuto de la Compañía, el Consejo de Administración autorizó la recompra de hasta 91.500.000 acciones preferidas en circulación para futura cancelación, utilizándose de recursos de las reservas de utilidades. El período autorizado para la recompra expiró en 2007 y la opción de recompra no había sido ejercida. La Asamblea General Extraordinaria, realizada en conjunto con la Asamblea General Ordinaria el 04 de abril de 2008, aprobó el aumento del capital social de la Compañía de US$20.816 (R$52.644 millones) para US$36.194 (R$78.967 millones), mediante la capitalización de parte de las utilidades retenidas registradas durante años anteriores ascendiendo a US$14.782 (R$25.302 millones) y parte de las reservas de capital, ascendiendo a US$596 (R$1.020 millones), formadas por US$99 (R$169 millones) del fondo de reserva de la Marina Mercante AFRMM y US$497 (R$851 millones) de la reserva de incentivos fiscales sin emisión de nuevas acciones, de acuerdo con el artículo 169, párrafo 1º, de la Ley 6.404/76. En la Asamblea General Extraordinaria realizada juntamente con la Asamblea General Ordinaria el 2 de abril de 2007, los accionistas de Petrobras aprobaron el aumento del capital social de la Compañía para US$20.816 (R$52.644 millones) a través de capitalización de reservas de utilidades acumuladas constituidas en ejercicios anteriores por US$1.647 (R$3.372 millones) y de reserva estatutaria, por un valor de US$492 (R$1.008 millones), sin emisión de nuevas acciones, de acuerdo con el artículo 169, párrafo 1º, de la Ley Nº 6.404/76. En la Asamblea General Extraordinaria, realizada juntamente con la Asamblea General Ordinaria, el 3 de abril de 2006, los accionistas de la Compañía aprobaron un aumento del capital de la Compañía para US$18.677 (R$48.248 millones) a través de la capitalización de reservas de utilidades acumuladas durante los ejercicios financieros anteriores, por un monto de US$6.976 (R$15.012 millones), sin emisión de nuevas acciones, de acuerdo con el artículo 169, párrafo 1º, Ley No. 6.404/76.

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17. Patrimonio Neto (Continuación) (b) Dividendos e interés sobre el capital propio De acuerdo con los estatutos de la Compañía, los tenedores de acciones preferidas y ordinarias tienen derecho a un dividendo mínimo de 25% de la utilidad neta anual como se estipula en la Ley Corporativa Brasileña. Además, los accionistas preferidos tienen prioridad en el recibo de un dividendo anual de por lo menos 3% del valor de libro de las acciones o el 5% del capital pagado referente a las acciones preferidas, como se asevera en los registros contables estatutarios. A partir del 1º de enero de 1996, los montos atribuidos a los accionistas como interés (ver a continuación) puede ser deducido del computo del dividendo mínimo. Los dividendos se pagan en reales brasileños. La Compañía pagó dividendos de US$158 durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2008 (2007 - US$778, 2006 - US$760). La distribución de los dividendos ganados desde el 1º de enero de 1996 no está sujeta a la retención de impuestos. La Compañía hace provisión o para los dividendos mínimos o para la participación total sobre el patrimonio neto en donde el beneficio impositivo haya sido reconocido al 31 de diciembre. Las corporaciones brasileñas están autorizadas a atribuir interés sobre el capital propio de los accionistas, que puede ser pagado en efectivo o usarse para aumentar el capital. El cálculo se basa en los montos del patrimonio neto como se expresa en los registros contables estatutarios y la tasa de interés aplicada no puede exceder la Tasa de Interés de Largo Plazo (“TJLP”) como lo determina el Banco Central de Brasil. Tal interés no puede ser superior al máximo de 50% de la utilidad neta o al 50% de las utilidades retenidas más las reservas de utilidad. El interés sobre el capital propio está sujeto a los impuestos retenidos en el origen a una tasa del 15%, excepto en el caso de accionistas no alcanzados o exentos, como lo establece la Ley No. 9.249/95. La Compañía pagó US$4.589 en interés sobre el capital propio durante el ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2008 (2007 - US$3.225, 2006 - US$2.453). El interés sobre el capital propio se incluyó en los dividendos propuestos para el año, conforme establecido en los estatutos de la Compañía, y generó créditos de impuesto sobre la renta y contribución social de US$995 (US$998 en 2007, y US$994 en 2006) (ver Nota 3). La propuesta para los dividendos de 2008 que se está presentando por el Consejo de Administración de Petrobras para la aprobación de los accionistas en la Asamblea General Ordinaria que se realizará el 08 de abril de 2009, por un valor de US$4.242, está de acuerdo con los estatutos en lo que se refiere a los derechos garantizados de las acciones preferidas (artículo 5) e incluyen interés sobre el capital, ya aprobado por el Consejo de Administración.

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17. Patrimonio Neto (Continuación) (b) Dividendos e interés sobre el capital propio (Continuación) Los dividendos y la parte del interés sobre el capital propio se pagarán en una fecha a ser establecida por la Asamblea General Ordinaria de Accionistas. Estos montos serán actualizados monetariamente a partir de 31 de diciembre de 2008 hasta la fecha de inicio del pago, de acuerdo com la variación de la tasa SELIC. El 4 de abril de 2008, la Asamblea General Ordinaria aprobó dividendos en relación al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2007, por un monto de US$3.715, de acuerdo con los estatutos en lo que se refiere a los derechos garantizados de la acciones preferidas (artículo 5) e incluyen interés sobre el capital propio, ya aprobado por el Consejo de Administración. Los dividendos se corrigieron monetariamente de acuerdo con la variación de la tasa SELIC a partir del 31 de diciembre de 2007 hasta la fecha inicial del pago. El saldo restante de los dividendos en relación al ejercicio de 2007, aprobados por la Asamblea General Ordinaria celebrada el 04 de abril de 2008, por un monto de US$495 (después de deducidos los dividendos distribuidos anteriormente a los accionistas el 23 de enero, el 31 de marzo y el 30 de abril de 2008, por un monto de US$3.220), se pagaron a los accionistas el día 03 de junio de 2008. Los intereses sobre el capital propio fueron adjudicados a los dividendos propuestos del ejercicio, en la forma prevista en el Estatuto Social de la Compañía. La Asamblea General Ordinaria del 02 de abril de 2007 aprobó dividendos referentes al ejercicio de 2006, por el monto de US$3.693, incluyendo interés sobre el capital propio, de los cuales US$2.052 fueron puestos a disposición de los accionistas el día 4 de enero de 2007, con base en la posición accionaria del 31 de octubre de 2006, US$923 se colocaron a disposición el día 30 de marzo de 2007, con base en la posición accionaria del 28 de diciembre de 2006 y el saldo restante de US$718, se puso a disposición dentro del plazo legal el 17 de mayo de 2007, con base en la posición accionaria del 02 de abril de 2007.

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17. Patrimonio Neto (Continuación) (b) Dividendos e interés sobre el capital propio (Continuación) Estos dividendos fueron actualizados de acuerdo con la tasa de interés Selic del 31 de diciembre de 2006 al 17 de mayo de 2007, la fecha de pago. La ley brasileña permite el pago de los dividendos sólo a partir de las utilidades retenidas según se expresa en los registros contables estatutarios. Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía había asignado todas esas utilidades retenidas. Además, al 31 de diciembre de 2008, la reserva de utilidades retenidas asignadas no distribuida que asciende a US$12.123, puede ser utilizada para la distribución de dividendos siempre que dicha utilización sea aprobada por los accionistas, sin embargo, la Compañía tiene intención de usar tal reserva para financiar su capital de trabajo y gastos de capital.

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17. Patrimonio Neto (Continuación) (c) Utilidades básicas y diluidas por acción Los montos de las utilidades básicas y diluidas por acción se han calculado de la siguiente manera: Ejercicio finalizado al 31 de diciembre de 2008 2007 2006 Utilidad neta para el año

18.879

13.138

12.826

Menos dividendos prioritarios de acciones preferidas Menos dividendos de acciones ordinarias hasta los dividendos prioritarios de acciones preferidas por cada acción

(749)

(813)

(577)

(1.027)

(1.115)

(791)

Utilidad neta remanente a asignarse igualmente a acciones ordinarias y preferidas

17.103

11.210

11.458

5.073.347.344 3.700.729.396

5.073.347.344(**) 3.700.729.396 (**)

5.073.347.344 (**) 3.699.806.288 (**)

Utilidades básicas y diluidas por acción Ordinaria y preferida

2,15

1,50(**)

1,46(**)

Utilidades básicas y diluidas por ADS

4,30

3,00(**)

2,92(*)(**)

Cantidad promedia ponderada de acciones en circulación Ordinarias/ADS Preferidas/ADS

(*) Reajustado debido a los efectos del cambio en la proporción entre las acciones subyacentes emitidas en el nombre de la Compañía y las American Depositary Shares el 2 de julio de 2007. (**) Considera el efecto del desdoblamiendo de acciones de 2 por 1 que tuvo lugar el 25 de abril de 2008.

(d) Reservas de capital ·

AFRMM Se refiere al adicional del flete para la renovación de la marina mercante (AFRMM) de acuerdo con la legislación vigente. Estos fondos se usan para comprar, ampliar o reparar buques de la flota de transporte de la Compañía. F-87

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17. Patrimonio Neto (Continuación) (d) Reservas de capital (Continuación) ·

Reserva de incentivo fiscal Esta reserva consiste en inversiones en incentivos fiscales, proveniente de asignaciones de una parte del impuesto sobre la renta de la Compañía. Se refiere a incentivos fiscales en el Nordeste, dentro de la región cubierta por la Agencia de Desarrollo del Nordeste (ADENE), asegurando una reducción del 75% sobre el impuesto sobre la renta a pagar, calculado sobre las utilidades de la exploración de las actividades incentivadas. Al 31 de diciembre de 2008, este incentivo ascendía a US$219 (US$712 al 31 de diciembre de 2007), y solamente se pode utilizar para contrarrestar pérdidas o para un aumento de capital, conforme determinado en el Artículo 545 de las Reglamentaciones del Impuesto sobre la Renta y se ha registrado por el método “flow through”. El 10 de mayo de 2007, la Hacienda Federal de Brasil reconoció el derecho de Petrobras de deducir ese incentivo del impuesto sobre la renta debido, comprendiendo los periodos fiscales de 2006 hasta 2015. Las donaciones y subvenciones para inversión registradas contablemente hasta el 31 de diciembre de 2007 se mantendrán en reserva de capital hasta su total utilización.

(e) Utilidades retenidas asignadas La Ley brasileña y los estatutos de la Compañía exigen que ciertas asignaciones se hagan anualmente a partir de utilidades retenidas hacia las cuentas de reserva. El propósito y base de la asignación a tales reservas se presenta a continuación: ·

Reserva legal Esta reserva es un requisito para todas las corporaciones brasileñas y representa la asignación anual del 5% de las utilidades netas como se expresa en los registros contables estatutarios hasta un límite de 20% del capital. La reserva puede ser usada para incrementar el capital o para compensaciones por pérdidas, pero no se puede distribuir como dividendos en efectivo.

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17. Patrimonio Neto (Continuación) (e) Utilidades retenidas asignadas (Continuación) ·

Reserva de utilidades no distribuidas Esta reserva se establece de acuerdo con el Articulo 196 de la Ley No. 6.404/76 para proveer de fondos el programa de inversiones anuales de la Compañía. La asignación de la utilidad neta para el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2006 incluye una retención de utilidades de US$8.004 de la cual US$7.775 se refiere a la utilidad neta para el ejercicio y US$229 al saldo restante de utilidades retenidas. Se pretendía que esta propuesta cubrise parcialmente el programa de inversiones anuales establecido en el presupuesto de capital para 2007, ad referéndum de la Asamblea General de los Accionistas celebrada el 2 de abril de 2007. La asignación de la utilidad neta para el ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2007 incluye retención de utilidades de US$7.954 con un monto de US$7.951 proveniente de la utilidad neta del ejercicio y el saldo restante de utilidades retenidas de US$3. Esta propuesta fue para cumplir parcialmente con el programa de inversión anual establecido en el presupuesto de inversiones en activo fijo para 2008, ad referendum en la Asamblea General de Accionistas que se realizó el 4 de abril de 2008. La asignación de la utilidad neta para el ejercicio finalizado al 31 de diciembre 2008 incluye retención de utilidades de US$10.790 con un monto de US$10.175 proveniente de la utilidad neta del ejercicio y el saldo restante de utilidades retenidas de US$615. Esta propuesta es para cumplir parcialmente con el programa de inversión anual establecido en el presupuesto de inversiones en activo fijo para 2009, ad referendum en la Asamblea General de Accionistas que se realizará el 8 de abril de 2009.

·

Reserva estatutaria Esta reserva se provee a través de un monto equivalente a un mínimo del 0,5% del capital suscripto y pagado por completo al final del ejercicio. Esta reserva se destina al fondo de costos incurridos con programas de investigación y de desarrollo tecnológico. El saldo acumulado de esta reserva no puede sobrepasar el 5% de las acciones de capital, según el Artículo 55 de los estatutos de la Compañía.

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18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (a) Reputación mercantil (Goodwill) La reputación mercantil o goodwill representa el exceso del precio de compra sobre el valor justo estimado de los activos netos adquiridos en la compra de un negocio. De acuerdo con SFAS No. 142 “Reputación Mercantil (Goodwill) y Otros Activos Intangibles (“SFAS 142”), la reputación mercantil corporativa no se amortiza, pero pasa por un test de impairment, en el nivel de unidad declarante, que es un segmento operativo o un nivel por debajo de un segmento operativo. La Compañía realiza su revisión anual de impairment de reputación mercantil en el cuarto trimestre de cada año y siempre que los eventos y cambios en las circunstancias sugieran que el valor contable puede no ser recuperable. El impairment de reputación mercantil incluye un abordaje en dos etapas. En la primera la Compañía compara el valor justo de la unidad declarante con su valor contable, incluyendo la reputación mercantil. Si el valor justo es menor que el valor contable, incluyendo la reputación mercantil, existe una indicación de pérdida de impairment que se mide al realizar la segunda etapa. En la segunda etapa, el valor justo estimado de la primera etapa se utiliza como precio de compra en una adquisición hipotética de la unidad declarante. En combinaciones de compra de negocios se siguen reglas contables para determinar una asignación de precio de compra hipotético a los activos y pasivos de la unidad declarante. El monto residual de reputación mercantil que resulta de esta asignación hipotética de precio de compra se compara con el monto registrado de reputación mercantil de la unidad declarante y el monto registrado se reduce de valor en los libros para el valor hipotético, si es menor. Durante el cuarto trimestre de 2008, la compãnía registró una pérdida de impairment de reputación mercantil de US$223 en la subsidiaria indirecta de Petrobras en Estados Unidos, Pasadena Refining System, que incluye una refinería y una comercializadora. Los factores principales para el impairment de reputación mercantil fueron los siguientes: (a) redución en el precio del petróleo crudo y de los productos derivados de petróleo; (b) una redución del margen bruto de los productos refinados en el mercado al por mayor; y (c) una disminución de la demanda de productos refinados. ·

Cambio en el saldo de la reputación mercantil del negocio para los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008 y 2007: Saldo al 31 de diciembre de 2006 Compañías comercializadoras y refinadoras en EE.UU Utilización de los quebrantos impositivos a transportar Ajustes de conversión acumulados Saldo al 31 de diciembre de 2007 Reputación mercatil de PIB BV Impairment de la reputación mercantil en el Pasadena Refining System Ajustes de conversión acumulados Saldo al 31 de diciembre de 2008

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243 223 (168) 15 313 50 (223) (22) 118

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18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación) (b) Adquisición de refinería japonesa y otros activos El 9 de noviembre de 2007, Petrobras firmó un acuerdo de compra del 87,5% de las acciones de la empresa japonesa Nansei Sekiyu Kabushiki Kaisha (NSS) con TonenGeneral Sekiyu Kabushiki Kaisha (TGSK), subsidiaria de ExxonMobil por un valor aproximado de US$50. La adquisición incluye una refinería con capacidad de 100.000 bpd, que refina petróleo leve y produce derivados de petroleo de alta calidad. Cuenta también con una terminal de petróleo y derivados con capacidad de almacenaje de 9,6 millones de barriles, tres piers con capacidad de recibir navíos de productos de hasta 97.000 deadweight tonnage (dwt) y una mono-boya para navíos Very Large Crude Carriers (VLCC) de hasta 280.000 dwt. La transferencia del control accionario se realizó en abril de inmaterialidad, la información proforma no se ha presentado.

2008. Debido a su

(c) Incorporación de una compañía de biodiesel - Petrobras Biocombustível S.A. Con la creación de la subsidiaria Petrobras Biocombustível S.A. el 16 de junio de 2008, Petrobras aprovechó la oportunidad empresarial derivada del aumento de la demanda mundial de biocombustibles y, también, fortaleció su posición de empresa comprometida con el medio ambiente y con el desarrollo social. Además de contribuir para la reducción del calentamiento global, los biocombustibles permiten la generación de empleo e ingresos en el campo con la utilización de agricultura familiar en la producción de las materias primas. ·

Refinerías de biodiesel El 29 de julio de 2008, se inauguró en Candeias (Estado de Bahia) la primera refinería de producción comercial de biodiesel de Petrobras. La Refinería de Quixadá (Estado de Ceará) se inauguró el 20 de agosto de 2008 y en enero de 2009 la Refinería de Montes Claros (Estado de Minas Gerais) comenzó su producción. Las tres refinerías tienen la misma capacidad de producción, ascendiendo a 170 millones de litros al año. En 2008, las refinerías inauguradas fueron operadas por Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, mientras Petrobras Biocombustível S/A aguardaba definiciones relacionadas a cuestiones regulatorias que envuelven la autorización para producir, expedidas por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles - ANP. La autorización fue concedida el 08 de enero de 2009.

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18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación) (c) Incorporación de una compañía de biodiesel - Petrobras Biocombustível S.A. (Continuación) ·

Refinerías de biodiesel (Continuación) Las implantaciones de las tres refinerías están acompañadas de un programa para el desarrollo del mercado agrícola regional que suministrará la materia prima para la producción de biodiesel. De esa forma, habrá un aumento de la generación de empleo e ingresos, observándose siempre la sustentabilidad empresarial, social y ambiental. La empresa sigue las premisas del Programa Nacional de Producción y Uso de Biodiesel y está comprometida en la obtención del Sello Combustible, ya conquistado por las Refinerías de Candeias y Quixadá y en fase final de obtención por la Refinería de Montes Claros. Petrobras Biocombustível entregará, en el primer trimestre de 2009, el volumen negociado en la 12ª. subasta de la ANP, ascendiendo a 14,5 millones de litros, por medio de las tres refinerías de biodiesel.

·

Acuerdo internacional para el fomento del desarrollo de la agricultura familiar Petrobras Biocombustível, GTZ (Cooperación Técnica Alemana) y la Empresa de Asistencia Técnica y Extensión Rural del Estado de Ceará (Ematerce) han firmado un convenio que ampliará la prestación de servicios de asistencia técnica a los agricultores familiares que suministran materia prima para la Refinería de Quixadá en el Estado de Ceará. Esta alianza aumentará el trabajo de apoyo a la organización social y el fortalecimiento de la agricultura familiar en el Estado de Ceará, de forma sustentable. En total, serán 47 técnicos y consultores, suministrados por los tres socios, que actuarán en el desarrollo de las actividades previstas por este convenio para un período de dos años, beneficiando a casi ocho mil agricultores de la zona del Sertão Central de el Estado de Ceará, de la región de Quixadá. GTZ - empresa pública de derecho privado alemana que administra proyectos de cooperación técnica en alianzas con instituciones públicas y privadas en diversas partes del mundo, contribuirá con su experiencia en actividades de apoyo a la agricultura familiar.

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18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación) (c) Incorporación de (Continuación) ·

una compañía de biodiesel- Petrobras Biocombustível S.A.

Complejos de biodiesel Comenzaron las acciones para transferencia de participación accionaria de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras para la empresa Participações em Complexos Bioenergéticos S.A. - PCBIOS para Petrobras Biocombustível S.A. PCBIOS es una sociedad por acciones de capital cerrado, constituida de acuerdo con las normas legales en vigor en Brasil, formada por Petrobras y Mitsui & Co. con el 50% de participación accionaria cada una, cuyo objetivo es la participación en complejos bioenergéticos en calidad de accionista, o en cualquier otra sociedad o proyecto en Brasil, especialmente para la inversión en sociedades constituidas para el desarrollo de proyectos de bioenergía.

(d) Adquisición de activos de distribución en Chile El 7 de agosto de 2008, Petrobras firmó un acuerdo para la compra de la participación de ExxonMobil en Esso Chile Petrolera y en otras empresas chilenas asociadas. El acuerdo incluye el negocio de combustibles en los mercados minoristas, industrial y de aviación (los negocios químicos, de lubricantes y de productos especiales de Exxonmobil en Chile no forman parte del acuerdo) y la transferencia del control deberá realizarse en el segundo trimestre de 2009, juntamente con el pago de aproximadamente US$ 400. Debido a su inmaterialidad, la información proforma no se ha presentado. (e) Adquisición en Argentina El 29 de septiembre de 2008, se concluyó la adquisición por PESA en Argentina del 25,67% de los activos de los bloques de Sierra Chata que ya producen gas natural y del 52,37% de los activos de Parva Negra, en fase de exploración, de propiedad de ConocoPhilips por un monto total de US$77, aumentado principalmente por cambios en el capital de trabajo. Debido a la inmaterialidad, no se ha presentado información proforma. .

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18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación) (f) Opción de compra del 50% restante de la Refinería de Pasadena En decisión preliminar emitida el 24 de octubre de 2008, en el ámbito de proceso arbitral existente entre Petrobras América Inc. y otras (“PAI”) y Astra Oil Trading NV y otras (ASTRA), que tramita de acuerdo con las reglas de arbitraje del Internacional Centre for Dispute Resolution, se consideró válido el ejercicio de la opción de venta (“put option”) ejercido por ASTRA en relación a PAI del 50% restante de las acciones de ASTRA en la empresa Pasadena Refinery Systems Inc. (“PRSI”), una empresa que tiene participaciones en Refinería de Pasadena, y en la empresa a ella vinculada de “trading”, ambas con oficinas operativas en Texas. La decisión también determinó como válido el ejercicio de la opción de venta, por parte de sus compañías afiliadas, de PRSI Trading Company LP, una empresa fundada para la comercialización, venta y distribución de petróleo crudo y productos derivados refinados por la refinería. Las responsabilidades operativas, gerenciales y financieras se transfirieron a PAI, con base en esa decisión preliminar. Sin embargo, el precio final a pagar por estas acciones restantes será definido por la decisión final emitida en el arbitraje, puesto que las partes discuerdan en lo que se refiere al valor atribuido a las acciones. No se ha registrado ninguna combinación de negocios, puesto que no hubo transferencia de acciones, cambios de consideración y transferencia de control efectivo.

(g) Adquisición de la Termoeléctrica Juiz de Fora El 04 de octubre de 2007, Petrobras compró de Energisa S.A. el 100% de las acciones de la Usina Termoeléctrica Juiz de Fora, usina a gas natural, con capacidad de potencia instalada de 87 MW, y que tiene contratos de suministro de energía para venta hasta 2022. Adicionalmente, se firmó entre Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. y Energisa S.A. un contrato para uso de los derechos sobre la comercialización de energía con las subsidiarias de Energisa en la región Nordeste del Brasil. El precio de compra fue de US$119 (R$210 millones). Debido a su inmaterialidad, la información proforma no se ha presentado.

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18. Adquisiciones Domésticas e Internacionales (Continuación) (h) Refinaria Abreu e Lima La Refinaria Abreu e Lima S.A. fue constituida el 07 de marzo de 2008 como una sociedad anónima de capital cerrado. La Compañía tiene sede en el Complejo Industrial Portuario de SUAPE, en el municipio de Ipojuca, Estado de Pernambuco y su objetivo corporativo es la construcción y operación de una refinería de petróleo, así como la refinación, procesamiento, comercialización, importación, exportación y transporte de petróleo y sus derivados, produtos relacionados y biocombustibles. El inicio de las operaciones está previsto para el segundo semestre de 2010, alcanzando carga plena en 2011. La Refinaria Abreu e Lima demandará una inversión de US$4.050 y tendrá capacidad para procesar 200 mil barriles de petróleo por día. Casi el 65% del volumen procesado será de diesel, el derivado combustible de mayor consumo en Brasil. También se producirán gas de cocina (GLP), nafta petroquímica y coque (combustible sólido con aplicación en siderúrgicas, fábricas de cemento, térmicas e industrias del aluminio). El proyecto de la refinería esta especialmente avanzado en lo que se refiere a tecnología. La unidad será la primera que procese el 100% de petróleo pesado de Petrobras. Además, tendrá capacidad para producir derivados de petroleo con bajo tenor de azufre. La Refinaria Abreu e Lima comenzará sus operaciones produciendo diesel con 50 ppm (partes por millón) de azufre y puede llegar a producir diesel con 10 ppm de azufre, el estándar europeo actual.

19. Compromisos y Contingencias Petrobras está sujeta a un número de compromisos y contingencias que provienen del curso normal de sus negocios. Además, las operaciones y utilidades de la Compañía han sido, y pueden ser en el futuro, afectadas en ocasiones en grados que varían por desarrollos políticos y leyes, así como debido a regulaciones, tales como el continuo papel del Gobierno Federal como accionista controlador de la Compañía, el status de la economía brasileña, la forzada venta de activos, incrementos relacionados con los impuestos y reclamaciones fiscales retroactivas, además de las regulaciones ambientales. No es posible estimar en este momento la probabilidad de esas contingencias y su efecto total sobre la Compañía. La Compañía actualmente tiene diversos contratos para la compra de petróleo crudo, combustible diesel y otros derivados del petróleo, que requieren que la Compañía compre un mínimo de aproximadamente 134.031 barriles por día a los precios actuales de mercado.

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19. Compromisos y Contingencias (Continuación) Petrobras proporcionó garantías a ANP para el programa de exploración mínima definido en los contractos de concesión referente a las áreas de exploración, totalizando US$2.513 (US$2.984 en 2007). De este total, US$1.154 (US$1.302 en 2007) representan una garantía en el petróleo a ser extraído de yacimientos previamente identificados ya en producción, para las áreas en las cuales la Compañía ya había hecho descubiertas comerciales o inversiones. Para áreas cuyas concesiones se obtuvieron a través de licitación a partir de la ANP, Petrobras brindó garantías bancarias por un total de US$522 hasta el 31 de diciembre de 2008 (US$506 en 2007). Petrobras firmó un contrato con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), para la compra de un total de 201.900 millones de m3 de gas natural durante el período de vigencia del contrato, comprometiéndose a comprar volúmenes mínimos anuales al precio calculado de acuerdo con una fórmula indexada al precio del petróleo combustible. El contrato estará en vigor hasta 2019 y se renovará hasta que el volumen total contratado haya sido consumido. El ducto alcanzó un rendimiento promedio de 29,3 millones de metros cúbicos por día durante 2008. La Compañía tiene contratos exclusivos de suministro con ciertas estaciones de servicio. Estos contratos son generalmente por siete años y requieren que la Compañía venda el producto a precios de mercado. (a) Litigios La Compañía es parte de numerosas acciones legales envolviendo asuntos civiles, impositivos, laborales, corporativos y ambientales, generados en el curso normal de los negocios. Basados en la asesoría jurídica interna y el mejor juicio de su Administración, la Compañía ha registrado provisiones en valores suficientes para atender pérdidas consideradas probables y estimables razonablemente. Al 31 de Diciembre de 2008 y 2007, los respectivos montos provisionados por tipo de proceso se muestran a continuación: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Reclamaciones laborales Reclamaciones impositivas Reclamaciones civiles Reclamaciones comerciales y otras contingencias

50 81 220 28

58 149 155 20

Total

379

382

Contingencias corrientes

(23)

(30)

Contingencias no corrientes

356

352

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19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (a) Litigios (Continuación) Al 31 de diciembre de 2008 y 2007, de acuerdo con la ley brasileña, la Compañía ha pagado US$798 y US$977, respectivamente, en depositarías federales para proporcionar garantía por estas y otras reclamaciones hasta que sean liquidadas. Estos montos se reflejan en el balance general como depósitos restringidos por procesos legales y garantías. Brasoil y Petrobras participan en diversos contratos en relación a la conversión y adquisición de la Plataforma P-36 que sufrió pérdida total en un accidente en 2001. De acuerdo con esos contratos, Brasoil y Petrobras se comprometieron a depositar cualquier reembolso de seguro por un valor de US$175, en caso de accidente, en favor de un Agente de Seguros para el pago de los acreedores, de acuerdo con los términos contractuales. Un proceso legal iniciado por las compañías que reclaman parte de esos pagos se encuentra actualmente en curso en un Tribunal de Londres, puesto que Brasoil y Petrobras entienden que tienen derecho a esos montos, de acuerdo con el mecanismo de distribución determinado en el contrato. En la fase actual del litigio, Petromec, parte contractual envuelta, registró, el 29 de septiembre de 2008 un pleito contra Brasoil y Petrobras por el monto de US$154 más intereses. La defensa de Brasoil y Petrobras debe presentarse en mayo de 2009. El juicio del pleito de Petromec sucederá en 2010.

Autor: Porto Seguro Imóveis Ltda. El 23 de noviembre de 1992, Porto Seguro Imóveis Ltda., un accionista minoritario de Petroquisa, entabló una acción judicial contra Petrobras en un Tribunal del Estado de Río de Janeiro por supuestas pérdidas sufridas, debido a la venta de la participación accionaria minoritaria de Petroquisa en varias compañías petroquímicas, incluidas en el Programa Nacional de Privatización (“Programa Nacional de Desestatização”), creado por la Ley No. 8.031/90. En esta acción, el demandante solicita que Petrobras, como accionista mayoritaria de Petroquisa, sea obligada a resarcir los daños causados al patrimonio de Petroquisa, a consecuencia de los actos corporativos que aprobaron el precio de venta mínimo atribuido a su participación accionaria en el capital de las compañías privatizadas. La decisión fue emitida el 14 de enero de 1997, considerando a Petrobras responsable por daños causados a Petroquisa por un monto equivalente a US$3.406. Además a ese monto, Petrobras fue sentenciada a pagar, a favor del demandante, el 5% del monto relativo a la indemnización como una prima (véase artículo 246, párrafo 2 de la Ley No. 6.404/76), así como los honorarios de los abogados del 20% sobre esa suma. No obstante, como el monto debido tiene que ser pagado a Petroquisa y Petrobras posee el 99,0% de su capital en acciones, el desembolso efectivo, en caso de que la decisión no sea rechazada, debe restringirse al 25% del monto total. F-97

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19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (a) Litigios (Continuación)

Autor: Porto Seguro Imóveis Ltda. (Continuación) Con relación a la decisión publicada el 5 de junio de 2006, la Compañía está ahora esperando asignación de la agenda para reexaminar la cuestión relacionada al bloqueo de la Apelación Especial de Petrobras. Si el monto fijado no se revierte, la indemnización estimada para Petroquisa, incluyendo corrección monetaria e interés, seria de US$5.854. Como Petrobras posee el 100% del capital accionario de Petroquisa, una porción de la indemnización estimada en US$3.863 no representará un desembolso por parte del Grupo Petrobras. En caso de pérdida, Petrobras tendría que pagar US$293 a Porto Seguro y US$1.171 a Lobo & Ibeas a título de honorarios de abogados, no obstante, basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía no espera obtener una decisión desfavorable en este caso y considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

Autor: La Federación de Pescadores del Estado de Rio de Janeiro (FEPERJ) La Federación de Pescadores del Estado de Rio de Janeiro (FEPERJ) en nombre de sus miembros, ha entablado una acción de reclamación solicitando indemnización por un derramamiento de petróleo en la Baía de de Guanabara, ocurrido el 18 de enero del 2000. En aquella época, Petrobras pagó indemnización extrajudicial a todas las personas que comprobaron que eran pescadores cuando ocurrió el accidente. De acuerdo con los archivos del registro nacional de pescadores, solamente 3.339 personas podrían solicitar indemnización. El 02 de febrero de 2007, se publicó una decisión aceptando parcialmente el informe de pericia y, bajo el pretexto de cuantificar el valor de la sentencia, se determinó que los parámetros para el cálculo correspondiente, basado en los criterios, resultaría en un monto de US$472. Petrobras presentó apelación contra esta decisión ante el Tribunal de Apelación de Río de Janeiro, porque los parámetros establecidos en la decisión ya habían sido especificados por el mismo tribunal. El recurso fue aceptado. El 29 de junio de 2007, se publicó la decisión de la Primera Cámara Civil del Tribunal de Apelación del Estado de Río de Janeiro, negando aceptación del recurso de Petrobras y aceptando el recurso de la FEPERJ, lo que representa un significativo aumento en el valor de la condenación, puesto que, además de haber mantenido el período de indemnización en 10 años, aumentó la cantidad de pescadores beneficiarios. La Compañía interpuso recursos especiales de apelación contra la decisión y se encuentra aguardando una audiencia con la Corte Superior de Justicia (STJ). De acuerdo con los peritos de la Compañía, el valor registrado de US$15 representa la indemnización a ser establecida por el tribunal al final del proceso. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

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19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (a) Litigios (Continuación)

Autor: Compañías de Distribución La Compañía fue procesada por ciertas pequeñas compañías de distribución de petróleo que alegaban que la Compañía no traspasa a los gobiernos de los estados el impuesto al valor agregado doméstico sobre las ventas y servicios (ICMS), retenido por la Compañía de acuerdo con la legislación, al momento de la venta de combustible. Estas acciones judiciales se presentaron en los estados de Goiás, Tocantins, Bahia, Pará, Maranhão y en el Distrito Federal. Del monto total relativo a acciones legales de aproximadamente US$312 hasta el 31 de diciembre de 2008, aproximadamente US$34 (US$45 en 2007) habían sido retirados de las cuentas de la Compañía como consecuencia de decisiones judiciales de adelanto de compensación, que fueron anuladas debido a una apelación presentada por la Compañía. La Compañía, con el apoyo de las autoridades del estado y federales, ha impedido con éxito la ejecución de otros retiros, y realiza todos los esfuerzos posibles para obtener el reembolso de las sumas que fueron anticipadamente retiradas de sus cuentas.

Autor: IBAMA (Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Renovables) Incumplimiento de la cláusula de Término de Acuerdo y Compromiso - TAC en relación a la Cuenca de Campos de 08/11/04 por continuidad de perforación sin aprobación previa. Decisión en primera instancia administrativa, condenando a Petrobras al pago por la falta de cumplimento del TAC. La Compañía interpuso recurso administrativo que aguarda juicio. La exposición máxima para Petrobras, actualizada monetariamente al 31 de diciembre de 2008, es de US$56. Basada en la opinión de sus asesores juridicos, la Compañía ha evaluado que hay un posible riesgo de pérdida. (b) Notificación del INSS – responsabilidad conjunta La Compañía recibió varias actas de infracción fiscales con relación a los montos de seguridad social a pagar debido a irregularidades en la presentación de la documentación requerida por el INSS, para eliminar su responsabilidad conjunta al contratar servicios de construcción civil y otros, estipulados en los párrafos 5 y 6 del artículo 219 y los párrafos 2 y 3 del artículo 220 del Decreto No. 3.048/99. Para asegurar la presentación de apelaciones y/o la obtención del Certificado de Ausencia de Débitos por parte del INSS, US$49 de los montos desembolsados por la Compañía se registraron como depósitos restringidos por procesos legales y garantías y pueden recuperarse en las respectivas acciones en curso, relacionadas a 331 notificaciones que ascienden a US$155. El departamento jurídico de Petrobras cree en una posible derrota en relación a estos lanzamientos fiscales y considera posible el riesgo de un fucturo desembolso en el.

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19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (c) Actas de infracción

Autor: Dirección General Impositiva de Río de Janeiro - Impuesto sobre la Renta Retenido en la Fuente relacionado a fletamento de buques La Dirección General Impositiva de Río de Janeiro labró dos Actas de Infracción en contra de la Compañía en relación a impuesto sobre la renta retenido en la fuente (IRRF) sobre remesas de pagos al exterior con relación al fletamento de buques de plataforma móvil entre el año 1998 y el año 2002. La Dirección General Impositiva, con base en la Ley No. 9.537/97, Artículo 2, considera que las plataformas de perforación y producción no pueden clasificarse como buques marítimos y por lo tanto no deben fletarse, sino arrendarse. Con base en esa interpretación, las remesas extranjeras para cumplimiento de acuerdos de fletamento estarían sujetas a una retención de impuestos en la fuente a un índice del 15% o 25%. Petrobras se ha defendido contra esas actas de infracción. Se interpusieron recursos administrativos ante el Tribunal Superior de Apelaciones para Asuntos Fiscales, último nivel administrativo, que todavía esperan una decisión. La máxima exposición para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2008, es de US$1.871. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida.

Autor: Autoridades financieras del Estado de Río de Janeiro - II e IPI en relación al hundimiento de la Plataforma P-36 Las autoridades fiscales-financieras del Estado de Río de Janeiro abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación a II (Impuesto de Importación) e IPI (Impuesto sobre Productos Manufacturados) en relación al hundimiento de la Plataforma P-36. El tribunal emitió sentencia contra Petrobras. Se interpuso recurso de apelación que está pendiente de juicio. Petrobras presentó un mandato específico y obtuvo un requerimiento judicial que bloqueó el pago de impuestos hasta que las investigaciones que determinan las razones que causaron el hundimiento de la plataforma se hayan concluido. Se encuentra pendiente la apelación presentada por el Gobierno Federal / Secretaría de Hacienda Nacional. Con la decisión del tribunal marítimo, la Compañía presentó una acción de Anulación de Deuda Impositiva y obtuvo liminar suspendiendo la recaudación de impuestos. La exposición máxima para Petrobras incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2008, es US$104 de II y US$47 de IPI. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera remoto el riesgo de pérdida relativo a esta acción. F-100

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19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (c) Actas de infracción (Continuación)

Autor: Autoridades financieras del Estado de Río de Janeiro - ICMS en relación al hundimiento de la Plataforma P-36 Las autoridades fiscales-financieras del Estado de Río de Janeiro abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía de ICMS en relación al hundimiento de la Plataforma P-36. Decisión en la primera instancia favorable a Petrobras. Interpueso recurso de apelación por el Estado de Río de Janeiro y por la propia Petrobras, en relación al valor de los honorarios. Por mayoría, se aceptó el Recurso del Estado de Río de Janeiro y se rechazó el recurso presentado por la Compañía. Aguarda publicación de la sentencia. La máxima exposición para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2008, es de US$331. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida.

Autor: Autoridades financieras del Estado de Río de Janeiro - II e IPI en relación a los equipos de Termorio Las autoridades fiscales-financieras del Estado de Río de Janeiro abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación a II (Impuesto de Importación) e IPI (Impuesto sobre Productos Manufacturados) cuestionando la clasificación fiscal como Otros Grupos Electrógenos en la importación de conjunto de equipos pertenecientes a la usina termoeléctrica Termorio S.A. El 15 de agosto de 2006, la sociedad registró, en la Inspección de Hacienda Federal de Río de Janeiro, impugnación a este Auto de Infracción al considerar que las clasificaciones fiscales efectuadas estaban amparadas por laudo técnico de instituto de conocimiento notorio. En su sesión del 11 de octubre de 2007, la Primera Instancia de Juicio consideró improcedente el lanzamiento del Auto de Infracción, vencido un juzgador que votó por la procedencia parcial. La Inspección de Hacienda Federal interpuso recurso de oficio al consejo de contribuyentes, pero tal solicitud aún no ha sido juzgada. La exposición máxima de Petrobras, al 31 de diciembre de 2008, incluyendo corrección monetaria, es de US$277. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida.

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19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (c) Actas de infracción (Continuación) Autor: Secretaría de Hacienda Federal - Contribución de Intervención en el Dominio Económico- CIDE La Secretaría de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra la Compañía debido a la falta de recaudación en el período de marzo de 2002 a octubre de 2003 de la Contribución de Intervención en el Dominio Económico - CIDE - el impuesto por transacciones a ser pagado al gobierno brasileño, por productores, mezcladores e importadores sobre las ventas y compras de determinados productos derivados de petróleo y combustibles a un valor determinado para los diferentes productos con base en la unidad de medidas típicamente utilizada para tales productos, en obediencia a los mandatos judiciales obtenidos por Distribuidores y Puestos de Combustibles, inmunizándolos de la respectiva incidencia. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. Petrobrás interpuso Recurso Voluntario. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2008, es de US$474. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

Autor: Secretaría de Hacienda Federal La Secretaria de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación al Impuesto de Renta Retenido en la Fuente - IRRF sobre remesas para pago de importación de petróleo. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. Un recurso de oficio fue presentado por la Secretaria de Hacienda Federal al Consejo de Contribuyentes, que fue aceptado. Petrobras aguarda notificación para interponer un recurso voluntario. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2008, es de US$308. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

Autor: Secretaría de Hacienda del Estado de Río de Janeiro Las autoridades fiscal-financieras del Estado de Rio de Janeiro abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación al pago atrasado en 2003 de la multa sobre el pago del impuesto sobre la renta y contribución social corporativa sobre las utilidades netas, realizado por admisión voluntaria. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. Petrobrás interpuso Recurso Voluntario. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2008, es de US$103. La Compañía cree que es probable que su posición, con base méritos tecnicos, sea mantenida.

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19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (c) Actas de Infracción (Continuación)

Autor: Secretaría de Hacienda Estadual de Alagoas Las autoridades impositivas de Alagoas abrieron un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación a la supuesta emisión de boletas fiscales de transferencia de gas natural no industrializado (denominado por la Secretaría de Hacienda Estadual de Alagoas de “gas rico”) para el Estado de Sergipe con precios inferiores a los precios de mercado entre 2000 y 2004. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. Petrobras interpuso Recurso Voluntario y esta aguardando juicio. La máxima exposición para Petrobras incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2008, es de US$47. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

Autor: Secretaría de Hacienda Federal - Contribución de Intervención en el Dominio Económico- CIDE La Secretaría de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación con el fallo por parte de Petrobras de retener CIDE (Contribución de Intervención en el Dominio Económico) en relación a importaciones de nafta revendidas a Braskem. En la primera instancia, por decisión mayoritaria, se juzgó procedente el lanzamiento. Petrobras interpuso Recurso Voluntario y esta aguardando juicio. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2008, es de US$608. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

Autor: Secretaría de Hacienda Federal - Contribución de Intervención en el Dominio Económico- CIDE La Secretaría de Hacienda Federal abrió un acta de infracción de impuestos contra la Compañía en relación con el fallo por parte de Petrobras de retener CIDE (Contribución de Intervención en el Dominio Económico) en relación a importaciones de propano y butano. En la primera instancia se juzgó procedente el lanzamiento. Petrobras interpuso Recurso Voluntario y esta aguardando juicio. La máxima exposición para Petrobras, incluyéndose la corrección monetaria al 31 de diciembre de 2008, es de US$78. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

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19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (c) Actas de Infracción (Continuación)

Autor: Agência Nacional de Petróleo - ANP - Participación especial en el Campo de Marlim La participación gubernamental fue establecida por la Ley Brasileña de Petróleo No. 9.478/97 y se recauda como medida de compensación para las actividades productoras de petróleo, que inciden sobre alto volumen de producción de nuestros campos. El método utilizado por Petrobras para calcular la participación especial debida para el Campo de Marlim se basa en la interpretación jurídicamente legítima del Decreto Administrativo 10 del 14 de enero de 1999, aprobado por la propia Agencia Nacional de Petróleo (ANP). El 16 de agosto de 2006, el Directorio Colegiado de ANP aprobó el informe sobre la certificación del pago de la participación especial en el Campo de Marlim que determinó la metodología a ser aplicada en relación a la participación especial en Marlim y también determinó que Petrobras realizara un pago adicional por el monto de US$195 (R$400 millones), en relación a pagos a menor realizado por Petrobras como resultado de la utilización del método de cálculo determinado inicialmente por ANP. Petrobras aceptó la determinación de ANP siempre y cuando la nueva metodología no fuera aplicada retroactivamente, asegurando así el cumplimiento de los principios constitucionales, como seguridad legal y legal perfección y pagó el monto adicional cobrado de acuerdo con la decisión final del más alto nivel de decisión de ANP, su Directorio Colegiado. El 18 de julio de 2007, Petrobras recibió notificación de una nueva Resolución del Directorio de la ANP estableciendo el pago de nuevos valores considerados debidos, retroactivamente a 1998, anulando la anterior Resolución del Directorio del 16 de agosto de 2006. Petrobras interpuso una petición de mandato judicial y obtuvo una medida cautelar para suspender el cobro de las diferencias en relación a la Participación Especial mencionada en la Resolución de ANP No. 400/2007, hasta que los procedimentos legales, que actualmente se tramita en los Tribunales Federales de Río de Janeiro, sean concluidos.

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19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (c) Actas de Infracción (Continuación)

Autor: Agência Nacional de Petróleo - ANP - Participación especial en el Campo de Marlim (Continuación) El cobro administrativo, que se había suspendido debido a un mandato judicial concedido en un recurso de apelación, volvió a entrar en vigor debido al rechazo del recurso interpuesto por Petrobras. La Compañía interpuso una apelación en el Tribunal Civil de Apelaciones y también solicitó un plazo temporal, siendo que ambos están esperando una audiencia del Tribunal. La cuestión se decidirá judicialmente. La exposición máxima para Petrobras, incluyendo corrección monetaria, al 31 de diciembre de 2008, es US$1.366. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción. (d) Temas medioambientales La Compañía está sujeta a varias leyes y regulaciones medioambientales. Dichas leyes regulan el lanzamiento de petróleo, gas u otros materiales en el medioambiente y pueden requerir que la Compañía revierta o disminuya los efectos medioambientales surgidos del desecho o lanzamiento de estos materiales en diversos locales. La Administración de la Compañía considera que cualquier gastos habidos para corregir o remediar posibles impactos ambientales no deben causar un efecto significativo sobre las operaciones o flujos de efectivo.

PEGASO - (Programa de Excelencia en Gestión Ambiental y Seguridad Operativa) Durante el año 2000, la Compañía implementó un programa de excelencia medioambiental y seguridad operativa - PEGASO - (Programa de Excelencia en Gestión Ambiental y Seguridad Operativa). Desde 2000 hasta el 31 de diciembre de 2008, la Compañía realizó gastos por aproximadamente US$5.003 en relación al programa. Durante los años finalizados el 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Compañía incurrió en gastos por aproximadamente US$355 y US$567, respectivamente. La Compañía cree que futuros desembolsos relacionados con actividades de recuperación del medio ambiente debido a accidentes, si los hubiera, no serán significativos.

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19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (d) Temas medioambientales (Continuación)

Derrame de petróleo de la refinería Presidente Getúlio Vargas El 16 de julio de 2000, hubo un derrame de petróleo en la refinería Presidente Getúlio Vargas, que resultó en el derramamiento de petróleo crudo en los alrededores. Los Fiscales Federales y del Estado de Paraná iniciaron una acción civil en contra de la Compañía reclamando US$1.176 por los daños habidos, que ya fue rebatido por la Compañía. Además, hay otros dos procesos en curso, uno iniciado por el Instituto Ambiental de Paraná y otro por una asociación civil llamada AMAR, que ya fueron rebatidas por la Compañía. Se está esperando el comienzo de la investigación pericial para cuantificar el monto. La exposición máxima, incluyendo corrección monetaria para Petrobras, al 31 de diciembre de 2008, es de US$47. El tribunal determinó que las acciones presentadas por AMAR y por los fiscales federal y del estado se juzguen como una sola. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

Ruptura del ducto Araucária-Paranaguá El 16 de febrero de 2001, el ducto Araucária-Paranaguá de la Compañía se rompió y derramó petróleo combustible en los ríos Sagrado, Meio, Neves y Nhundiaquara situados en el estado de Paraná. Como resultado del accidente, la Compañía recibió multa por aproximadamente US$80 impuesta por el Instituto Ambiental de Paraná, objeto de rechazo por la Compañía a través de proceso administrativo, pero la apelación fue rechazada. El tribunal determinó que las acciones presentadas por AMAR y por los fiscales federal y del estado se juzguen como una sola. La exposición máxima, incluyendo corrección monetaria para Petrobras, al 31 de diciembre de 2008, es de US$48. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

Derrame de petróleo debido al hundimiento de la Plataforma P-36 El 15 de marzo de 2001, hubo un derrame debido a un accidente con la plataforma P-36, originando pérdidas de combustible diesel y petróleo crudo. En publicación del día 23 de mayo de 2007, se juzgó procedente, en parte, el pedido, y condenó a Petrobras al pago del monto de US$56 (R$100 millones), a título de indemnización por los daños causados al medioambiente, a ser corregido monetariamente y con intereses de mora del 1% al mes contados a partir de la fecha en que se realizó el daño. Petrobrás presentó una moción para clarificación que se encuentra pendiente de juicio. La exposición máxima, incluyendo corrección monetaria para Petrobras, al 31 de diciembre de 2008, es de US$91. Basada en la opinión de sus asesores jurídicos, la Administración de la Compañía considera posible el riesgo de pérdida relativo a esta acción.

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19. Compromisos y Contingencias (Continuación) (e) Pagos mínimos por arrendamiento operativo La Compañía está comprometida en hacer los siguientes pagos mínimos respecto a arrendamientos operativos al 31 de diciembre de 2008: 2010 2011 2012 2013 2014 2015 en adelante

4.271 3.705 3.460 2.794 1.654 3.012

Compromisos de pago mínimo de arrendamiento operativo

18.896

La Compañía pagó US$2.983, US$2.683 y US$2.016, respecto a gastos por alquiler involucrando arrendamientos operativos al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, respectivamente.

20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo La Compañía está expuesta a varios riesgos de mercado surgidos durante el curso normal de sus negocios. Estos riesgos de mercado involucran principalmente la posibilidad de que cambios en las tasas de interés, las tasas de cambio de moneda extranjera o en los precios de commodities afecten negativamente los valores de los activos y pasivos financieros de la Compañía o sus futuros flujos de efectivo y utilidades. La Compañía mantiene una política general de gestión de riesgo bajo la dirección de sus ejecutivos. En 2004, el Comité Ejecutivo de Petrobras instituyó el Comité de Gestión de Riesgos formado por gerentes ejecutivos de todas sus áreas de negocio y de diversas áreas corporativas. Este comité, además de tener como objetivo asegurar la gestión integrada de las exposiciones al riesgo y de formalizar las principales directrices de actuación de la Compañía, tiene el objetivo de concentrar las informaciones y discutir sobre las acciones de gestión del riesgo, facilitando la comunicación con el Directorio y el Consejo de Administración en aspectos relacionados con las mejores prácticas de gobierno corporativo. La política de gestión de riesgos del Sistema Petrobras busca contribuir para un equilibrio adecuado entre sus objetivos de crecimiento y retorno y su nivel de exposición al riesgo, y fue sea inherente al propio ejercicio de sus actividades o consecuencia del contexto en el que opera, de modo que, por medio de la asignación efectiva de sus recursos físicos, financieros y humanos la Compañía pueda cumplir sus metas estratégicas.

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20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) La Compañía puede utilizar instrumentos derivados y no derivados al implantar su estrategia general de gestión de riesgo. Sin embargo, al utilizar instrumentos derivados, la Compañía está expuesta al riesgo de crédito y de mercado. El riesgo de crédito consiste en que la contraparte no se desempeñe según los términos del contrato de derivados. El riesgo de mercado es el posible efecto adverso sobre el valor de un activo o pasivo, incluyendo instrumentos financieros que resultan de los cambios de las tasas de interés, tasas de cambio de moneda o precios de commodities. La Compañía se previene contra el riesgo de crédito restringiendo las contrapartes de dichos instrumentos financieros derivados a las principales instituciones financieras. El riesgo de mercado es administrado por los ejecutivos de la Compañía. La Compañía no mantiene o emite instrumentos financieros a efectos de negociación. (a) Gestión de riesgo del precio de commodities La Compañía está expuesta a riesgos de precio de commodities a raíz de la flotación de los precios del petróleo crudo y sus derivados. Las actividades de gestión de riesgo de commodites de la Compañia se realizan principalmente por medio de las utilizaciones de los contratos de futuros cotizados en bolsas de valores; y opciones y swaps contratados con sólidas instituciones financieras. La Compañía no usa los contratos de derivados para fines especulativos. La Compañía no suele usar derivativos para administrar la exposición general al riesgo de precio de las commodities, llevando en consideración que el plan de negocios de la Compañía utiliza previsiones de precios conservadoras juntamente con el hecho de que, en condiciones normales de mercado, las fluctuaciones de precios de las commodities no representan un riesgo significativo para alcanzar los objetivos estratégicos. La decisión de realizar un hedge estratégico utilizando derivados se revisa periódicamente y se recomienda, o no, al Comité de Gestión de Riesgo. Caso se indique la protección de hedge, en escenarios con probabilidad significativa de eventos adversos, y con la aprobación del Consejo de Administración, las transacciones con derivados se deben realizar con el objetivo de proteger la solvencia, liquidez y realización del plan de inversiones de la Compañía, considerando un análisis integrado de todas las exposiciones al riesgo de la Compañía. Contrato de derivados pendientes fueron realizados para disminuir las exposiciones a riesgo de precios de transacciones específicas, en las cuales los resultados positivos o negativos de las transacciones con derivados son total o parcialmente compensadas por el resultado opuesto en las posiciones físicas. Las transacciones cubiertas por derivados de commodities son: ciertas cargas comercializadas de operaciones de importación y exportación y transacciones entre diferentes mercados geográficos. Como resultado del gestión actual de riesgo de precios de la Compañía, los derivados se contratan como operaciones a corto plazo, para acompañar los cronogramas correspondientes a la exposición de riesgo. Las operaciones se realizan en la Bolsa de Valores de Nueva York (NYMEX) y en la Bolsa de Valores Intercontinental (ICE), así como en el mercado extra-bursátil internacional. F-108

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20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (a) Gestión de riesgo del precio de commodities (Continuación) La exposición de la Compañía derivada de estos contratos se limita a la diferencia entre el valor del contrato y el valor de mercado de los volúmenes contratados. Los contratos de futuro de petróleo crudo son marcados a mercado y las utilidades y pérdidas relacionadas se reconocen en las utilidades del período actual, independientemente de cuando ocurra la venta física de crudo. En los ejercicios terminados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006, la Compañía realizó transacciones non-hedge de derivados de commodities por el 66,64%, el 56,59% y el 26,42%, respectivamente, de sus volúmenes comerciales totales de importación y exportación. Los principales parámetros utilizados en la gestión de riesgo para variaciones de precios de petróleo y derivados de Petrobras son, para las evaluaciones de mediano plazo, el flujo de efectivo en riesgo (CFAR) y para las evaluaciones de corto plazo, el Valor en Riesgo (“Value at Risk”-VAR) y “Stop Loss”. Se definen límites corporativos para los parámetros VAR y “Stop Loss”. Las principales contrapartes de operaciones para instrumentos derivados de petróleo y productos derivados son la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX), Intercontinental Exchange y JP Morgan. Los contratos de derivados de commodities se reflejan por su valor justo como activos o pasivos en los balances generales consolidados de la Compañía, reconociendo ganancias o pérdidas en utilidades utilizando remarcación al mercado en el período de cambio. Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía los siguientes contratos derivados de commodities pendientes, que fueron colocados como: Cantidad nocional en miles de de bbl*

Contratos de commodities

Al 31 de diciembre de

Vencimiento en 2009

2008

Contratos de futuros y a término Contratos de opciones

2007 5.647

7.329

-

8.090

* Un valor nocional negativo representa una posición vendida ** Los valores justos negativos se registraron como pasivo y los valores justos positivos como activos. Los montos de 2007 se presentan solamente a efectos comparativos.

Al 31 de diciembre de 2008, la cartera de operaciones comerciales realizadas en el exterior, los derivados associados a su protección por medio de instrumentos derivados de petróleo y productos derivados, presentaba una pérdida máxima estimada por día (VAR - ”Value at Risk”), calculada a un nivel de confianza del 95%, de aproximadamente US$12 . F-109

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20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (b) Gestión de riesgo de moneda extranjera El riesgo cambiario es uno de los riesgos financieros a que está expuesta la Compañía, siendo originado en movimientos en los niveles o en la volatilidad de la tasa de cambio. En lo que se refiere a la gestión de estos riesgos, la Compañía busca identificarlos y tratarlos de forma integrada, buscando asegurar la asignación eficiente de los recursos destinados al derivado. Aprovechando su actuación integrada en el segmento de energía, la empresa busca, en primer lugar, identificar o crear protecciones naturales “mitigación natural de riesgo”, es decir, beneficiarse de las correlaciones entre sus ingresos y gastos. En el caso específico de la variación cambiaria inherente a los contratos en donde el costo y la remuneración envuelven monedas distintas, esta mitigación natural del riesgo se realiza por medio de la asignación de las inversiones de efectivo entre real, dólar u otra moneda. La gestión de riesgos se realiza para la exposición neta. Se elaboran análisis periódicos del riesgo cambiario subsidiando las decisiones del Directorio Ejecutivo. La estrategia de gestión de riesgos cambiarios envuelve el uso de instrumentos derivados para minimizar la exposición cambiaria de ciertas obligaciones de la Compañía. La Compañía realizó un contrato extra bursátil, no denominado como hedge cambiario, para cobertura de los márgenes comerciales inherentes a las exportaciones (segmento aviación) para los clientes extranjeros. El objetivo de la operación, contratada concomitantemente con la definición del costo de los productos exportados, es mantener constantes los márgenes comerciales acordados con los clientes extranjeros. La política interna limita el volumen de contratos derivados al volumen de los productos exportados. El contrato extra-bursátil se refleja a valor justo tanto como activos o pasivos en los balances generales consolidados de la Compañía reconociendo ganancias o pérdidas en las utilidades utilizando remarcación a mercado en el período de cambio.

F-110

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20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (b) Gestión de riesgo de moneda extranjera (Continuación) Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía los siguientes contratos de derivados de moneda extranjera, no designados como hedge cambiario, que fueron realizados de la siguiente forma: Moneda Extranjera Vencimiento en 2009

%

A término Vende en USD / Paga en BRL Tasa de cambio promedio contractual

Valor nocional 117 1,8 117

Al 31 de diciembre de 2008, el contrato de derivado a término presentaba una pérdida máxima estimada por día (VAR – Valor en Riesgo), calculada a un nivel de confiabilidad del 95%, de aproximadamente US$2. Hedge de Flujo de Efectivo En septiembre de 2006, la Compañía contrató una operación de “hedge” denominada “cross currency swap” para cobertura de los títulos emitidos en yenes de manera en fijar en dólares los costos de la Compañía en esta operación. En el “cross currency swap” se realiza un cambio de tasas de interés en diferentes monedas. La tasa de cambio del yen para el dólar estadounidense se fija en el comienzo de la transacción y permanece fija durante su existencia. La Compañía no tiene intención de liquidar tales contratos antes del plazo de vencimiento. La compañía ha decidido denominar su cross currency swap como hedges de flujo de efectivo. Tanto en la creación de un hedge como en bases constantes, se espera que un hedge de flujo de efectivo sea altamente eficiente en conseguir contrarrestar los flujos de efectivo atribuibles al riesgo del hedge durante el plazo del mismo. Los instrumentos derivados denominados como hedges de flujo de efectivo se reflejan tanto en los activos como en los pasivos de los balances generales consolidados de la Compañía. El cambio en el valor justo, hasta el punto en que el hedge sea efectivo, se registra en otras utilidades integrales acumuladas hasta que se realice la transacción prevista. Se realizan trimestralmente tests de efectividad que permiten medir cómo las alteraciones de valor justo o del flujo de efectivo de los ítems protegidos por hedge son absorbidas por los mecanismos del hedge. El cálculo de efectividad indicó que el cross currency swap es altamente efectivo en compensar a la variación del flujo de efectivo de los títulos emitidos en yenes. F-111

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20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (b) Gestión de riesgo de moneda extranjera (Continuación) Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía el siguiente cross currency swap, realizado de la forma siguiente: Cross Currency Swaps Vencimiento en 2016

%

Fijo para fijo Tasa Promedio de Pago (USD) Tasa Promedio de Cobro (JPY)

5,69 2,15

Valor Nocional (MM JPY) 35.000

35.000 Al 31 de diciembre de 2008, el cross currency swap presentaba una pérdida máxima estimada por día (VAR – Valor en Riesgo), calculada a un nivel de confiabilidad del 95%, de aproximadamente US$26. (c) Gestión de riesgo de las tasas de interés El riesgo de tasa de interés a que la Compañía está expuesta surge de su deuda de largo plazo y, en menor medida, de corto plazo. La deuda a tasas de cambio fluctuantes de moneda extranjera está sujeta principalmente a fluctaciones de la tasa LIBOR, y la deuda a tasas fluctuantes denominada en Reales está sujeta principalmente a fluctuaciones de la tasa de interés de largo plazo (TJLP) divulgada por el Consejo Monetario Nacional en Brasil. La Compañía actualmente no utiliza instrumentos financieros derivados para monitorear su exposición a las fluctuaciones de las tasas de interés.

F-112

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20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (d) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008.

En millones de dólares Al 31 de diciembre de

Derivados denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con SFAS 133 Contratos de cambio en moneda extranjera Total Derivados no denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con SFAS 133 Contratos de cambio en moneda extranjera Contratos de commodity Contratos de commodity Total

Derivados de Activos 2008 Localización en el Valor Balance General justo

Otros activos corrientes

47 47

Otros activos corrientes Otros activos Otros activos corrientes

Total de Derivados

F-113

Derivados de Pasivos 2008 Localización en el Valor Balance General justo

-

Otras cuentas a pagar y provisiones Otras cuentas a pagar y provisiones

2 7

69 69

9

116

9

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20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (d) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados (Continuación) El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2007. En millones de dólares Al 31 de diciembre de

Derivados denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con SFAS 133 Contratos de cambio en moneda extranjera

Derivados de Activos 2007 Localización en el Valor Balance General justo

Otros activos corrientes

Total Derivados no denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con SFAS 133 Contratos de cambio en moneda extranjera Contratos de commodity Contratos de commodity Total

Otros activos corrientes Otros activos Otros activos corrientes

Total de Derivados

F-114

Derivados de Pasivos 2007 Localización en el Valor Balance General justo

3

-

3

-

2 4

Otras cuentas a pagar y provisiones

46

9 15

46

18

46

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (d) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados (Continuación) El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008. Monto de

Monto de Ganancia

Monto de Ganancia o

Ganancia o

o (Pérdida)

(Pérdida) reconocido en

(Pérdida)

reclasificada de

los ingresos de derivados

reconocido en OCI

Localización de

OCI Acumulado

(Parte no efectiva y

Ganancia o

para utilidades

monto excluido del test

(Pérdida)

(parte efectiva)

de efectividad)

2008

2008

sobre derivados (Parte efectiva) Derivados en SFAS

reclasificada de

133 – Relación de

OCI Acumulado

Hedge de Flujo de Efectivo

para utilidades 2008

(parte efectiva)

Contratos de cambio de moneda extranjera

(20)

Gastos Financieros

(10)

(20)

(10)

-

El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2007. Monto de Monto de

Ganancia o

Monto de Ganancia o

Ganancia o

(Pérdida)

(Pérdida) reconocido en

(Pérdida)

reclasificada de

los ingresos de derivados

reconocido en OCI

OCI Acumulado

(Parte no efectiva y

sobre derivados

Localización de

para utilidades

monto excluido del test

(Parte efectiva)

Ganancia o (Pérdida)

(parte efectiva)

de efectividad)

2007

2007

Derivados en SFAS

reclasificada de OCI

133 – Relación de

Acumulado para

Hedge de Flujo de Efectivo

utilidades (parte 2007

efectiva)

Contratos de cambio de moneda extranjera

3

Gastos Financieros

3

(10) (10)

F-115

-

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20. Instrumentos Derivados, Hedging y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) (d) Presentación tabular de la localización y montos de los valores justos de derivados (Continuación) Monto de la Ganancia o (Pérdida) reconocida en Ingresos en Derivados Derivados no denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con SFAS 133

Localización de Ganancia o (Pérdida) reconocida en Ingresos en Derivados

Contratos de cambio Contratos de commodities Total

Ingresos/gastos financieros netos Ingresos/gastos financieros netos

2008 (32) 243 211 Monto de la Ganancia o (Pérdida) reconocida en Ingresos en Derivados

Derivados no denominados como instrumentos de hedge de acuerdo con SFAS 133

Localización de Ganancia o (Pérdida) reconocida en Ingresos en Derivados

Contratos de cambio Contratos de commodities Total

Ingresos/gastos financieros netos Ingresos/gastos financieros netos

F-116

2007 14 (162) (148)

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21. Instrumentos Financieros En el curso normal de sus actividades de negocio, la Compañía adquiere diversos tipos de instrumentos financieros. (a) Concentraciones de riesgo de crédito Porciones sustanciales de los activos de la Compañía, incluyendo instrumentos financieros, están ubicadas en Brasil mientras que sustancialmente todos los ingresos de la Compañía y su utilidad neta son generados en ese país. Los instrumentos financieros de la Compañía expuestos a concentraciones de riesgo de crédito consisten principalmente en sus efectivo y equivalentes de efectivo, la Cuenta de Petróleo y Alcohol, las cuentas a cobrar y contratos futuros. La Compañía toma varias medidas para reducir su riesgo de crédito a niveles aceptables. Todos los efectivos y equivalentes de efectivo en Brasil son mantenidos con los grandes bancos. Los depósitos a plazos en dólares estadounidenses se hacen con instituciones financieramente fidedignas estables en EE.UU. Además, todos los títulos disponibles a la venta y contratos derivados de la Compañía son cotizados en bolsa o mantenidos con instituciones financieras financieramente fidedignas estables. La Compañía acompaña su riesgo de crédito asociado con las cuentas a cobrar de clientes mediante la evaluación rutinaria de la calificación de crédito de sus clientes. Al 31 de diciembre de 2008 y al 31 de diciembre de 2007, las cuentas a cobrar de clientes eran mantenidas principalmente con grandes distribuidores. (b) Valor justo Los valores justos surgen de los precios cotizados en el mercado, cuando están disponibles, o, en su defecto, del valor presente del flujo de efectivo esperado. Los valores justos reflejan el efectivo que habría sido tanto recibido o pagado si los instrumentos hubieran sido liquidados al cierre del ejercicio a través de una operación comercial rigorosa entre las partes involucradas. Los valores justos de efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas a cobrar de cliente, la Cuenta de Petróleo y Alcohol, deuda a corto plazo y cuentas a pagar a proveedores se aproximan a sus valores contables. Los valores justos de otras cuentas a cobrar y a pagar de largo plazo no son significativamente distintos de sus valores contables. La deuda de la Compañía, incluso las obligaciones de financiación de proyectos, surgida de la consolidación de FIN 46(R), fue de US$21.046 al 31 de diciembre de 2008, y US$16.734 al 31 de diciembre de 2007, y tenía valores justos estimados de US$20.032 y US$17.845, respectivamente.

F-117

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21. Instrumentos financieros (Continuación) (b) Valor justo (Continuación) La jerarquía del valor justo para los activos y pasivos financieros de la compañía registrados a su valor justo en bases recurrentes al 31 de diciembre de 2008 era de: Al 31 de diciembre de 2008 Nivel 1 Activos Títulos disponibles para comercialización Derivados de cambio de moneda extranjera (Nota 20) Derivados de commodities (Nota 20) Otras inversiones

Nivel 2

Nivel 3

Total

1.665

-

-

1.665

69 76

47 -

-

47 69 76

1.810

47

-

1.857

Pasivos Derivados de commodities (Nota 20)

7

2

-

9

Total pasivos

7

2

-

9

Total activos

22. Informaciones por Segmento Las informaciones sobre los segmentos presentadas a continuación fueron preparadas según el SFAS No. 131 - Informaciones sobre Segmentos de una Compañía y Correspondientes Datos (“SFAS 131”). La Compañía lleva a cabo operaciones en los siguientes segmentos: ·

Exploración y Producción - Este segmento incluye las actividades de exploración, desarrollo de producción y actividades de producción de petróleo, gas natural licuado y gas natural desarrolladas por la Compañía en Brasil, con el objetivo de atender las refinerías brasileñas, así como a vender el excedente de la producción brasileña en los mercados nacional e internacional y en actividades limitadas del comercio de petróleo y las transferencias de gas natural al segmento de Gas y Energía de la Compañía.

·

Abastecimiento - Este segmento incluye las actividades de refinación, logística, transporte, exportación y comercialización de petróleo crudo, así como la comercialización de petroleo, de derivados del petróleo y alcohol combustible de la Compañía. Además, este segmento comprende la división petroquímica y de fertilizantes, que incluye inversiones en compañías petroquímicas nacionales y en dos plantas nacionales de fertilizantes de la compañía. F-118

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22. Informaciones por Segmento (Continuación) ·

Distribución - Este segmento incluye las actividades de distribución de derivados de petróleo y alcohol combustible conducidas por Petrobras Distribuidora S.A. - BR, subsidiaria en la cual la Compañía tiene una participación mayoritaria en Brasil.

·

Gas y Energía - Este segmento incluye actualmente la comercialización, transporte y distribución de gas natural producido en Brasil o importado por este país. Además, este segmento comprende la participación de la Compañía en la produción doméstica de energía eléctrica, así como inversiones en compañías nacionales de transporte de gas natural, distribuidoras estatales de gas natural y compañías termoeléctricas.

·

Internacional - Este segmento incluye las actividades internacionales en 23 otros países llevadas a cabo por la Compañía, fuera Brasil, incluyendo Exploración y Producción, Abastecimiento, Distribución y Gas y Energía.

Los rubros que no se pueden atribuir a otras áreas se asignan al grupo de entidades corporativas, especialmente las relacionadas con gestión financiera corporativa, gastos generales relacionados con la administración central y otros gastos, incluyendo gastos actuariales con planes de pensión y asistencia médica para los participantes inactivos. Las informaciones contables por área de negocio fueron preparadas con base en la premisa de capacidad de control para los efectos de atribuir a las áreas de negocios únicamente rubros sobre los cuales dichas áreas tengan el control efectivo. Los principales criterios adoptados a efectos de contabilización de los resultados y activos por segmento de negocio son los señalados a continuación: ·

Ingresos operativos netos: considerados ingresos por ventas a terceros, más los ingresos entre los segmentos de negocio con base en los precios de transferencia interna establecidos por las áreas;

·

Costos y gastos incluyen los costos de los productos y servicios vendidos, calculados por segmento de negocio, basado en el precio de transferencia interna y los otros costos operativos de cada segmento, así como los gastos operativos, basados en los gastos efectivamente realizados por cada segmento;

·

Los resultados financieros se asignan al grupo corporativo;

·

Activos: incluyen los activos referentes a cada segmento.

F-119

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22. Información por Segmento (Continuación) A continuación se presentan los activos de la Compañía por Segmento:

Exploración y Producción Activo corriente

Abastecimiento

Gas y Energía

Al 31 de diciembre de 2008 Internacional (ver información separadamente) Distribución

Corporativa

Eliminaciones

Total

2.662

9.647

2.466

2.327

2.646

10.387

(3.377)

26.758

2.662

9.647

2.466

2.327

2.646

6.499 3.888

(3.377)

6.499 20.259

171

1.168

474

1.142

166

77

-

3.198

Bienes de uso. netos

45.836

15.806

10.719

9.341

1.621

1.418

(22)

84.719

Activo no corriente

2.657

900

1.334

629

342

5.701

(543)

11.020

51.326

27.521

14.993

13.439

4.775

17.583

(3.942)

125.695

Efectivo y equivalentes de efectivo Otros activos corrientes Inversiones en Sociedades no consolidadas y demás inversiones

Total del activo

F-120

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22. Información por Segmento (Continuación) Al 31 de diciembre de 2008 Internacional Exploración y Producción

Abastecimiento

Gas y Energía

Distribución

Corporativa

Eliminaciones

Activo corriente

817

1.275

243

141

238

Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones

857

35

264

-

(14)

7.892

1.218

232

162

109

(272)

9.341

708

64

68

51

1.472

(1.734)

629

10.274

2.592

807

354

1.805

(2.393)

13.439

Bienes de uso, netos Activo no corriente Total del activo

F-121

(387)

Total

-

2.327 1.142

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

22. Información por Segmento (Continuación) A continuación se presentan los activos de la Compañía por Segmento: Exploración y Producción

Abastecimiento

Gas y Energía

Al 31 de diciembre de 2007 Internacional (ver información separadamente) Distribución

Corporativa

Eliminaciones

Total

Activo corriente

3.180

13.725

2.864

2.184

2.848

10.710

(6.371)

29.140

Efectivo y equivalentes de efectivo Otros activos corrientes

3.180

13.725

2.864

2.184

2.848

6.987 3.723

(6.371)

6.987 22.153

85

2.348

550

1.278

640

211

-

5.112

Bienes de uso, netos

48.288

14.480

10.615

7.596

1.838

1.475

(10)

84.282

Activo no corriente

1.622

665

1.507

659

326

6.741

(339)

11.181

53.175

31.218

15.536

11.717

5.652

19.137

(6.720)

129.715

Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones

Total del activo

F-122

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

22. Información por Segmento (Continuación) Al 31 de diciembre de 2007 Internacional Exploración y Producción

Abastecimiento

Gas y Energía

Distribución

Corporativa

Eliminaciones

Activo corriente

843

1.113

157

197

217

Inversiones en Sociedades no consolidadas y demás inversiones

889

39

309

21

20

6.100

1.070

219

182

149

(124)

7.596

505

292

68

14

1.017

(1.237)

659

8.337

2.514

753

414

1.403

(1.704)

11.717

Bienes de uso, netos Activo no corriente Total del activo

F-123

(343)

Total

-

2.184 1.278

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

22. Información por segmento (Continuación) Ingresos y utilidad neta por segmento se registran como a continuación: Exploración y Producción

Abastecimiento

Gas y Energía

Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008 Internacional (ver información separadamente) Distribución Corporativa

Eliminaciones

Total

Ingresos operativos de terceiros netos Ingresos operativos inter-segmentos netos

973 58.051

69.318 26.884

7.627 1.175

10.024 916

30.315 577

-

(87.603)

118.257 -

Ingresos operativos netos

59.024

96.202

8.802

10.940

30.892

-

(87.603)

118.257

Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos Gastos por investigación y desarrollo Gastos por beneficios a empleados inactivos Otros gastos operativos

(21.130) (3.544) (1.303) (171) (419) (494) (117)

(94.641) (1.109) (2.486) (151) (319)

(7.642) (367) (483) (40) (612)

(8.735) (564) (472) (348) (788) (3) (473)

(28.317) (165) (1.425) (8) (90)

(179) (1.972) (245) (841) (1.054)

87.600 144 -

(72.865) (5.928) (1.775) (519) (7.429) (941) (841) (2.665)

Costos y gastos

(27.178)

(98.706)

(9.144)

(11.383)

(30.005)

(4.291)

87.744

(92.963)

31.846

(2.504)

(342)

(443)

(37) (152)

(245) (64) (143)

103 (53) (212)

71 (126) (107)

887 49 (11) 320

(4.291) 1 2.377 (142) 69

141 -

25.294 (21) 2.377 (433) (225)

31.657

(2.956)

(504)

(605)

1.245

(1.986)

141

26.992

(10.764)

922

205

(213)

(406)

1.045

(48)

(9.259)

138

38

76

10

-

884

-

1.146

21.031

(1.996)

(223)

(808)

839

(57)

93

18.879

Utilidad (pérdida) operativa Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Ingresos (gastos) financieros, netos Otros impuestos Otros gastos, netos Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios Beneficios (gastos) por impuesto sobre la renta Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas Utilidad(pérdida) neta del ejercicio

F-124

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

22. Información por Segmento (Continuación) Ejercicio concluido al 31 de diciembre de 2008 Internacional Exploración y Producción

Abastecimiento

Ingresos operativos de terceros netos Ingresos operativos inter-segmentos netos

1.383 1.458

5.611 1.702

424 49

Ingresos operativos netos

2.841

7.313

Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos Gastos por investigación y desarrollo Otros gastos operativos

(901) (419) (472) (123) (197) (170)

Gas y Energía

Corporativa

Eliminaciones

2.604 72

2 -

(2.365)

10.024 916

473

2.676

2

(2.365)

10.940

(7.341) (83) (223) (162) (280)

(350) (15) (25) 24

(2.512) (22) (2) (132) 5

(4) (25) (272) (3) (52)

2.373 -

(8.735) (564) (472) (348) (788) (3) (473)

(2.282)

(8.089)

(366)

(2.663)

(356)

2.373

(11.383)

Utilidad (pérdida) operativa

559

(776)

107

13

(354)

8

(443)

Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Otros impuestos Otros gastos, netos

41 (18) (87)

(1) (1) (2)

9 (1) 1

(2) -

22 (104) (19)

-

71 (126) (107)

Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios

495

(780)

116

11

(455)

8

(605)

Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta

(267)

(30)

(2)

(1)

87

-

(213)

Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas

(132)

161

(32)

2

11

-

10

96

(649)

82

12

(357)

8

(808)

Costos y gastos

Utilidad (pérdida) neta del ejercicio

F-125

Distribución

Total

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

22. Información por Segmento (Continuación) Ingresos y utilidad neta por segmento se registran como a continuación: Exploración y Producción

Abastecimiento

Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2007 Internacional Gas y (ver información Energía separadamente) Distribución Corporativa

Eliminaciones

Total

Ingresos operativos de terceros netos Ingresos operativos inter-segmentos netos

2.455 39.536

50.531 19.018

3.673 1.239

8.132 969

22.944 376

-

(61.138)

87.735 -

Ingresos operativos netos

41.991

69.549

4.912

9.101

23.320

-

(61.138)

87.735

Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos Gastos por investigación y desarrollo Gasto por beneficios a empleados inactivos Otros gastos operativos

(15.147) (3.335) (648) (26) (305) (447) (245)

(61.881) (1.077) (19) (1.999) (171) (219)

(4.514) (259) (597) (94) (435)

(7.042) (567) (775) (226) (692) (2) (108)

(21.124) (155) (1.198) (6) (54)

(151) (1.577) (161) (990) (1.085)

59.919 118 10

(49.789) (5.544) (1.423) (271) (6.250) (881) (990) (2.136)

Costos y gastos

(20.153)

(65.366)

(5.899)

(9.412)

(22.537)

(3.964)

60.047

(67.284)

21.838

4.183

(987)

(311)

783

(3.964)

(1.091)

20.451

(43) (196)

71 (75) (8)

104 (36) (28)

64 (72) 82

(90) (17)

(4) (582) (346) 24

-

235 (582) (662) (143)

Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios

21.599

4.171

(947)

(237)

676

(4.872)

(1.091)

19.299

Beneficios (gastos) por impuesto sobre la renta

(7.343)

(1.394)

357

(424)

(230)

2.775

371

(5.888)

(184)

8

(244)

(154)

-

301

-

(273)

14.072

2.785

(834)

(815)

446

(1.796)

(720)

13.138

Utilidad (pérdida) operativa Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Ingresos (gastos) financieros, netos Otros impuestos Otros gastos, netos

Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas Utilidad (pérdida) neta del ejercicio

F-126

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

22. Información por Segmento (Continuación) Ejercicio concluido al 31 de diciemvre de 2007 Internacional Exploración y Producción

Abastecimiento

Gas y Energía

Distribución

Corporativa

Eliminaciones

Total

Ingresos operativos de terceros netos Ingresos operativos inter-segmentos netos

1.136 1.473

4.480 1.606

480 48

2.015 23

14 -

7 (2.181)

8.132 969

Ingresos operativos netos

2.609

6.086

528

2.038

14

(2.174)

9.101

(933) (432) (775) (226) (179) (78)

(5.875) (86) (127) 32

(424) (15) (19) 10

(1.952) (20) (125) 11

(15) (14) (242) (2) (82)

2.157 (1)

(7.042) (567) (775) (226) (692) (2) (108)

(2.623) (14) (63) (7) (4)

(6.056) 30 27 (2) 29

(448) 80 23 (1) 42

(2.086) (48) (3) -

(355) (341) 77 (59) 15

2.156 (18) -

(9.412) (311) 64 (72) 82

Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios

(88)

84

144

(51)

(308)

(18)

(237)

Beneficios (gastos) por impuesto sobre la renta

(242)

-

1

(3)

(180)

-

(424)

(42)

(14)

(38)

17

(77)

-

(154)

(372)

70

107

(37)

(565)

(18)

(815)

Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos Gastos por investigación y desarrollo Otros gastos operativos Costos y gastos Utilidad (pérdida) operativa Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Otros impuestos Otros gastos, netos

Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas Utilidad (pérdida) neta del ejercicio

F-127

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

22. Información por Segmento (Continuación) Ingresos y utilidad neta por segmento se registran como a continuación:

Exploración y Producción

Abastecimiento

Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2006 Internacional Gas y (ver información Energía separadamente) Distribución Corporativa

Eliminaciones

Total

Ingresos operativos de terceros netos Ingresos operativos inter-segmentos netos

3.351 32.387

42.831 15.128

2.833 1.257

4.938 1.133

18.394 287

-

(50.192)

72.347 -

Ingresos operativos netos

35.738

57.959

4.090

6.071

18.681

-

(50.192)

72.347

Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos Gastos por investigación y desarrollo Gasto por beneficios a empleados inactivos Otros gastos operativos

(13.655) (2.166) (501) (20) (460) (346) (31)

(51.812) (669) (1.359) (141) (40)

(3.624) (197) (362) (78) (178)

(4.088) (417) (433) (1) (541) (2) (22)

(16.967) (143) (982) (5) (77)

(81) (1.141) (158) (1.017) (785)

49.962 21 13

(40.184) (3.673) (934) (21) (4.824) (730) (1.017) (1.120)

Costos y gastos

(17.179)

(54.021)

(4.439)

(5.504)

(18.174)

(3.182)

49.996

(52.503)

18.559 (45)

3.938 5 (73)

(349) (1) (49)

567 37 (63)

507 (79)

(3,182) (13) (100) (285)

(196) -

19.844 28 (100) (594)

(73)

(20)

(15)

30

23

38

-

(17)

Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios

18.441

3.850

(414)

571

451

(3.542)

(196)

19.161

Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta

(6.270)

(1.307)

140

(254)

(153)

2.086

67

(5.691)

(229)

(10)

(231)

(194)

-

20

-

(644)

11.942

2.533

(505)

123

298

(1.436)

(129)

12.826

Utilidad (pérdida) operativa Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Ingresos (gastos) financieros, netos Otros impuestos Otros gastos, netos

Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas Utilidad (pérdida) neta del ejercicio

F-128

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

22. Información por Segmento (Continuación) Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2006 Internacional Exploración y Producción

Abastecimiento

Ingresos operativos de terceros netos Ingresos operativos inter-segmentos netos

685 1.831

2.068 1.450

719 41

1.440 6

26 -

(2.195)

4.938 1.133

Ingresos operativos netos

2.516

3.518

760

1.446

26

(2.195)

6.071

Costo de ventas Depreciación, agotamiento y amortización Exploración, incluyendo pozos exploratorios secos Pérdida de valor de los activos (Impairment) Gastos de ventas, generales y administrativos Gastos por investigación y desarrollo Otros gastos operativos

(948) (309) (433) (1) (154) (4)

(3.307) (65) (86) 4

(577) (14) (17) 13

(1.433) (16) (99) 9

(26) (13) (185) (2) (44)

2.203 -

(4.088) (417) (433) (1) (541) (2) (22)

(1.849)

(3.454)

(595)

(1.539)

(270)

2.203

(5.504)

Utilidad (pérdida) operativa

667

64

165

(93)

(244)

8

567

Participación en los resultados de sociedades no consolidadas Otros impuestos Otros gastos, netos

20 (13) 29

12 (8) -

2 11

(2) 33

3 (40) (43)

-

37 (63) 30

Utilidad (pérdida) antes de los impuestos sobre la renta y participación de minoritarios

703

68

178

(62)

(324)

8

571

Beneficios (gastos) de impuesto sobre la renta

(305)

(24)

(79)

28

130

(4)

(254)

Participación de minoritarios en los resultados de subsidiarias consolidadas

(172)

(14)

(22)

25

(11)

-

(194)

226

30

77

(9)

(205)

4

123

Costos y gastos

Utilidad (pérdida) neta del ejercicio

F-129

Gas y Energía

Distribución

Corporativa

Eliminaciones

Total

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 22. Informaciones por Segmento (Continuación) Los gastos en inversión de capital incurridos por segmento por los ejercicios finalizados al 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 se presentan a continuación: Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008 2007 2006 Exploración y Producción Abastecimiento Gas y Energía Internacional Exploración y Producción Abastecimiento Distribución Gas y Energía Distribución Corporativa

14.293 7.234 4.256

9.448 4.488 3.223

7.329 1.936 1.664

2.734 102 20 52 309 874

2.555 247 37 25 327 628

2.304 202 77 54 351 726

29.874

20.978

14.643

Las ventas brutas de la Compañía, clasificadas por destino geográfico, se exponen a continuación: Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008 2007 2006 Brasil Internacional

106.350 40.179

83.022 29.403

70.733 23.160

146.529

112.425

93.893

Los montos totales de productos y servicios vendidos a los dos principales clientes en 2008 fueron US$8.176 y US$5.260 (US$9.029 y US$6.567 en 2007; y US$7.978 y US$5.689 in 2006).

F-130

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado)

23. Transacciones con partes relacionadas La Compañía es controlada por el Gobierno Federal y lleva a cabo varias transacciones con otras sociedades estatales en el curso normal de sus negocios. Las transacciones con las principales partes relacionadas generaron los siguientes saldos: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Activos

Pasivos

Activos

Pasivos

627 1 -

476 2.170 1.202 1.548 3.124 1.177 -

732 2.030 1

913 337 1.316 2.322 1.197 -

677 3.172

35 -

863 2.156

88 -

346 309

278

450 1.689

259

5.132

10.010

7.921

6.432

Corriente

2.349

2.833

2.705

2.659

No corriente

2.783

7.177

5.216

3.773

Petros (fondo de pensión) Banco do Brasil S.A. BNDES (Nota 12 (b)) Caixa Econômica Federal S.A. BNDES (Financiaciones de proyectos) Gobierno Federal ANP Depósitos restringidos por procesos legales Títulos del Gobierno Cuenta Petróleo y Alcohol – a cobrar del Gobierno Federal (Nota 11) Otros

F-131

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 23. Transacciones con Partes Relacionadas (Continuación) Estos saldos se incluyen en las siguientes clasificaciones del balance general: Al 31 de diciembre de 2008 2007 Activos Pasivos Activos Pasivos Activo Corriente Efectivo y equivalentes de efectivo Cuentas a cobrar (Nota 6) Otros activos corrientes Otros Títulos del Gobierno Cuenta Petróleo y Alcohol -a cobrar del Gobierno Federal (Nota 11) Depósitos restringidos por procesos legales Fondo de pensión Otros activos Pasivos Corriente Monto corriente de la deuda no corriente Pasivos corrientes Dividendos e interés sobre capital propio a pagar al Gobierno Federal Monto corriente de financiaciones de proyectos No corriente Deuda no corriente Financiaciones de proyectos Otros pasivos

F-132

2.070 27 252

-

2.127 266 312

-

1.686

-

1.996

-

346 677 74

-

450 863 732 1.175

-

-

813 136

-

199 431

-

1.500 384

-

1.197 832

-

4.061 2.740 376

-

1.447 1.490 836

5.132

10.010

7.921

6.432

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS NOTAS A LOS ESTADOS CONTABLES CONSOLIDADOS (Continuación) Expresados en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) 23. Transacciones con Partes Relacionadas (Continuación) Los principales montos de negocios y operaciones financieras realizados con partes relacionadas son los siguientes: Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008 2007 2006 Utilidad Gasto Utilidad Gasto Utilidad Gasto Ventas de productos y servicios Braskem S.A. Copesul S.A. Petroquímica União S.A. Otros Ingresos financieros Cuenta Petróleo y Alcohol a cobrar del Gobierno Federal (Nota 11) Títulos del Gobierno Otros Gastos financieros Otros gastos, netos

130 1.218 729 378

-

2.096 1.284 435 120

-

1.788 1.132 588 315

-

13

-

1

-

-

-

4 7 (33) -

4

6 5 46 -

(3) 2

7 71 -

8 (2)

2.446

4

3.993

(1)

3.901

6

24. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios La Compañía contabiliza sus costos de prospección y perforación de acuerdo con el Pronunciamiento sobre Normas de Contabilidad Financiera No. 19 “Contabilidad Financiera e Informes de Compañías Productoras de Petróleo y Gas” (SFAS No. 19). El 4 de abril de 2005, el Consejo de Normas de Contabilidad Financiera (FASB) emitió FASB Staff Position (FSP SFAS 19-1) que altera el SFAS 19 en lo que se refiere a diferir los costos de exploración y perforación. La Compañía adoptó el FASB Staff Position FAS 19-1 “Contabilización de Costos de Pozos Suspendidos” en vigor desde el 1º de enero de 2005. No hubo un impacto significativo en la adopción.

F-133

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24. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios (Continuación) Los costos en que ha incurrido la Compañía para perforar pozos exploratorios que encuentran cantidades comerciales de petróleo y gas se contabilizan como activos en el balance general con la clasificación “Bienes de uso” como propiedades no comprobadas de petróleo y gas. Cada año, la Compañía efectúa la baja de costos de estos pozos que no han encontrado suficientes reservas probadas que justifiquen que se consideren como pozos de producción, a menos que: (1) el pozo esté en un área que requiera una inversión de capital significativa antes de que pueda comenzar la producción; y (2) las perforaciones exploratorias adicionales estén realizándose o firmemente planificadas para determinar si el gasto de capital se justifica. Al 31 de diciembre de 2008, el monto total de propiedades no probadas de petróleo y gas era de US$3.558, y de ese monto US$876 (de los cuales US$749 eran relativos a proyectos en Brasil) representaban los costos que habían sido capitalizados por más de un año, que generalmente son resultado de: (1) actividades exploratorias ampliadas asociadas a producción marítima; y (2) los efectos transitorios de la falta de reglamentación en la industria brasileña de petróleo y gas, como se describe a continuación. En 1998, concluyó el monopolio concedido por el gobierno a la Compañía y esta firmó contratos de concesión con la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) referente a todas las áreas que la Compañía había estado explorando y desarrollando con anterioridad a 1998, que consistían en 397 bloques de concesión. Desde 1998, la ANP ha conducido rondas de licitación competitiva para los derechos de exploración, lo cual le ha permitido a la Compañía adquirir bloques de concesión adicionales. Una vez descubierto que un bloque de concesión contiene un pozo exploratorio exitoso, la Compañía debe presentar un “Plan de Evaluación” a la ANP para su aprobación. Este Plan de Evaluación detalla los planes de perforación para pozos exploratorios adicionales. Un Plan de Evaluación sólo se somete a consideración para aquellas áreas de concesión en que los análisis de viabilidad técnica y económica de los pozos de exploración existentes prueban que se justifica la conclusión de dichos pozos. Hasta que la ANP apruebe el Plan de Evaluación, la perforación de los pozos exploratorios adicionales no puede comenzar. Si las compañías no encuentran cantidades comerciales de petróleo y gas dentro de un período de tiempo específico, generalmente 4-6 años dependiendo de las características del área de exploración, entonces el bloque de concesión debe ser abandonado y devuelto a la ANP. Debido a que la Compañía ha sido forzada a evaluar un gran volumen de bloques de concesión en un tiempo limitado, incluso cuando un pozo exploratorio ha encontrado suficientes reservas para justificar la realización completa y se han planificado pozos adicionales de manera firme, los recursos limitados y los plazos agotados en otros bloques de concesión han dictado el ritmo de la perforación adicional planificada.

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24. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios (Continuación) La siguiente tabla muestra las variaciones netas de los costos de perforación de exploración capitalizados durante los ejercicios concluidos el 31 de diciembre de 2008 y 2007: Reservas de petróleo y gas no probadas (*) Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008 2007 Saldo inicial al 1º de enero Adiciones a costos capitalizados pendientes de determinación de reservas probadas Costos de exploración capitalizados y cargados a gastos Transferencias a bienes de uso con base en la determinación de las reservas probadas Ajustes acumulados de conversión Saldo final al 31 de diciembre

2.627

2.054

3.309 (808)

1.885 (548)

(1.310) (260) 3.558

(975) 211 2.627

(*) Los montos capitalizados y posteriormente gastados en el mismo período se han excluido de la tabla anterior. El siguiente cuadro presenta los costos de exploración de pozos capitalizados por edad, considerando la fecha de conclusión de las actividades de perforación y la cantidad de proyectos cuyos costos de exploración de pozos fueron capitalizados por plazo superior a un año desde la finalización de las actividades de perforación: Costos de exploración de pozos capitalizados por edad Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008 2007 Costos de exploración de pozos capitalizados hasta un año Costos de exploración de pozos capitalizados por encima de un año Saldo final Cantidad de proyectos cuyos costos de exploración de pozos fueron capitalizados por plazo superior a un año

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2.682 876 3.558

1.186 1.441 2.627

83

195

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24. Contabilización de los Costos de Abandono de Pozos Exploratorios (Continuación) Del monto de US$876 para los 83 proyectos que incluyen pozos suspendidos por más de un año desde la conclusión de las perforaciones, aproximadamente US$173 se refieren a pozos en áreas para las cuales la perforación se encontraba en curso o firmemente planificada para el futuro próximo y para los cuales la Compañía entregó un “Plan de Evaluación” a ser aprobado por ANP, y aproximadamente US$478 han incurrido en costos para actividades necesarias para evaluar las reservas y su potencial desarrollo. Los US$876 relativos al costo de pozos suspendidos capitalizado por un período superior a un año, al 31 de diciembre de 2008, representan 88 pozos exploratorios y la siguiente tabla contiene el vencimiento de estos costos basado en bases de pozos: Vencimiento basado en la fecha de conclusión de la perforación de los pozos individuales: Millones de dólares 281 411 95 40 37 12 876

2007 2006 2005 2004 2003 2002

Número de pozos 50 16 15 3 1 3 88

25. Eventos Siguientes a. Creación de empresas del Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (COMPERJ) Petrobras, dando continuación a la implantación del Complejo Petroquímico de Rio de Janeiro - COMPERJ, constituyó, el día 5 de febrero de 2009, seis (6) sociedades anónimas en Rio de Janeiro, conforme se enumera a continuación: ·

Comperj Participações S.A.: sociedad de propósito específico que poseerá las participaciones de Petrobras en las sociedades productoras del COMPERJ;

·

Comperj Petroquímicos Básicos S.A.: sociedad productora de petroquímicos básicos;

·

Comperj PET S.A.: sociedad productora de PTA/PET;

·

Comperj Estirênicos S.A.: sociedad productora de estireno;

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25. Eventos Siguientes (Continuación) a. Creación de empresas del Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (COMPERJ) (Continuación) ·

Comperj MEG S.A.: sociedad productora de etileno glicol y óxido de etíleno; y

·

Comperj Poliolefinas S.A.: sociedad productora de poliolefinas (PP/PE).

En un primer momento, Petrobras controlará el 100% (cien por ciento) del capital total y con derecho a voto de esas compañías, cuando se realizará la implantación del modelo de integración y relaciones de las empresas del COMPERJ. Tal modelo busca captar las sinergias originadas por la localización de varias compañías en un mismo local de producción. Los bienes, obligaciones y derechos relativos al COMPERJ serán oportunamente transferidos por Petrobras para esas sociedades. Con la constitución de esas empresas, Petrobras comienza la fase de preparación del proyecto para la entrada de socios potenciales.

(b) Petrobras Internacional Finance Company - PifCo ·

El 11 de febrero de 2009, Petrobras International Finance Company - PifCo, una subsidiaria totalmente controlada por Petrobras, concluyó la emisión de US$1.500 en títulos del tipo “Global Notes” en el mercado internacional de capitales, con vencimiento el 15 de marzo de 2019, tasa de interés del 7,875% a.a. y pago semestral de intereses a partir del 15 de septiembre de 2009. Los recursos captados se destinarán a propósitos corporativos generales, incluso para la financiación del Plan de Negocios de Petrobras 2009-2013. Esta financiación tuvo costos de emisión estimados en US$6, prima de US$ 26 y tasa de interés efectiva del 8,187% a.a. Los “Global Notes” se constituyen en obligaciones no garantizadas y no subordinadas de PifCo y cuentan con la garantía completa e incondicional de Petrobras.

·

El 24 de marzo de 2009, PifCo captó US$1.000 en líneas de crédito con vencimiento en marzo de 2011. Sobre esas líneas inciden intereses a la tasa inicial de 3 meses de Libor + 2,65% al año, pagaderos trimestralmente. Los fondos se utilizarán para financiar la compra de importaciones de petroleo de PifCo para Petrobras.

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PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) Expresada en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) (i) Costos capitalizados relativos a actividades de producción de petróleo y gas Esta sección presenta informaciones suplementarias sobre las actividades de exploración y produción de petróleo y gas de la Compañía de acuerdo con el SFAS No. 69 - Informaciones sobre Actividades de Producción de Petróleo y Gas (“SFAS 69”). La información que se incluye en los ítems (i) al (iii) proporciona informaciones de costo histórico en relación a los costos habidos en exploración, adquisiciones de propiedades y desarrollo, costos capitalizados y resultados operativos. Las informaciones contenidas en los ítems (iv) y (v) presentan datos sobre las cantidades de reservas probadas estimadas netas de Petrobras, medidas estandarizadas de flujos de efectivo netos futuros descontados estimados respecto a reservas comprobadas y variaciones en los flujos de efectivo netos futuros descontados estimados. A partir de 1995 el Gobierno Federal de Brasil llevó a cabo una reforma general del sistema regulatorio de petróleo y gas en el país. El 9 de noviembre de 1995, la Constitución Brasileña fue modificada para autorizar que el Gobierno Federal contratara con cualquier estado o compañía privada actividades relacionadas con los segmentos “upstream” y “downstream” del sector de petróleo y gas de Brasil. Esta modificación eliminó el monopolio efectivo de Petrobras. La modificación fue implementada a través de la Ley del Petróleo, que abrió el mercado de combustible en Brasil a partir del 1º de enero de 2002. La Ley del Petróleo estableció un nuevo marco regulatorio que puso fin al monopolio de Petrobras y permitió la competición en todos los aspectos del sector de petróleo y gas en Brasil. Conforme lo mencionado en la Ley del Petróleo, se asignó a Petrobras el derecho de explorar con exclusividad, por un período de 27 años, las reservas de petróleo en todos los campos que la Compañía había previamente comenzado a producir. Sin embargo, la Ley del Petróleo estableció un marco de procedimientos para que Petrobras tuviera el derecho de exploraciones con exclusividad (y en caso de éxito, las desarrollara) por un período de hasta tres años en las áreas donde la Compañía pudiera demostrar que tenía “perspectivas establecidas”. Para formalizar su solicitud para explorar y desarrollar estas áreas, la Compañía tenía que demostrar la capacidad financiera requerida para llevar a cabo estas actividades por si sola o a través de financiación o acuerdos de asociación. El área geográfica “Internacional” incluye las actividades en Angola, Argentina, Bolivia, Colombia, Ecuador, India, Irán, Libia, México, Mozambique, Nigeria, Pakistán, Perú, Portugal, Senegal, Tanzania, Turquía, EE.UU. y Venezuela. La Compañía tiene compañías no significativas, no consolidadas que están involucradas en actividades de exploración y producción; los importes relativos a estas compañías son presentados en el rubro “Inversiones en sociedades no consolidadas y demás inversiones”.

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PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación) Expresada en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) (i) Costos capitalizados relativos a actividades de producción de petróleo y gas (Continuación) La tabla a continuación resume los costos capitalizados de las actividades de exploración y producción de petróleo y gas, sus respectivas depreciaciones, agotamientos y amortizaciones acumuladas y los activos por obligación de desmantelamiento de activos: Brasil Reservas no probadas de petróleo y gas Reservas probadas de petróleo y gas Equipo de soporte Costos capitalizados brutos Depreciación y agotamiento

Construcción e instalaciones en curso

Participación proporcional en los costos capitalizados netos en sociedades no consolidadas Costos capitalizados netos

1.898 29.081 29.048

1.660 3.775 3.957

3.558 32.856 33.005

60.027 (25.076)

9.392 (2.641)

69.419 (27.717)

10.885 45.836

1.141 7.892

12.026 53.728

45.836

692 8.584

692 54.420

Brasil Reservas no probadas de petróleo y gas Reservas probadas de petróleo y gas Equipo de soporte Costos capitalizados brutos Depreciación y agotamiento

Construcción e instalaciones en curso Participación proporcional en los costos capitalizados netos en sociedades no consolidadas Costos capitalizados netos

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Al 31 de diciembre de 2008 Internacional Mundial

Al 31 de diciembre de 2007 Internacional Mundial

1.585 31.841 23.767

1.042 5.674 803

2.627 37.515 24.570

57.193 (22.222) 34.971

7.519 (2.302) 5.217

64.712 (24.524) 40.188

13.558 48.529

883 6.100

14.441 54.629

48.529

726 6.826

726 55.355

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación) Expresada en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) (ii) Costos habidos en la adquisición de áreas y en las actividades de exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas Los costos habidos se resumen a continuación e incluyen tanto los montos gastados como capitalizados: Ejercicio concluido al 31 de diciembre de 2008 Brasil Internacional Mundial Adquisiciones de reservas Probadas No probadas Costos de exploración Costos de desarrollo Participación proporcional en los costos habidos en sociedades no consolidadas

42 3.568 11.633 15.243

248 305 365 1.587 2.505

248 347 3.933 13.220 17.748

15.243

71 2.576

71 17.819

Ejercicio concluido al 31 de diciembre de 2007 Brasil Internacional Mundial Adquisiciones de reservas Probadas No probadas Costos de exploración Costos de desarrollo Participación proporcional en los costos habidos en sociedades no consolidadas

119 2.095 7.928 10.142

59 464 309 1.132 1.964

59 583 2.404 9.060 12.106

10.142

80 2.044

80 12.186

Ejercicio concluido al 31 de diciembre de 2006 Brasil Internacional Mundial Adquisiciones de reservas Probadas No probadas Costos de exploración Costos de desarrollo Participación proporcional en los costos habidos en sociedades no consolidadas

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38 1.752 6.022 7.812

86 630 430 817 1.963

86 668 2.182 6.839 9.775

-

24

24

7.812

1.987

9.799

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación) Expresada en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) (iii) Resultados operativos de las actividades de producción de petróleo y gas Los resultados operativos de la Compañía surgidos de las actividades de producción de petróleo y gas por los ejercicios finalizados el 31 de diciembre de 2008, 2007 y 2006 se demuestran en la tabla a continuación. La Compañía transfiere substancialmente toda su producción brasileña de petróleo crudo y gas al segmento de Abastecimiento en Brasil. Los precios calculados por el modelo de la Compañía pueden no ser indicativos del precio que la Compañía habría obtenido si esta producción hubiera sido vendida en un mercado al contado no regulado. Además, los precios calculados por el modelo de la Compañía pueden no ser indicativos de los precios futuros a seren realizados por la Compañía. Los precios del gas utilizados son aquellos contratados con terceros. Los costos de producción son aquellos de lifting habidos para la operación y manutención de pozos productivos y correspondientes equipos e instalaciones, incluyendo los costos con mano de obra operativa, materiales, suministros, combustibles consumidos en operaciones y costos operativos de fábricas de gas natural licuado. Los costos de producción también incluyen los gastos administrativos y depreciación y amortización de equipos asociados con actividades de producción. Los gastos por exploración incluyen los costos de actividades geológicas y geofísicas y de pozos exploratorios no productivos. Los gastos por depreciación y amortización se refieren a los activos utilizados en las actividades de exploración y desarrollo. Según el SFAS 69, los impuestos sobre la renta se basan en las alícuotas de impuesto estatutarias y reflejan las deducciones permitidas. Los ingresos y gastos financieros de intereses son excluidos de los resultados reportados en la tabla a continuación. Ejercicio concluido al 31 de diciembre de 2008 Brasil Internacional Mundial Ingresos operativos netos: Ventas a terceros Intersegmento (1) Costos de producción (2) Gastos de exploración Depreciación, agotamiento y amortización Pérdida de valor de propiedades de petróleo y gas (Impairment) Otros gastos operativos Resultados antes de los impuestos sobre la renta Gasto por los impuestos sobre la renta Participación proporcional en los resultados de actividades productivas en sociedades no consolidadas Resultados operativos (neto de los gastos generales corporativos e de los costos de intereses)

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973 54.983 55.956 (18.019) (1.303) (3.544) (171) (117)

1.383 1.458 2.841 (901) (473) (419) (122) (172)

2.356 56.441 58.797 (18.920) (1.776) (3.963) (293) (289)

32.802 (11.153) 21.649

754 (267) 487

33.556 (11.420) 22.136

-

47

47

21.649

534

22.183

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación) Expresada en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) (iii) Resultados operativos de las actividades de producción de petróleo y gas (Continuación) Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2007 Brasil Internacional Mundial Ingresos operativos netos: Ventas a terceros Intersegmentos (1) Costos de producción (2) Gastos de exploración Depreciación, agotamiento y amortización Pérdida de valor de propiedades de petróleo y gas (Impairment) Otros gastos operativos Resultados antes de los impuestos sobre la renta Gasto por los impuestos sobre la renta Participación proporcional en resultados de actividades de produción en sociedades no consolidadas Resultados operativos (neto de los gastos generales corporativos e de los costos de intereses)

2.455 37.323 39.778 (12.998) (648) (3.335) (26) (245)

1.136 1.473 2.609 (933) (775) (432) (226) (78)

3.591 38.796 42.387 (13.931) (1.423) (3.767) (252) (323)

22.526 (7.658) 14.868

165 (242) (77)

22.691 (7.900) 14.791

-

(38)

(38)

14.868

(115)

14.753

Ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2006 Brasil Internacional Mundial Ingresos operativos netos: Ventas a terceros Intersegmentos (1) Costos de producción (2) Gastos de exploración Depreciación, agotamiento y amortización Pérdida de valor de propiedades de petróleo y gas (Impairment) Otros gastos operativos Resultados antes de los impuestos sobre la renta Gasto por los impuestos sobre la renta Participación proporcional en resultados de actividades de produción en sociedades no consolidadas Resultados operativos (neto de los gastos generales corporativos e de los costos de intereses) (1)

3.351 31.171 34.522 (11.761) (501) (2.166) (20) (22)

684 1.830 2.514 (949) (434) (309) (1) (3)

4.035 33.001 37.036 (12.710) (935) (2.475) (21) (25)

20.052 (6.818) 13.234

818 (279) 539

20.870 (7.097) 13.773

-

20

20

13.234

559

13.793

No considera US$3.067 (US$2.213 para 2007 y US$1.216 para 2006) relativos a las actividades de procesamiento de campo, por lo cual Petrobras no tiene cantidad atribuible de reserva. El monto, que se refiere principalmente a volúmenes de gas seco, se considera en los ingresos operativos netos de Petrobras de US$59.024 (US$41.991 para 2007 y US$35.738 for 2006) con relación al segmento de E&P Brasil (ver Nota 22).

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No considera US$3.111 (US$2.149 para 2007 y US$1.873 para 2006) relativos a las actividades de procesamiento de campo, por lo cual Petrobras no tiene cantidad atribuible de reserva. El monto, que se refiere principalmente a volúmenes de gas seco, se considera en los costos de ventas de Petrobras de US$21.130 (US$15.147 para 2007 y US$13.634 para 2006) con relación al segmento de E&P - Brasil (ver Nota 22).

(iv) Informaciones sobre cantidades de reservas Las reservas estimadas netas probadas de petróleo y gas de la Compañía y cambios respecto a los ejercicios de 2008, 2007 y 2006 se demuestran continuación. Las reservas probadas son estimadas por los ingenieros de Compañía según las definiciones de reservas previstas por la Securities Commission.

los respectivos en la tabla a reservas de la and Exchange

Las reservas probadas de petróleo y gas consisten en las cantidades estimadas de petróleo crudo, gas natural y gas natural licuado demostradas por datos geológicos y de ingeniería, con base en certezas razonables que se recuperarán en los próximos años a partir de reservas conocidas, de acuerdo con las condiciones económicas y operativas existentes. Las reservas probadas no incluyen cantidades adicionales a recuperar más allá del plazo de concesión o contrato, o que pueden surgir de extensiones de áreas actualmente probadas, o de la aplicación de procesos de recuperación secundarios o terciarios todavía no probados y determinados como económicos. Las reservas probadas desarrolladas consisten en las cantidades que se espera recuperar a partir de los pozos existentes, utilizando los equipos y métodos operativos existentes. Las reservas probadas no desarrolladas consisten en los volúmenes que se espera recuperar como resultado de futuras inversiones en perforación, colocación de nuevos equipos en pozos existentes y suministro de instalaciones necesarias para la entrega de la producción de dichas reservas. En algunos casos, nuevas inversiones sustanciales en pozos adicionales y respectivas instalaciones serán necesarias a efectos de recuperar tales reservas probadas. Debido a las incertidumbres inherentes y a la naturaleza limitada de los datos de reservas, las estimaciones de reservas están sujetas a cambios cuando se tengan informaciones adicionales.

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Brasil

Internacional

Mundial

Gas (miles de millones de pies cúbicos) Reservas probadas Globales Combinadas Brasil Internacional Mundial (MMboe)

Reservas mundiales netas probadas desarrolladas y no desarrolladas Reservas al 1º de enero de 2006

9.033,9

682,1 (1)

9.716,0

9.263,8

3.088,1

Pérdida de participación en Venezuela Revisiones de estimaciones previas Perfeccionamiento de recuperación Adquisición de reservas Ventas de reservas Extensiones y hallazgos Producción del ejercicio Reservas al 31 de diciembre de 2006 Revisiones de estimaciones previas Perfeccionamiento de recuperación Adquisición de reservas Ventas de reservas Extensiones y hallazgos Producción del ejercicio

463,4 6,9 0,9 112,8 (616,0) 9.001,9 675,2 15,8 65,2 (619,6)

(240,5) (15,3) 6,7 8,9 (4,5) 21,4 (42,6) 416,2 (1) (8,4) 9,5 1,2 (1,2) 37,1 (40,1)

(240,5) 448,1 13,6 9,8 (4,5) 134,2 (658,6) 9.418,1 666,8 25,3 1,2 (1,2) 102,3 (659,7)

322,1 7,6 45,7 320,6 (532,9) 9.426,9 470,7 7,7 683,0 (510,0)

(171,2) (459,2) 9,9 16,0 65,2 (209,8) 2.339,0 (1) 115,4 3,8 169,9 (226.6)

Reservas al 31 de diciembre de 2007

9.138,5

414,3

9.552,8 10.078,3

2.401,5

12.479,8

11.632.8

Revisiones de estimaciones previas Perfeccionamiento de recuperación Adquisición de reservas Ventas de reservas Extensiones y hallazgos Producción del ejercicio

119,3 29,8 74,7 (646,0)

10,9 12,3 (10,7) 1,5 (39,1)

130,2 29,8 12,3 (10,7) 76,2 (685,1)

(248,3) 7,5 113,5 (605,0)

443,5 123,1 39,2 (213,9)

195,2 7,5 123,1 152,7 (818,9)

162,7 31,1 12,3 9,8 101,7 (821,6)

Reservas al 31 de diciembre de 2008

8.716,3

389,2

9.105,5

9.346,0

2.793,4

12.139,4

11.128,7

-

65,7 60,1 49,1

65,7 60,1 49,1

-

77,3 66,9 75,7

77,3 66,9 75,7

78,58 71,25 61,72

232,9 209,6 210,9

4.220,6 5.459,3 5.557,4

4.115,4 4.635,0 5.069,9

1.758,0 1.741,4 1.754,9

5.873,4 6.376,4 6.824,8

5.199,5 6.562,9 6.694,9

36,7 33,4 27,5

36,7 33,4 27,5

-

Participación proporcional en reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas netas de sociedades no consolidadas: Al 31 de diciembre de 2006 Al 31 de diciembre de 2007 Al 31 de diciembre de 2008

Reservas probadas desarrolladas netas: Al 31 de diciembre de 2006 3.987,7 Al 31 de diciembre de 2007 5.249,7 Al 31 de diciembre de 2008 5.346,5 Participación proporcional en reservas probadas de sociedades no consolidadas: Al 31 de diciembre de 2006 Al 31 de diciembre de 2007 Al 31 de diciembre de 2008 -

43,1 44,2 47,3

(1) 12.351,9 (171,2) (137,1) 17,5 61,7 385,8 (742,7) 11.765,9 586,1 11,5 852,9 (736,6)

43,1 44,2 47,3

(1) Incluye reservas de 48,7 millones de barriles de petróleo y 429,2 mil millones de pies cúbicos de gas en 2008 (110,0 millones de barriles de petróleo y 533,0 mil millones de pies cúbicos de gas en 2007; y 134,0 millones de barriles de petróleo y 504,8 mil millones de pies cúbicos de gas en 2006) atribuibles al 41,38% de participación minoritaria en PEPSA, que es consolidada por Petrobras.

F-144

11.774,7 (269,0) 425,3 16,5 20,1 (4,5) 198,5 (782,4) 11.379,1 764,5 27,2 1,2 (1,2) 244,5 (782,5)

43,9 40,8 35,4

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación) Expresada en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) (iv) Informaciones sobre cantidades de reservas (Continuación) Durante 2006, la disminución de las reservas se relaciona a revisiones de estimativas previas debido a las nuevas medidas de nacionalización adoptadas por Bolivia y Venezuela. La nueva regulación en Venezuela redujo nuestras reservas puesto que PDVSA pasó a ser la principal controladora de las compañías criada para operar en los campos con empresas privadas. En Bolivia, debido a las nuevas regulaciones del gobierno, hubo una disminución de las reservas. En Nigeria, el consorcio responsable por el campo Akpo fue formado por Total, Petrobras y por una empresa privada nigeriana denominada Sapetro. El acuerdo realizado por estas compañías determinó que Total y Petrobras serían responsables por el costo de la inversión de la tercera parte y que sería compensado en el futuro con la producción/reservas de Sapetro. Durante 2006, Sapetro vendió su participación a una empresa de petróleo de China y, como parte de ese acuerdo, Petrobras y Total recibieron el reembolso de las inversiones anteriormente realizadas. El 31 de diciembre de 2008, el SEC emitió su regla final, Modernización de los Informes de Petróleo y Gas (Versiones Nos. 33-8995; 34-59192; FR-78). La regla final modifica una serie de definiciones de las reservas de petróleo y gas y de las exigencias de presentaciones de acuerdo con las Regulaciones SEC S-K y S-X. Las exigencias presentadas por esta regla final entrarán en vigor para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2009. La Compañía está actualmente evaluando las reglas finales y aún no ha determinado el impacto general sobre las determinaciones de reservas probadas de la Compañía.

F-145

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación) Expresada en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) (v) Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a las cantidades de petróleo y gas probadas y cambios en ellas La medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos, respecto a las reservas de petróleo y gas probadas antes mencionadas, es calculada de acuerdo con el SFAS 69. Los ingresos de efectivo estimados futuros a partir de la producción en Brasil son calculados aplicándose los precios al cierre del ejercicio con base en la metodología de precios internos de la Compañía para petróleo y gas, a las cantidades de las reservas probadas estimadas netas al cierre del ejercicio. Los ingresos de efectivo estimados futuros, a partir de la producción respecto al segmento Internacional de la Compañía, son calculados aplicándose los precios de las cantidades de petróleo y gas al cierre del ejercicio de las reservas estimadas probadas netas. Los cambios futuros en los precios son limitados a los acuerdos contractuales vigentes al cierre de cada año de reporte. Los costos por futuro desarrollo y producción son estimados como los gastos futuros necesarios para desarrollar y producir las reservas estimadas probadas al cierre del ejercicio con base en los índices de costo al cierre del ejercicio, asumiendo la continuación de las condiciones económicas al cierre del ejercicio. Los impuestos sobre la renta futuros estimados son calculados aplicándose los índices apropiados impositivos estatutarios al cierre del ejercicio. Tales índices reflejan las deducciones permitidas y son aplicados a flujos de efectivo futuros estimados netos antes de impuestos, menos la base impositiva de los respectivos activos. Los flujos de efectivos netos descontados futuros netos son calculados utilizando factores de descuento del 10% en el medio del período. Este descuento requiere estimación en base anual de cuando se incurrirán los gastos futuros y cuando se producirán las reservas. Las informaciones suministradas no representan la estimación de la gerencia de Petrobras a flujos de efectivo futuros esperados o valor de las reservas de petróleo y gas comprobadas. Las estimaciones de las cantidades de reservas comprobadas son imprecisas y cambian con las nuevas informaciones. Además, las reservas probables y posibles, que pueden convertirse en comprobadas en el futuro, se excluyen de los cálculos.

F-146

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación) Expresada en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) (v) Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a las cantidades de petróleo y gas probadas y cambios en ellas (Continuación) La evaluación arbitraria prevista en el SFAS 69 requiere premisas sobre el momento y el valor de los costos de desarrollo y producción en el futuro. Los cálculos se hacen al 31 de diciembre de cada año y no deben ser utilizados como base para una indicación de los flujos de efectivo futuro de Petrobras o del valor de sus reservas de petróleo y gas. Brasil Al 31 de diciembre de 2008 Ingresos de efectivo futuros Costos de producción futuros Costos de desarrollo futuros Gastos por impuesto sobre la renta futuros Flujos de efectivo netos futuros no-descontados Descuento de 10 por ciento a mediados del año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados Participación proporcional en medida estandarizada de flujos de efectivos futuros netos descontados relativa a reservas probadas en sociedades no-consolidadas Al 31 de diciembre de 2007 Ingresos de efectivo futuros Costos de producción futuros Costos de desarrollo futuros Gastos por impuesto sobre la renta futuros Flujos de efectivos netos futuros no-descontados Descuento de 10 por ciento a mediados del año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados Participación proporcional en medida estandarizada de flujos de efectivos futuros netos descontados relativa a reservas probadas en sociedades no-consolidadas Al 31 de diciembre de 2006 Ingresos de efectivo futuros Costos de producción futuros Costos de desarrollo futuros Gastos por impuesto sobre la renta futuros Flujos de efectivos netos futuros no-descontados Descuento de 10 por ciento a mediados del año a efectos de la época de flujos de efectivo estimados Medida estandarizada de flujos de efectivo futuros netos descontados Participación proporcional en medida estandarizada de flujos de efectivos futuros netos descontados relativas a reservas probadas en sociedades no-consolidadas (*)

Internacional

298.408 (163.427) (41.063) (33.679) 60.239

26.349 (7.036) (3.196) (9.022) 7.095

(22.772) 37.467

(2.540) 4.555

-

35.985 (8.563) (3.265) (9.683) 14.474

(151.144) 169.853

(5.335) 9.139

(*)

24.691 (5.726) (2.679) (7.051) 9.235

(83.582) 93.887

(3.566) 5.669

472

(25.312) 42.022

240

833.674 (281.693) (38.962) (177.548) 335.471

(*)

792

477.051 (175.483) (30.185) (93.914) 177.469

-

324.757 (170.463) (44.259) (42.701) 67.334

240

797.689 (273.130) (35.697) (167.865) 320.997

-

Mundial

(156.479) 178.992

792

501.742 (181.209) (32.864) (100.965) 186.704

(*)

(87.148) 99.556

472

Incluye US$937 en 2008 (US$1.462 en 2007 y US$1.338 en 2006) atribuible al 41,38% de participación minoritaria en PEPSA, que es consolidada por Petrobras.

F-147

PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS Y SUBSIDIARIAS INFORMACIÓN SUPLEMENTARIA SOBRE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS (NO AUDITADA) (Continuación) Expresada en millones de Dólares Estadounidenses (excepto cuando específicamente indicado) (v)

Medida estandarizada de los flujos de efectivo futuros descontados netos respecto a las cantidades de petróleo y gas probadas y cambios en ellas (Continuación) La tabla siguiente muestra las principales fuentes de cambio en la medida estandarizada de descuento de los flujos de efectivo descontados netos: Brasil 2008

Saldo al 1º de enero

Internacional

Mundial

2007

2006

2008

2007

2006

2008

2007

2006

169.853

93.887

100.477

9.139

5.669

8.899

178.992

99.556

109.376

(36.982)

(28.422)

(24.266)

Ventas y transferencias de petróleo y gas, netas de costos de producción

(26.780)

(22.761)

(1.785)

(1.642)

(1.505)

(38.767)

11.744

7.928

6.022

1.587

1.132

817

13,331

9.060

Compras de reservas

-

-

-

285

15

101

285

15

101

Ventas de reservas

-

-

-

(85)

(16)

(105)

(85)

(16)

(105)

1.018

3.995

2.509

50

1.902

494

1.068

5.897

3.003

-

-

-

-

-

(1.305)

-

-

(1.305)

634

15.356

10.373

1.518

677

(1.825)

2.152

16.033

8.548

2.658

(976) (196.324)

116.061

(13.674)

Costos de desarrollo habidos

6.839

Ampliaciones, hallazgos y mejoras menos costos relacionados Pérdida de participación en Venezuela Revisiones de las estimativas de cantidades previas Cambios netos de precios y costos de

(188.78 0)

113.403

(12.698)

(7.544)

Cambios en futuros costos de desarrollo

(8.576)

(6.524)

(5.274)

(1.027)

(866)

Intereses del descuento

16.985

9.389

10.048

1.130

Cambio neto en impuestos sobre la renta

71.571

(40.801)

5.191

Saldo al 31 de diciembre

37.467

169.853

-

-

producción

(749)

(9.603)

(7.390)

(6.023)

867

1.006

18.115

10.256

11.054

1.287

(1.257)

817

72.858

(42.058)

6.008

93.887

4.555

9.139

5.669

42.022

178.992

99.556

-

240

792

472

240

792

472

Participación proporcional en medida estandarizada de flujos de efectivos futuros netos descontados relativas a reservas probadas en sociedades no-consolidadas

F-148

Petrobras Internacional Finance Company (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Estados Contables Consolidados Al 31 de Diciembre de 2008, 2007 y 2006, con Parecer de los Auditores Independientes Registrados en el PCAOB (Traducción libre del original en inglés)

INFORME DE LA ADMINISTRACIÓN SOBRE CONTROLES INTERNOS REFERENTES AL PROCESO DE PREPARACIÓN Y DIVULGACIÓN DE ESTADOS CONTABLES (Traducción libre del original en inglés) El Directorio de Petrobras Internacional Finance Company - PifCo y controladas (“la Compañía”) es responsable por el establecimiento y mantenimiento de controles internos eficaces sobre la emisión de estados contables y por las aseveraciones sobre la efectividad del control interno sobre la emisión de tales estados contables. El control interno sobre la emisión de estados contables de la Compañía es un proceso diseñado por el Comité de Auditoría de la Compañía, del Presidente y del Director Financiero, y realizados por el Directorio, la Gerencia y otros empleados, o bajo su supervisión, para proporcionar una seguridad razonable sobre la confiabilidad de los informes financieros y la preparación de estados contables consolidados para uso externo, de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Estados Unidos de América. El control interno de la Compañía sobre la emisión de estados contables incluye las políticas y procedimientos que (1) están relacionados con el mantenimiento de los registros que, con detalle razonable, reflejan con exactitud y apropiadamente las operaciones y la utilización de los activos de la Compañía; (2) proporcionan una seguridad razonable que las operaciones se registren en la forma necesaria para permitir la preparación de los estados contables consolidados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados en Estados Unidos de América y que los ingresos y gastos de la Compañía son realizados únicamente con autorizaciones de la gerencia y de los directores de la Compañía y (3) proveen una seguridad razonable en relación a la prevención o detección oportuna de la adquisición, uso, o destinación no autorizada de los activos de la Compañía que puedan afectar de manera significativa los estados contables consolidados. Debido a sus limitaciones inherentes, los controles internos sobre la emisión de informes financieros pueden no evitar errores o detectarlos oportunamente. Por lo tanto, incluso los sistemas considerados eficaces pueden proporcionar apenas una seguridad razonable con relación a la preparación y presentación de los estados contables consolidados. Asimismo, las proyecciones de cualquier evaluación de efectividad en períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles puedan volverse inadecuados debido a los cambios en las condiciones o al deterioro del grado de cumplimiento de las políticas y procedimientos. El Directorio evaluó la eficacia de los controles internos de la Compañía sobre la emisión de estados contables al 31 de diciembre de 2008, con base en los criterios establecidos en el documento Control Interno - Marco Integrado, emitido por el Consejo de las Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión de Treadway (COSO). Con base en esta evaluación, el Directorio llegó a la conclusión que al 31 de diciembre de 2008, los controles internos de la Compañía sobre la emisión de estados contables son eficaces. Los controles internos de la Compañía sobre la emisión de estados contables al 31 de diciembre de 2008 fue auditada por KPMG Auditores Independentes, firma de Auditores Independientes Registrados de la Compañía, cuya opinión incluida en su informe de fecha 27 de marzo de 2009 se adjunta.

Daniel Lima de Oliveira Presidente 27 de marzo de 2009

Servio Túlio da Rosa Tinoco Director Financiero 27 de marzo de 2009

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y controladas (Una empresa subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Estados Contables Consolidados 31 de Diciembre de 2008, 2007 y 2006

Índice

Parecer de los Auditores Independientes Registrados en el PCAOB(*) ......... F-152 - 153 Estados Contables Auditados Balances Generales Consolidados ................................................................... F-154 - 155 Estados de Operaciones Consolidados ..................................................................... F-156 Estados de Evolución en el Patrimonio Neto Negativo Consolidados..................... F-157 Estados de Flujos de Efectivo Consolidados............................................................ F-158 Notas a los Estados Contables Consolidados ................................................... F159 - 179

(*) Consejo de Supervisión de Contabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos de América (PCAOB – Public Accounting Oversight Board).

F-151

Parecer de los Auditores Independientes registrados en el PCAOB (*)

Señores Directores y Accionista de Petrobras International Finance Company

Hemos auditado los balances generales consolidados de Petrobras Internacional Finance Company (y subsidiarias) (“la Compañía”) al 31 de diciembre de 2008 y de 2007, y los correspondientes estados consolidados de resultados, evolución del patrimonio neto negativo, y de los flujos de efectivo en caja para cada uno de los años correspondientes al período de tres años finalizado el 31 de diciembre de 2008. También hemos auditado el control interno sobre los informes financieros de la Compañía al 31 de diciembre de 2008, con base en los criterios establecidos en el Control Interno - Estructura Integrada (Internal Control - Integrated Framework) emitidos por el Comité de Organizaciones Patrocinadoras de la Comisión Treadway (Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission - COSO). La Administración de la Compañía es responsable por los referidos estados contables consolidados, por el mantenimiento del control interno efectivo sobre los informes financieros y por su evaluación de la eficacia del control interno sobre los informes financieros que se incluyen en el Informe de la Administración adjunto, sobre el Control Interno sobre los Informes Financieros. Nuestra responsabilidad es la de emitir una opinión sobre tales estados contables consolidados y una opinión sobre los controles internos de la Compañía sobre la elaboración de los informes financieros con base en nuestras auditorías. Hemos realizado nuestras auditorías de acuerdo con los estándares del Public Company Accounting Oversight Board (Estados Unidos de America). Los referidos estándares exigen que planifiquemos y realicemos las auditorías para obtener una garantía razonable sobre si los estados contables consolidados están libres de errores significativos y sobre si se mantuvo un control interno efectivo sobre los informes financieros consolidados en todos los aspectos importantes. Nuestra auditoría de los estados contables consolidados incluyó el examen, con base en test, de las evidencias que sirven de base a las cifras y notas en los estados contables consolidados, evaluando los principios contables utilizados y las estimativas importantes realizadas por la administración, y evaluando la presentación de los estados contables consolidados en general. Nuestra auditoría del control interno sobre la elaboración de los informes financieros consolidados incluyó conseguir un entendimiento del control interno sobre la elaboración de los informes financieros consolidados, evaluación del riesgo de que exista algún punto débil significativo y comprobación y evaluación del diseño y eficacia operativa del control interno. Nuestra auditoría también incluye la realización de todos los demás procedimientos que consideramos necesarios en tales circunstancias. Creemos que nuestras auditorías proporcionan una base razonable para nuestras opiniones. El control interno de una compañía sobre los informes financieros consolidados es un proceso diseñado para proporcionar una garantía razonable sobre la confiabilidad de los informes financieros y la preparación de estados contables consolidados para presentación externa, de

F-152

acuerdo con los principios contables generalmente aceptados. El control interno de una compañía sobre los informes financieros incluye las políticas y procedimientos que (1) están relacionados con el mantenimiento de registros que reflejan las transacciones y destinaciones de los activos de la compañía de forma precisa y con un detalle razonable; (2) proporcionan una garantía razonable de que las transacciones han sido registradas en la forma necesaria para permitir la preparación de los estados contables consolidados de acuerdo con los principios contables generalmente aceptados y que los ingresos y gastos de la compañía se realizaron, únicamente, de acuerdo con las autorizaciones de la administración y directores de la compañía; y (3) proporcionan una garantía razonable en relación a evitar o detectar oportunamente la adquisición, uso o destinación no autorizada de los activos de la compañía que puedan tener un efecto significativo sobre los estados contables consolidados. Debido a sus limitaciones inherentes, el control interno sobre los informes financieros consolidados puede no evitar o detectar errores. Por otro lado, las proyecciones de cualquier evaluación de efectividad para períodos futuros están sujetas al riesgo de que los controles puedan volverse inadecuados debido a los cambios en las condiciones, o a que el grado de cumplimiento de las políticas y procedimientos se deteriore. En nuestra opinión, los estados contables consolidados anteriormente citados presentan claramente, en todos los aspectos significativos, la posición financiera de Petrobras Internacional Finance Company (y subsidiarias) al 31 de Diciembre de 2008 y de 2007 y los resultados de sus operaciones y de sus flujos de efectivo en caja para cada uno de los años correspondientes al período de tres años finalizado el 31 de diciembre de 2008, en conformidad con los principios contables generalmente aceptados en los Estados Unidos de America. Además, en nuestra opinión, Petrobras Internacional Finance Company (y subsidiarias) mantuvo, en todos los aspectos significativos, un control interno efectivo sobre los informes financieros al 31 de diciembre de 2008, con base en los criterios establecidos en el Control Interno - Estructura Integrada, emitido por el COSO.

KPMG Auditores Independentes

Río de Janeiro, Brasil

27 de marzo de 2009

(*) Consejo de Supervisión de Contabilidad de Empresas Abiertas de los Estados Unidos de América (PCAOB – Public Accounting Oversight Board).

F-153

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Balances Generales Consolidados Al 31 de Diciembre de 2008 y 2007 (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

Activo

2008

Activos corrientes Efectivo y equivalentes de efectivo (Nota 3) Títulos y valores mobiliarios (Nota 4) Cuentas a cobrar a proveedores Partes vinculadas (Nota 5) Otros Facturas a cobrar - partes vinculadas (Nota 5) Bienes de cambio (Nota 6) Pagos por adelanto de exportación – partes vinculadas (Nota 5) Depósitos restringidos por garantía y otros (Nota 5 e 7)

Bienes de uso Inversiones en sociedad no consolidada (Nota 1) Otros activos Títulos y valores mobiliarios (Nota 4) Facturas a cobrar - partes vinculadas (Nota 5) Pagos por adelanto de exportación – partes vinculadas (Nota 5) Depósitos restringidos por garantía y gastos pagados por adelantado (Nota 7)

Total del activo

Las notas anexadas son parte integrante de los estados contables. F-154

2007

287,694 2,598,764

674,915 489,077

24,155,075 489,799 1,152,627 1,137,179 415,843 146,038

14,885,575 902,329 9,673,301 1,224,635 72,496 79,030

30,383,019

28,001,358

2,143

1,232

3

-

1,999,760 412,127 331,450 174,299

3,643,545 279,574 710,925 233,085

2,917,636

4,867,129

33,302,801

32,869,719

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Balances Generales Consolidados (Continuación) Al 31 de Diciembre de 2008 y 2007 (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses, excepto la cantidad de acciones y la utilidad por acción)

Pasivo y Patrimonio Neto Negativo Pasivos corrientes Cuentas a pagar a proveedores Partes vinculadas (Nota 5) Otros Facturas a pagar - partes vinculadas (Nota 5) Financiaciones a corto plazo (Nota 8) Monto corriente de la deuda no corriente (Nota 8) Interés devengado (Nota 8) Otros pasivos corrientes (Nota 5)

Pasivo no corriente Deuda no corriente (Nota 8)

Patrimonio Neto Negativo Acciones autorizadas y emitidas Acciones ordinarias - 300,050,000 acciones, con valor de US$ 1 dólar estadounidense (Nota 10) Adicional pagado en capital Pérdidas acumuladas Otros ingresos globales Pérdida en “hedge” de flujo de efectivo

Total del pasivo y patrimonio neto negativo

Las notas anexadas son parte integrante de los estados contables. F-155

2008

2007

1,712,070 635,977 25,352,728 197,769 103,930 9,746

1,686,479 1,180,955 23,977,731 5,201 704,911 78,709 51,941

28,012,220

27,685,927

5,883,376

5,186,789

5,883,376

5,186,789

300,050 266,394 (1,120,147)

300,050 53,926 (347,549)

(39,092)

(9,424)

(592,795)

(2,997)

33,302,801

32,869,719

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Estados de Operaciones Consolidados Al 31 de Diciembre de 2008, 2007 y 2006 (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses, excepto utilidad/(pérdida) neta por montos de acciones)

2008 Ventas de petróleo crudo, productos de petróleo y servicios Partes vinculadas (Nota 5) Otros

Costo de ventas Partes vinculadas (Nota 5) Otros Gastos de ventas, generales y administrativos Partes vinculadas (Nota 5) Otros Otros gastos operatives (Nota 9)

(Gastos)/Ingresos de operación Participación en los resultados de sociedad no consolidada Ingresos financieros Partes vinculadas (Nota 5) Ganancias sobre instrumentos derivados (“hedge”) Partes Vinculadas (Nota 5) Otros (Nota 12) Inversiones financieras Otros

Gastos financieros Partes vinculadas (Nota 5) Pérdidas sobre instrumentos derivados (“hedge”) Partes Vinculadas (Nota 5) Otros (Nota 12) Financiaciones Otros

Financiero, neto Variación cambiaria, neta Otros ingresos, netos (Pérdida)/utilidad neta del ejercicio

Ejercicios terminados el 31 de Diciembre de 2007

23,797,304 18,645,503 42,442,807

14,679,385 12,052,646 26,732,031

14,236,511 7,833,263 22,069,774

(14,431,172) (27,799,952)

(8,874,800) (17,435,987)

(8,121,994) (13,778,560)

(341,668) (220,527) (577,128) (43,370,447)

(182,424) (112,257) (26,605,468)

(189,667) (17,678) (22,107,899)

(927,640)

126,563

(2)

-

-

1,655,709

1,697,955

999,204

1,822 500,088 145,371 21,892 2,324,882

8,027 56,312 280,379 27,264 2,069,937

32,406 214,431 39,125 1,285,166

(1,322,342)

(1,588,246)

(722,434)

(30,719) (384,908) (413,305) (18,786) (2,170,060)

(148,356) (406,303) (25,013) (2,167,918)

(19,607) (496,964) (218,761) (1,457,766)

154,822

(97,981)

(172,600)

(2,836)

(24)

32

3,058

412

168

(772,598)

(Pérdida)/utilidad neta por acción del ejercicio – US$

(2.57)

Las notas anexadas son parte integrante de los estados contables. F-156

2006

(38,125)

28,970

(210,525)

0.10

(2.72)

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Estados de Evolución en el Patrimonio Neto Negativo Consolidados Al 31 de Diciembre de 2008, 2007 y 2006 (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

Ejercicios terminados el 31 de Diciembre de 2008 2007 2006 Acciones ordinarias Saldo al 1º de enero Aumento de Capital Saldo al final del ejercicio Adicional pagado en capital Saldo al 1º de enero Aumento de capital Saldo al final del ejercicio Pérdidas acumuladas Saldo al 1º de enero (Pérdida)/utilidad neta del ejercicio Saldo al final del ejercicio Otros ingresos globales Pérdida en “hedge” de flujo de efectivo Saldo al 1º de enero Cambio en el ejercicio Saldo al final del ejercicio Total del patrimonio neto negativo

300,050 -

300,050 -

50 300,000

300,050

300,050

300,050

53,926 212,468

53,926 -

173,926 (120,000)

266,394

53,926

53,926

(347,549) (772,598)

(376,519) 28,970

(165,994) (210,525)

(1,120,147)

(347,549)

(376,519)

(9,424) (29,668)

(2,207) (7,217)

(2,207)

(39,092)

(9,424)

(2,207)

(592,795)

(2,997)

(24,750)

Las notas anexadas son parte integrante de los estados contables. F-157

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Estados de Flujos de Efectivo Consolidados Al 31 de Diciembre de 2008, 2007 y 2006 (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses) Ejercicios terminados el 31 de Diciembre de 2008 2007 2006 Flujos de efectivo de las actividades operativas (Pérdida) / utilidad neta del ejercicio Ajustes para conciliar (pérdida) / utilidad neta y efectivo neto generado por actividades operativas Depreciación, amortización de gastos pagados por adelantado y amortización de deuda Pérdidas en los bienes de cambio Participación en los resultados de sociedad no consolidada Reducción (aumento) en los activos Cuentas a cobrar a proveedores Partes vinculadas Otros Pagos por adelantados de exportación -partes vinculadas Otros activos Aumento en el pasivo Cuentas a pagar a proveedores Partes vinculadas Otros Otros pasivos

(772,598)

28,970

(210,525)

2,993 144,866 2

7,909 -

20,725 -

(9,228,606) 412,006 36,128 930

(4,475,358) (66,892) (251,256) (903,409)

(1,905,623) (622,734) 411,760 (242,283)

625,591 (544,978) 174,570

543,631 58,969 (152,547)

192,116 505,910 (116,758)

Efectivo neto utilizado en actividades operativas

(9,149,096)

(5,209,983)

(1,967,412)

Flujos de efectivo de actividades de inversión Títulos y valores mobiliarios, netos Facturas a cobrar - partes vinculadas, netas Bienes de uso Inversiones en sociedad consolidada

(465,902) 493,024 (1,612) (5)

(2,335,756) (3,608,351) (904) -

451,775 (2,342,359) (460) -

25,505

(5,945,011)

(1,891,044)

Efectivo neto generado (utilizado) en actividades de inversión Efectivo neto generado por actividades de financiación Deuda corriente, neta de emisiones y amortizaciones Resultados de emisiones de deuda no corriente Pagos del principal de la deuda no corriente Préstamos no corrientes – partes vinculadas netas Ganancias de préstamos no corriente – partes vinculadas Pagos del principal de préstamos no corriente -partes vinculadas

(5,201) 836,815 (722,060) 8,626,816 -

(143,246) 1,737,162 (1,557,783) 18,630,887 (7,347,923)

(191,056) 982,280 (1,731,726) (2,268,898) 7,347,923 -

Efectivo neto generado por actividades de financiación

8,736,370

11,319,097

4,138,523

(387,221) 674,915

164,103 510,812

280,067 230,745

287,694

674,915

510,812

1,517,259 1,977

2,096,165 1,089

1,371,169 113

-

-

180,000

212,468 8,231,299 600,000

-

-

(Reducción)/ aumento de efectivo y equivalentes de efectivo Efectivo y equivalentes de efectivo al inicio del ejercicio Efectivo y equivalentes de efectivo al final del ejercicio Informaciones suplementarias sobre el flujo de efectivo: Efectivo pagado durante el año por Interés Impuesto a la renta Transacciones de inversión y financiación que no representan efectivo Aumento del capital a través de la conversión de préstamos a pagar Contribución de capital debido a la adquisición y venta de la Plataforma P-37 por medio de préstamos (Nota 10) Transferencia a Brasoil de títulos a cobrar y a pagar (Nota 5 (v)) Pago de cuentas a pagar por medio de préstamos de Petrobras

Las notas anexadas son parte integrante de los estados contables. . F-158

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas a los Estados Contables Consolidados (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

1. La Empresa y sus Operaciones Petrobras International Finance Company – (“PifCo” o “la Compañía”) fue fundada en las Islas Caimán el 24 de Septiembre de 1997 y opera como una subsidiaria de propiedad total de Petrobras. PifCo compra petróleo crudo y derivados de petróleo de terceros y los vende a Petrobras añadiendo una prima, en base de pago diferido. PifCo también compra petróleo crudo y productos derivados de petróleo de Petrobras y los vende fuera de Brasil. De la misma forma, las actividades y transacciones inter-compañía y, por lo tanto, la posición financiera y el resultado de las operaciones de la Compañía, se ven afectadas por las decisiones tomadas por Petrobras. Adicionalmente, la Compañía vende petróleo y productos derivados de petróleo de terceros y para terceros y partes relacionadas principalmente fuera de Brasil. Las operaciones comerciales se realizan de acuerdo con las condiciones normales de mercado y a precios comerciales. PifCo también actúa en el mercado internacional de préstamos de capital como parte de la estrategia financiera y operativa de capital. Las informaciones siguientes son una descripción breve de cada una de las controladas de propiedad total de la Compañía: Petrobras Singapore Private Limited Petrobras Singapore Private Limited (“PSPL”), con sede en Singapur, fue incorporada en abril de 2006 para negociar petróleo crudo y productos derivados del petróleo con respecto a las actividades de negociación en Asia. PSPL ha adquirido una participación del 50% en PM Bio Trading Private Limited, una “joint venture” con Mitsui & Co. LTD con sede en Singapur para comercializar etanol y realizar otras actividades relacionadas, enfocándose principalmente en el mercado japonés. PM Bio Trading Private Limited tiene previsto comenzar sus operaciones en 2010. Petrobras Finance Limited Petrobras Finance Limited (“PFL”), con sede en las Islas Caimán, junto con el programa de amortización financiera de exportaciones estructurado de la Compañía, por lo cual PFL compra combustible de Petrobras y vende estos productos en el mercado internacional, incluyendo ventas a clientes designados, de forma que genera cuentas por cobrar para cubrir la deuda de venta de créditos futuros. Hasta el 1º de junio de 2006, PFL también compró combustible utilizable en el transporte marítimo de Petrobras. Algunas de las ventas fueron realizadas a través de subsidiarias de Petrobras.

F-159

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

1. La Empresa y sus Operaciones (Continuación) Petrobras Europe Limited Petrobras Europe Limited (“PEL”), con sede en el Reino Unido, consolida las actividades financieras y comerciales europeas de la Petrobras. Estas actividades consisten en la consultoría y negociación de los términos y condiciones para petróleo crudo y derivados del petróleo suministrado a PifCo, PSPL, Petrobras Paraguay, Petrobras International Braspetro B.V. – PIB BV y Petrobras, así como la el mercado del petróleo crudo brasileño y otros productos derivados exportados a las áreas geográficas en las cuales la Compañía opera. PEL actúa como consultor en relación a estas actividades y no asume riesgos financieros o comerciales. Bear Insurance Company Limited Bear Insurance Company Limited (“BEAR”), con sede en Bermudas, contrata seguros para Petrobras y sus subsidiarias. 2. Bases de Presentación de los Estados Contables Los estados contables consolidados fueron preparados de acuerdo a los principios contables generalmente aceptados en los Estados Unidos de América (US GAAP). La preparación de estos estados contables requiere el uso de estimativas y suposiciones que afectan los activos, pasivos, ingresos y gastos presentes en los estados contables consolidados, así como los montos incluidos en las notas anexas a ellos. (a) Conversión en moneda extranjera La moneda funcional de la Compañía es el dólar estadounidense. Todos los activos y pasivos monetarios denominados en otra moneda que no sea el dólar estadounidense son convertidos en dólares estadounidenses usando los tipos de de cambio vigentes. El efecto de las variaciones en las monedas extranjeras se registra en el estado de operaciones como gasto o ganancias financieras. (b) Efectivo y equivalentes de efectivo Los equivalentes de efectivo consisten en inversiones altamente disponibles que se pueden convertir inmediatamente en efectivo y tienen un vencimiento original de tres meses, o menos, en la fecha de adquisición.

F-160

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

2. Bases de Presentación de los Estados Contables (Continuación) (c) Títulos y valores mobiliarios Los títulos y valores mobiliarios se contabilizan según SFAS No. 115 – Contabilización de Determinadas Inversiones en Títulos de Deuda y Acciones (“SFAS 115”) y han sido clasificados por la Compañía como disponibles para venta o negociables con base en las estrategias seguidas con relación a tales títulos. Los títulos y valores mobiliarios clasificados como negociables son de corto plazo según su naturaleza, ya que la inversión se espera liquidar, vender o usar para necesidades de efectivo corriente. Los títulos y valores mobiliarios clasificados como disponibles para venta son de largo plazo por naturaleza, ya que no se espera que las inversiones se vendan o se liquiden de cualquier otra forma en los próximos doce meses. Los títulos para negociación son ajustados a valor corriente a través de las ganancias del período actual, los títulos disponibles para venta son ajustados a valor corriente a través de otros ingresos globales, y los títulos mantenidos hasta la fecha de vencimiento se registran al costo histórico. No hay transferencias entre categorías de inversiones. (d) Cuentas a cobrar a proveedores Las cuentas a cobrar se registran a los valores de realización estimados. Se ha hecho una provisión para cuentas de cobro dudoso por un valor considerado suficiente por la administración para hacer frente a las probables pérdidas futuras relativas a cuentas incobrables. (e) Facturas a cobrar Sobre las facturas a cobrar inciden tasas de interés y se registran a los valores de realización estimados. Están relacionados a préstamos realizados entre la Compañía y subsidiarias de Petrobras. (f) Bienes de cambio Los bienes de cambio se expresan al menor del costo medio ponderado o valor de mercado. (g) Depósitos restringidos y garantías Depósitos restringidos y garantías representan valores que están en la custodia de terceros conforme requerido en los compromisos contractuales de la Compañía. Los depósitos se hacen en efectivo y registrados en el valor financiado.

F-161

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

2. Bases de Presentación de los Estados Contables (Continuación) (h) Gastos pagados por adelantado Los gastos pagados por adelantados se componen exclusivamente de costos financieros diferidos relacionados con la emisión de deuda de la Compañía y se amortizan sobre los términos de la deuda relacionada. El balance no amortizado de costos financieros diferidos fue de US$ 40,608 y US$ 60,486 al 31 de diciembre de 2008 y 2007, respectivamente. (i) Bienes de uso Los bienes de uso se registran por su costo y se deprecian de acuerdo con su vida útil estimada. (j) Pasivos corrientes y no corrientes Estos son calculados en montos conocidos o estimados incluyendo, cuando se aplica, el interés acumulado. (k) Ingresos no recibidos Los ingresos no recibidos representan el premio no ganado cargado por la Compañía a Petrobras y a Alberto Pasqualini - Refap S.A. (“Refap”) para compensar sus costos financieros. El premio se factura a Petrobras y a Refap en el momento en que el producto relacionado se vende, y es diferido y reconocido como ganancia como un componente de los ingresos financieros en una base lineal en el período de recolección, que varía entre 120 a 330 días, para equiparar el premio facturado con los gastos financieros de la Compañía. Los ingresos no devengados fueron reclasificados para cuentas a cobrar. (l) Ingresos, costos, renta y gastos Para todas las transacciones con terceros y partes vinculadas, los ingresos se reconocen de acuerdo con el Boletín 104 de Contabilidad del Personal de la Comisión de Títulos y Cambio (SEC - Security & Exchange Commission- Staff Accounting Bulletion 104) de los Estados Unidos - Reconocimiento de Ingresos. Los ingresos por petróleo crudo y derivados de petróleo se reconocen según el criterio de lo devengado cuando existe evidencia convincente de un acuerdo bajo la forma de un contrato válido, ha ocurrido la entrega o el título ha sido transferido, el precio es fijo o fácil de determinar y la colectivilidad está garantizada razonablemente. Los costos se reconocen cuando se incurre en ellos. La renta y los gastos incluyen intereses financieros y cargos, en tasas o índices oficiales, relacionados a activos y pasivos corrientes y no corrientes y, en los casos en que aplique, los efectos derivados del ajuste de activos al mercado o al valor realizable. F-162

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

2. Bases de Presentación de los Estados Contables (Continuación) (l) Ingresos, costos, renta y gastos (Continuación) Las principales transacciones comerciales de la Compañía son las siguientes: Importación - la Compañía compra de proveedores fuera de Brasil (principalmente de terceros) y vende a Petrobras y sus subsidiarias brasileñas. Exportación - la Compañía compra de Petrobras y vende a clientes fuera de Brasil. Off-shore - la Compañía compra y vende principalmente fuera de Brasil, en transacciones con terceros y partes vinculadas. (m) Impuesto a la renta La Compañía contabiliza los impuestos a la renta usando un enfoque de activo y pasivo, el cual requiere el reconocimiento de impuestos pagaderos o reembolsables para el año corriente y pasivos y activos de impuestos diferidos que representan los impuestos futuros en consecuencia de eventos que han sido reconocidos en los estados contables o declaración de renta de la Compañía. El cálculo de impuestos corrientes y diferidos sobre activos y pasivos se basa en las disposiciones de la legislación sobre impuestos en los países en los que la Compañía y sus controladas operan (Reino Unido, Bermudas, Singapur e Islas Caimán en 2008, 2007 y 2006). Los impuestos diferidos sobre activos se reducen al monto de cualesquier beneficios fiscales cuando, sobre la base de evidencia disponible, tales beneficios puedan no realizarse. Las Islas Caimán y las Bermudas no tienen requisitos de impuestos corporativos, por lo tanto la Compañía no tiene provisión de impuestos para las localidades y las operaciones en el Reino Unido o Singapur no generaron provisiones para impuestos diferidos en 2008 y 2007. (n) Contabilización de derivados y actividades de “hedging” La Compañía adoptó SFAS No. 133 - Contabilización de Instrumentos Derivados y Operaciones de “Hedging”, juntamente con sus enmiendas e interpretaciones que se denominan colectivamente en este documento como “SFAS 133”. SFAS 133 requiere que todos los instrumentos derivados se registren en el balance general de la Compañía como un activo o como un pasivo y sea medido al valor justo. SFAS 133 requiere que los cambios en el valor justo de los derivados se reconozcan en el estado de resultados a menos que se cumplan criterios contables específicos del “hedge”, y los determinados por la Compañía. Para los derivados contabilizados como “hedges”, los ajustes al valor justo se contabilizan en el estado de resultados o em “Otros ingresos globales acumulados”, un componente del patrimonio neto, dependiendo del tipo de “hedge” contable y el grado de efectividad de la operación de “hedge”. F-163

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

2. Bases de Presentación de los Estados Contables (Continuación) (n) Contabilización de derivados y actividades de “hedging” (Continuación) La Compañía usa derivados del tipo “non-hedging” para reducir el riesgo de precios desfavorables para las compras de petróleo crudo y productos derivados de petróleo. Estos instrumentos son valuados a valor de mercado con las ganancias o pérdidas relacionadas y son reconocidos como ingresos financieros o gastos financieros. La Compañía también usa instrumentos financieros derivados del tipo “nonhedging” para reducir el riesgo de oscilaciones desfavorables en el tipo de cambio en su financiación denominada en divisas extranjeras... Las ganancias y pérdidas a partir de los cambios en el valor justo de estos contratos son reconocidas como ingresos financieros o gastos financieros. La Compañía también usa derivados de “hedge” para proteger el cambio de las tasas de interés en diferentes monedas. Estos derivados de “hedging” utilizados así como el riesgo protegido por el “hedge” se contabilizan en un modelo de flujo de efectivo. Con base en este modelo, las ganancias y pérdidas asociadas al instrumento derivado son diferidas y registradas en “Otras Utilidades Integrales Acumuladas” hasta el momento en que la transacción de “hedge” impacte los resultados, considerando la excepción de cualquier “hedge” inefectivo, que se registran directamente en las ganancias. (o) Pronunciamientos de contabilidad emitidos recientemente •

EITF No. 08-6, Consideraciones Contables sobre le Método de la Equivalencia Patrimonial (“EITF No. 08-6”) En noviembre de 2008, FASB llegó a un consenso sobre la Cuestión No. 086, del Grupo de Trabajo de Asuntos Emergentes “Consideraciones sobre la Contabilización de Inversiones por el Método de la Equivalencia Patrimonial” (“EITF 08-6”), que foi emitida para aclarar como la aplicación de la contabilización por el método de la equivalencia patrimonial sería afectada por el SFAS No. 141(R) and SFAS 160. El EITF 08-6, entre otros requisitos, determina que un inversor por el método de la equivalencia patrimonial será responsable por una emisión de acciones de la empresa en la que tiene participación como si el inversor hubiera vendido una participación proporcional de su inversión. Cualquier ganancia o pérdida para el inversor, resultante de una emisión de acciones de la empresa en la que tiene participación se reconocerá en las utilidades. Esta emisión entra en vigor a partir del 1º. de enero de 2009 y se aplicará prospectivamente.

F-164

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

2. Bases de Presentación de los Estados Contables (Continuación) (p) Pronunciamientos de contabilidad adoptados recientemente •

Pronunciamiento No. 157 de FASB, Mediciones de Valor Justo (“SFAS 157”) A partir del 1o. de enero de 2008, la Compañía adoptó el SFAS 157, que fue enmendado en febrero de 2008 por FASB Staff Position (FSP) SFAS No. 157-1, “Aplicación de SFAS 157 a SFAS 13 y sus Pronunciamientos Contables Interpretativos Relacionados que tratan sobre Transacciones de Arrendamiento”, y por FSP SFAS 157-2, Fecha de entrada en vigor de SFAS 157, que aplazó la aplicación por parte de la Compañía de SFAS 157 para activos y pasivos no financieros no recurrentes hasta el 1° de enero de 2009. SFAS 157 sufrió otra enmienda en octubre de 2008 por medio del FSP SFAS 157-3, “Determinación del Valor Justo de un Activo Financiero Cuando el Mercado para el Referido Activo no está Activo”, que aclara la aplicación del SFAS 157 para los activos que participan en mercados inactivos. SFAS 157 define el valor justo, establece un marco para la medición del valor justo y expande las divulgaciones sobre las mensuraciones del valor justo, sin embargo no exige ningún tipo de nueva medición de valor justo pero se aplicará a activos y pasivos que tengan exigencia de ser contabilizados por el valor justo de acuerdo con otros estándares contables. La implantación del SFAS 157 no tuvo ningún impacto significativo en los estados contables consolidados de la Compañía a no ser las divulgaciones adicionales que se han incorporado en la Nota 12 de estos estados contables.

•

Pronunciamiento No. 159 de FASB “La Opción de Valor Justo para Activos y Pasivos Financieros” (“SFAS 159”) En febrero de 2007, FASB emitió SFAS 159, que permite la medición de determinados instrumentos financieros al valor justo. Las entidades pueden optar por medir los ítems elegibles al valor justo en fechas de elección determinadas, informando las pérdidas y ganancias no realizadas sobre tales ítems en cada ejercicio siguiente. La Compañía adoptó este Pronunciamiento a partir del 1° de enero de 2008, pero no realizó una elección de valor justo en ese momento ni durante el período restante de 2008 para ninguno de los instrumentos financieros que todavía no se habían registrado por el valor justo de acuerdo con otros estándares contables. Por lo tanto, la adopción de SFAS 159 no causó un impacto significativo sobre los estados contables consolidados de la Compañía.

F-165

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

2. Bases de Presentación de los Estados Contables (Continuación) (p) Pronunciamientos de contabilidad adoptados recientemente (Continuación) •

Pronunciamiento No. 161 de FASB, Divulgaciones sobre Instrumentos Derivados y Actividades de “Hedging” - enmienda al FASB No. 133 (“SFAS 161”) En marzo de 2008, FASB emitió el SFAS 161, que aumenta las exigencias de información del Pronunciamiento FASB No. 133, “Contabilización de Instrumentos Derivados y Actividades de Hedging” (“SFAS 133”) e interpretaciones relacionadas. Este pronunciamiento exige mejores informaciones sobre (a) cómo y por qué una sociedad usa instrumentos derivados, (b) cómo los instrumentos derivados y los ítems protegidos por “hedge” relacionados se contabilizan de acuerdo con SFAS 133 y sus interpretaciones relacionadas, y (c) cómo los instrumentos derivados y los ítems protegidos por “hedge” relacionados afectan la posición financiera, el desempeño financiero y los flujos de efectivo de una sociedad. Este pronunciamiento está en vigor para los estados contables parciales y anuales ya a partir del primer trimestre de 2009. La Compañía adoptó precozmente el SFAS 161, y su implantación no ha causado un impacto significativo sobre los estados contables consolidados de la Compañía a no ser las informaciones adicionales que se han incorporado en la Nota 12.

3. Efectivo y Equivalentes de Efectivo

Efectivo y bancos Depósitos a plazo y fondos de inversión a corto plazo

F-166

2008

2007

92,857 194,837 287,694

20,925 653,990 674,915

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

4. Títulos y Valores Mobiliarios Total

Disponible para venta (iii) Disponible para venta (iii) Mantenido hasta el vencimiento Mantenido hasta el vencimiento Mantenido hasta el vencimiento Mantenido hasta el vencimiento Mantenido hasta el vencimiento Mantenido hasta el vencimiento Mantenido hasta el vencimiento Mantenido hasta el vencimiento

Título

Vencimiento

Tasa de interés por año

Clep (ii) Marlim (ii) Charter (ii) NTS (ii) NTN (ii) Mexilhão (ii) Gasene (ii) PDET (ii) TUM (ii) Terceros

2014 2008-2011 2009 2009-2014 2009-2014 2009 2009 2019 2010

8% 7.4% + IGPM(*) 2.52% hasta al 4.48% 3.12%/3.82% 3.12%/3.82% 3.03% hasta al 3.75% 3.60%/4.13% 4.86%/4.87% 3.40%/3.78%/3.82%

Menos: Balances corrientes

2008 (i) 759,319 258,046 884,311 595,013 533,426 443,878 332,512 355,984 436,035 4,598,524 (2,598,764) 1,999,760

2007 (i) 867,794 352,911 699,261 576,687 519,874 255,371 224,142 204,986 274,593 157,003 4,132,622 (489,077) 3,643,545

(*) IGPM – Índice General de Precios de Mercado, calculado por el Instituto Brasileño de Economía (IBRE) de la Fundación Getúlio Vargas (FGV). (i) Los balances incluyen interés y principal. (ii) Los títulos mantenidos por el fondo respectivo para las empresas de propósito especial del grupo, establecidos para apoyar los proyectos de infraestructura de Petrobras, no son títulos negociados en dólares. (iii) Cambios en el valor justo relacionado a los títulos clasificados como disponibles para venta, de acuerdo con SFAS 115, son mínimos y se incluyeron en los Estados de Operaciones como ingresos o gastos financieros. (iv) Títulos emitidos por las Compañías Nova Transportadora Nordeste - NTN y Nova Transportadora Sudeste NTS (dos Empresas de Propósito Especial de Petrobras relacionadas con el Proyecto Malhas) (ver la Nota 8 (vi)).

Los títulos y valores mobiliarios comprenden los montos que la Compañía ha invertido en las carteras exclusivas de un fondo de inversiones, operadas exclusivamente por PifCo, que detiene algunos títulos del grupo Petrobras entre sus otras inversiones.

F-167

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

5. Partes vinculadas Petroleo Brasileiro S.A.Petrobras

Activos corrientes Títulos y valores mobiliarios (iv) Cuentas a cobrar, principalmente de ventas (i) e (vi) Facturas a cobrar Pagos por adelantado de exportación Otros Inversiones en compañias no consolidadas Otros activos Títulos y valores mobiliarios (iv) Facturas a cobrar Pagos por adelantado de exportación Pasivo corriente Cuentas a pagar a proveedores Facturas a pagar (ii) e (v) Otros

Petrobras Internacional Braspetro B.V.-PIB.B.V. y sus controladas

Downstream Participações S.A. y sus controladas

Otros

2008

2007

23,102,681 100,039 -

84,603 1,145,315 1,822

967,425 -

2,598,764 366 7,312 315,804 -

2,598,764 24,155,075 1,152,627 415,843 1,822

407,564 14,885,575 9,673,301 72,496 1,453

-

-

-

3

3

-

331,450

412,127 -

-

1,999,760 -

1,999,760 412,127 331,450

3,568,055 279,574 710,925

1,570,908 25,352,728

89,792 235

51,370 -

-

1,712,070 25,352,728 235

1,686,479 23,977,731 -

-

-

Pasivo no corriente Facturas a pagar Declaración de operaciones Ventas de petróleo crudo, productos de petróleo y servicios Compras (iii) Gastos de ventas, generales y administrativos Ingresos financieros Gastos financieros Participación en los resultados de sociedades no consolidadas

19,040,201 (11,660,028) (294,080) 1,470,424 (1,319,102) -

2,023,065 (2,184,855) (47,570) 92,956 (30,719) -

2,708,788 (586,289) 57,375 (122) -

25,250 (18) 36,776 (3,118) (2)

23,797,304 (14,431,172) (341,668) 1,657,531 (1,353,061) (2)

14,679,385 (8,874,800) (182,424) 1,699,307 (1,588,246) -

2006 14,236,511 (8,121,994) (189,667) 999,204 (722,434) -

Operaciones comerciales entre PifCo y sus compañías controladas y afiliadas son efectuadas bajo condiciones normales de mercado y a precios comerciales, con excepción de ventas de petróleo y productos de petróleo para Petrobras, las cuales tienen un acuerdo de período ampliado consistente con la formación de PifCo como una entidad de financiación, y incluye cargas financieras habidas durante el período ampliado de pago. Algunas afiliadas de PifCo y PFL, que son subsidiarias de Petrobras, sirven como agentes en lo que se refiere a ventas de exportación a determinados clientes bajo el programa de prepago de exportación. Estas transacciones fueron clasificadas como transacciones de parte relacionada para los fines de este estado contable consolidado. Las transacciones fueron realizadas para apoyar la estrategia financiera y operacional de la empresa Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras. (i)

Cuentas a cobrar de partes vinculadas principalmente de ventas de petróleo crudo hechas por la Empresa para Petrobras, con condiciones de pago ampliadas hasta 330 días.

(ii)

Pasivo corriente - facturas a pagar relacionadas a préstamos ejecutados entre la Empresa y Petrobrás. El interés anual es 5.86%.

(iii) Compras de las partes vinculadas se presentan al costo de ventas de la declaración de operaciones. (iv) Ver la Nota (4). (v)

En enero de 2008, PifCo autorizó la transferencia a Braspetro Oil Services Company - Brasoil de sus contratos de efectos a cobrar por el monto total de US$ 8,203,289 en los cuales Petrobras International Braspetro B.V. - PIB BV, Petrobras Netherlands B.V. - PNBV y Agri Development B.V. - AGRI B.V. son contrapartes. De la misma forma, fue recomendado a Brasoil que asumiera obligaciones por el valor exacto de los contratos de efectos a cobrar que PifCo mantiene con Petrobras. En julio de 2008, PifCo autorizó la transferencia a Braspetro Oil Services Company – Brasoil de sus contratos de efectos a cobrar por el monto total de US$ 28,010 en los cuales Petrobras Netherlands B.V. - PNBV es contraparte. De la misma forma, fue recomendado a Brasoil que asumiera obligaciones por el monto exacto de los contratos de efectos a cobrar que PifCo mantiene con Petrobras.

(vi) Los ingresos no devengados en relación a cargas financieras incidentes durante el período ampliado de pago de las operaciones comerciales concedido por PifCo a partes relacionadas se presentan como activos en cuentas a cobrar – partes relacionadas.

F-168

(Traducción libre del original en inglés)

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6. Bienes de Cambio 2008 Petróleo crudo Derivados de petróleo LNG

733,161 331,827 72,191 1,137,179

2007 816,127 408,508 1,224,635

Los bienes de cambio se presentan por el menor costo del mercado. Al 31 de diciembre de 2008, los bienes de cambio habían tenido una reducción de US$ 144,866 (ver la Nota 9), debido a los recientes desplomes en los precios del petróleo en el mercado internacional, que se clasificaron como otros gastos operativos en el estado de operaciones. La Compañía adoptó el valor realizable para fines de “impairment” de bienes de cambio.

7. Depósitos Restringidos y Garantías PifCo tiene depósitos restringidos con instituciones financieras que son requeridos como consecuencia de obligaciones contractuales en acuerdos financieros. El monto clasificado en activos no corrientes se compone de depósitos: (i) US$ 38,250 relacionados con emisiones de “Senior Notes” por un monto total de US$ 600,000. Las garantías relacionadas a los financiamientos se mantendrán hasta el vencimiento de éstos y se requieren sobre el acuerdo de la deuda relacionada; y (ii) conforme al Acuerdo de Depósito, Compromiso e Indemnización del 29 de Abril de 2005, PifCo garantió la deuda de la Sociedade Fluminense de Energia Ltda. - SFE, una subsidiaria de su empresa matriz. De acuerdo con las condiciones de esta garantía, PifCo depositó US$ 95,949 en una cuenta en custodia que va a ser utilizado para satisfacer las deudas de la Sociedade Fluminense de Energia en caso de incumplimiento.

F-169

(Traducción libre del original en inglés)

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8. Financiaciones Corriente 2008 2007 Instituciones financieras (i) (v) (vi) “Senior notes” (ii) (v) “Global step-up notes” (ii) (v) Venta de derechos para créditos futuros (iii) Activos relacionados para pagos por adelantado de exportación para ser compensados contra ventas de derechos de créditos futuros (iii) “Global notes” (ii) (v) (vii) (viii) “Japanese yen bonds” (iv)

Financiaciones Monto corriente de la deuda no corriente Intereses devengados

(i)

No Corriente 2008 2007 989,181 235,350

69,657

311,471 238,474 130,772 69,012

481,450

1,040,000 235,350 548,400

76,165 2,179

37,337 1,755

(150,000) 3,941,135 386,260

(150,000) 3,200,209 312,830

301,699

788,821

5,883,376

5,186,789

197,769 103,930

5,201 704,911 78,709

5,883,376 -

5,186,789 -

301,699

788,821

5,883,376

5,186,789

142,599 11,099

Los préstamos de la Empresa en dólares se obtienen principalmente a partir de bancos comerciales e incluyen líneas de crédito, que tienen como objetivo principal la compra de petróleo crudo y derivados del petróleo, y con tasas de interés que varían del 3.03% al 5.60% al 31 de diciembre de 2008. La tasa promedio ponderada de préstamos para deudas a corto plazo al 31 de diciembre de 2008 y 2007 fue del 3.59% y 5.59%, respectivamente. El 31 de diciembre de 2008 y 2007, la Empresa había utilizado completamente todas las líneas de crédito específicamente asignadas para compras de petróleo crudo y derivados del petróleo importados.

(ii)

El 31 de diciembre de 2007 y 2006, el saldo en abierto de primas netas sobre reemisiones ascendía a US$ 2,082 y US$ 10,273, respectivamente, no hay saldo en abierto al 31 de diciembre de 2008. PifCo registró gastos por un monto total de US$ 160,048 debido a liquidación de deuda durante el período terminado el 31 de diciembre de 2006 (ver la Nota 8(v)). En lo que se refiere a la Oferta de Cambio (ver Nota 8(viii)) PifCo pagó US$ 54,812 en relación al monto anterior el valor nominal de los Títulos antiguos canjeados. Este valor se asoció a los nuevos Títulos y se está amortizando de acuerdo con el método de interés efectivo.

(iii)

En mayo de 2004, PFL y PF Export Trust (el Trust) realizaron una enmienda al contrato de “Trust Agreement” permitiendo que los “Junior Trust Certificates” sean compensados contra las Notas Relacionadas, en lugar de ser totalmente pagadas después del cumplimiento de todas las obligaciones relacionadas con los “Senior Trust Certificates”. El efecto de esta enmienda es que los montos relacionados con los “Junior Trust Certificates” fueron presentados netos, en lugar de brutos, en los presentes estados contables, y así US$ 150,000 han sido reducidos del financiamiento de “deuda a largo plazo” en lo que se refiere a las ventas de los derechos de créditos futuros.

(iv)

El 27 de septiembre de 2006, la Compañía concluyó una colocación privada de títulos en el mercado de capitales japonés (“Shibosai”) en el valor de ¥ 35 mil millones de yenes (US$ 374,346) con vencimiento en septiembre de 2016. La emisión fue una colocación privada en el mercado japonés con una garantía parcial del “Japan Bank for International Cooperation” (JBIC) y devengará interés a la tasa del 2.15% al año, pagaderos semestralmente. En la misma fecha, PifCo realizó una cuerdo de “swaps” financieras con el Citibank, realizando el “swap” del monto total de esta deuda para una deuda denominada en dólares estadounidenses (ver la Nota 12). PifCo utilizó los resultados sobre todo para financiar a PNBV, una afiliada, en la construcción de tuberías que interconectarán las plataformas de producción P-51, P-52 y P-53 a la plataforma de re-bombeo autónomo PRA-1.

F-170

(Traducción libre del original en inglés)

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8. Financiaciones (Continuación) (v)

Como resultado de la liquidación de la Oferta de Cambio realizada el 7 de febrero de 2007, PifCo recibió y aceptó un valor de oferta de US$ 399,053 (valor nominal de las Notas). Todas las notas recibidas fueron canceladas e el mismo día y, como consecuencia, PifCo emitió US$ 399,053 en “Global notes” con vencimiento en 2016, que tienen tasa de interés del 6.125% al año, pagaderos semestralmente. Las nuevas Notas constituyen una serie única fungible con las Notas de US$ 500,000 con vencimiento en 2016, emitidas en octubre de 2006. En el total será un monto de US$ 899,053 en títulos en circulación con vencimiento en 2016. PifCo también pagó a los inversores un monto en efectivo equivalente a US$ 56,056, como resultado del Cambio (ver Nota 8 (ii)).

(vi)

El día 15 de junio de 2007, las Compañías Nova Transportadora Nordeste-NTN y Nova Transportadora Sudeste-NTS (dos Compañías de Propósito Especial de Petrobras relacionadas con el Proyecto Malhas) transfirieron para PifCo un acuerdo de préstamo con M-GIC (un Agente del JBIC - Japan Bank for International Cooperation). El valor en abierto del préstamo es de US$ 394,000 sobre el que inciden intereses por la tasa Libor plus 0.8% al año, pagaderos semestralmente. El valor del principal también se pagará semestralmente, comenzando el 15 de diciembre de 2009, hasta el 15 de diciembre de 2014. Como consecuencia de esta transferencia, NTN y NTS emitieron algunos Títulos para PifCo con las mismas características del préstamo (valor del principal, tasa de interés y programa de amortización) (ver la Nota 4 (iv)).

(vii)

El 1º de noviembre de 2007, la Compañía emitió “Global notes” de US$ 1,000,000 en el mercado internacional de capitales, con vencimiento en marzo de 2018. Sobre los títulos inciden intereses a una tasa del 5.875% al año, pagaderos semestralmente, comenzando el 1º de marzo de 2008. El objetivo de esta emisión fue tener acceso a los mercados de capital de deuda a largo plazo, refinanciar los pagos por adelantado de las deudas a vencer y reducir el costo de capital.

(viii)

El 11 de enero de 2008, PifCo emitió “Senior Global notes” por un valor de US$ 750,000 que constituyen una única emisión fungible con la emisión de US$ 1,000,000 del 1º de noviembre de 2007, ascendiendo a US$ 1,750,000 en títulos emitidos con vencimiento el 1º de marzo de 2018. Los títulos devengan interés a una tasa del 5.875% al año, pagadero semestralmente, comenzando a partir del 1º de marzo de 2008. El propósito de esta emisión fue tener acceso a los mercados de capital de deuda a largo plazo, refinanciar prepagos de débitos que están venciendo y reducir el costo de capital.

F-171

(Traducción libre del original en inglés)

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8. Financiaciones (Continuación) Deuda a largo plazo - Informaciones adicionales a) Tasa de interés de deudas no corrientes Período de pago Fecha de emisión

Vencimiento

Tasa de interés

Monto

Interés

Principal

235,350 235,350

semestral

““bullet””

40,000 110,000 150,000

cuatrimestral cuatrimestral

““bullet”” ““bullet””

“Senior notes” “Senior notes”

Enero de 2002

2011

9.750%

Venta del derecho de cuentas por cobrar futuras “Junior trust certificates” Serie 2003-B Serie 2003-A

Mayo de 2003 Mayo de 2003

2013 2015

3.748% 6.436%

Activos relacionados con pagos por adelantado de exportación a ser compensados contra ventas de derechos de cuentas a cobrar futuras Serie 2003-B Serie 2003-A

Mayo de 2003 Mayo de 2003

2013 2015

3.748% 6.436%

“Senior trust certificates” Serie 2003-B Serie 2003-A

Mayo de 2003 Mayo de 2003

2013 2015

4.848% 6.436%

87,350 244,100 331,450

cuatrimestral cuatrimestral

cuatrimestral cuatrimestral

“Japanese yen bonds”

Septiembre de 2006

2016

2.150%

386,260 386,260

semestral

“bullet”

“Global notes” “Global notes” “Global notes” “Global notes” “Global notes” “Global notes”

Julio de 2003 Diciembre de 2003 Septiembre de 2004 Octubre de 2006 Noviembre de 2007

2013 2018 2014 2016 2018

9.125% 8.375% 7.750% 6.125% 5.875%

377,665 576,780 397,865 838,059 1,750,766 3,941,135

semestral semestral semestral semestral semestral

“bullet” “bullet” “bullet” “bullet” “bullet”

Desde 2004

Hasta 2017

Desde 3.03% hasta 5.60%

variado

variado

Instituciones financieras

(40,000) cuatrimestral (110,000) cuatrimestral (150,000) -

989,181 989,181

“bullet” “bullet”

5,883,376

b) Vencimientos de deudas no corrientes 474,608 392,028 161,798 537,003 553,874 3,764,065

2010 2011 2012 2013 2014 En adelante

5,883,376

F-172

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9. Otros Gastos Operacionales La Compañía reconoció una pérdida de US$ 577,128 debido a “impairment” de bienes de cambio para el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 2008, como resultado de los recientes desplomes de los precios del petróleo en el mercado internacional. 10. Patrimonio Neto Negativo Capital El capital suscrito al 31 de diciembre de 2008 y 2007 es de US$ 300,050 dividido en 300,050,000 acciones por un valor de US$ 1.00 cada una. Contribución de Capital En marzo de 2008, la contribución de capital aumentó US$ 212,468 como resultado de la ganancia habida en la adquisición de la plataforma P-37, por parte de Braspetro Oil Services Company - Brasoil y de su venta a Petrobras Netherlands B.V. – PNBV, una empresa vinculada. 11. Compromisos y Contingencias (a) Contratos de compra de petróleo En un esfuerzo para asegurar la obtención de productos derivados del petróleo para sus clientes, la Compañía tiene actualmente diversos contratos normales de compra a corto y a largo plazo, con fecha de vencimiento hasta 2017, los cuales colectivamente la obligan a comprar un mínimo aproximado de 202,955 barriles de petróleo crudo y derivados del petróleo por día a precios de mercado. (b) Opciones de compra - Plataformas La Compañía ha mantenido el derecho de ejercer la opción de compra sobre los Acuerdos de Opciones de Activos en subflete concedido por PNBV y ha mantenido la obligación de comprar los navíos caso de que PNBV ejerza la Opción de Venta, bajo condición de una eventualidad de incumplimiento, según el mismo Contrato de Opción, para las Plataformas P-8, P-15, P-32. PifCo tiene también una obligación de comprar las plataformas después de la expiración de los términos del contrato de Flete. En relación con la Plataforma P-47, PifCo ha mantenido el derecho de ejercer la opción de compra sobre los Acuerdos de Opciones de Activos Subflete, concedido por PNBV, y ha mantenido la obligación de comprar el navío en caso de que PNBV ejerza la Opción de Venta, en la condición de una eventualidad de incumplimiento o del término del Contrato de Flete.

F-173

(Traducción libre del original en inglés)

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11. Compromisos y Contingencias (Continuación) (b) Opciones de compra – Plataformas (Continuación) PifCo puede designar una afiliada o controlada para llevar a cabo sus obligaciones bajo este acuerdo. (c) Acuerdo de Préstamos La posición en abierto de la Compañía al 31 de diciembre de 2008, en cartas de crédito irrevocables era de US$ 627,946, en comparación a US$ 730,045 al 31 de diciembre de 2007, como respaldo a las importaciones de petróleo crudo y productos derivados del petróleo y servicios. Adicionalmente, la Compañía tiene en “standby” líneas de crédito disponibles por un valor de US$ 546,270, (US$ 327,000 al 31 de diciembre de 2007) que no están comprometidas para ningún uso en particular. PifCo no ha realizado saques de montos en relación a esas líneas y no tiene una fecha programada para efectuar los saques. En junio de 2008, PifCo emitió una garantía corporativa para International Finance Corporation – IFC por el valor de US$ 40,000 como aval de un préstamo contratado por la empresa vinculada Quattor Petroquímica en relación con la estrategia de Petrobras de consolidar los activos petroquímicos en la región sudeste de Brasil. De la misma forma, Quattor Petroquímica asumió la obligación de pagar intereses anuales en Reais a una tasa del 1% al año sobre el monto garantizado por PifCo hasta la fecha de vencimiento del préstamo en 2017, o hasta que se alcanzasen determinadas condiciones contractuales, lo que suceda primero. En el caso de una ejecución financiera de esta garantía, PifCo tiene asegurado el derecho de recurso. 12. Instrumentos Financieros y Actividades de Gestión de Riesgo La política de PifCo para la gestión del riesgo del precio del petróleo y de los productos derivados del petróleo consiste básicamente en la protección de los márgenes en algunas posiciones específicas de corto plazo. Los contratos de futuro, “swaps” y opciones son los instrumentos utilizados en estas operaciones económicas de “hedge” que están vinculadas a transacciones físicas reales. Los resultados positivos y negativos son compensados por los resultados reversos de la transacción de mercado físico real y se registran en el estado de operaciones como ingresos financieros y gastos financieros. Los instrumentos derivados de la Compañía se registran en el balance general consolidado por su valor justo. Para los contratos negociados en la bolsa, el valor justo se basa en los precios de mercado cotizados. Para los contratos no negociados en la bolsa el valor justo se basa en las cotizaciones de los operadores, modelos de precios o precios cotizados para instrumentos con características similares. El precio de la transacción se utiliza como el valor justo inicial de los contratos. F-174

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12. Instrumentos Financieros y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) Los contratos de derivados de “commodities” se reflejan por su valor justo como activos o pasivos en los balances generales consolidados de la Compañía, reconociendo ganancias o pérdidas en utilidades utilizando, remarcación al mercado en el período de cambio. Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía los siguientes contratos derivados de “commodities” pendientes, que fueron colocados como: Contratos de “Commodities” Vencimiento en 2009

Cantidad Nocional en miles de bbl* 2008 2007

Contratos de Futuros y a Término Petróleo crudo y productos derivados del petróleo

(2,704)

(7,275)

* Un valor nocional negativo representa una posición vendida

“Hedge” de Flujo de Efectivo En septiembre de 2006, la Compañía contrató una operación de “hedge” denominada “cross currency swap” para cobertura de los títulos emitidos en yenes de manera en fijar en dólares los costos de la Compañía en esta operación. En el “cross currency swap” se realiza un cambio de tasas de interés en diferentes monedas. La tasa de cambio del yen para el dólar estadounidense se fija en el comienzo de la transacción y permanece fija durante su existencia. La Compañía no tiene intención de liquidar tales contratos antes del plazo de vencimiento. La compañía ha decidido denominar su “cross currency swap” como “hedges” de flujo de efectivo. Tanto en la creación de un “hedge” como en bases constantes, se espera que un “hedge” de flujo de efectivo sea altamente eficiente en conseguir contrarrestar los flujos de efectivo atribuibles al riesgo del “hedge” durante el plazo del mismo. Los instrumentos derivados denominados como “hedges” de flujo de efectivo se reflejan tanto en los activos como en los pasivos de los balances generales consolidados de la Compañía. El cambio en el valor justo, hasta el punto en que el “hedge” sea efectivo, se registra en otras utilidades integrales acumuladas hasta que se realice la transacción prevista. Se realizan trimestralmente tests de efectividad que permiten medir cómo las alteraciones de valor justo o del flujo de efectivo de los ítems protegidos por “hedge” son absorbidas por los mecanismos del “hedge”. El cálculo de efectividad indicó que el “cross currency swap” es altamente efectivo en compensar a la variación del flujo de efectivo de los títulos emitidos en yenes.

F-175

(Traducción libre del original en inglés)

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12. Instrumentos Financieros y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) Hedge de Flujo de Efectivo (Continuación) Al 31 de diciembre de 2008, la Compañía tenía el siguiente “cross currency swap”, realizado de la forma siguiente: “Cross Currency Swaps” Vencimiento en 2016

%

Fijo a fijo Tasa Promedio de Pago (USD) Tasa Promedio de Cobro (JPY)

Valor Nocional (en miles JPY) 35,000,000

5.69 2.15

Al 31 de diciembre de 2008, el contrato extrabursátil derivado presentaba una pérdida máxima estimada por día (VAR – Value at Risk), calculada al nivel de confiabilidad del 95%, de aproximadamente US$ 25,526. PifCo designa desde el comienzo si un contrato derivado será considerado como "hedging" o "non-hedging” para los objetivos contables del SFAS 133. Los derivados "non-hedging" que son considerados "hedges" económicos, pero no designados en una relación de "hedging" para fines contables, se registran como otros activos o pasivos corrientes, con cambios en el valor justo registrados como ingresos o gastos financieros. El efecto de los instrumentos derivados en los estados de la posición financiera para el ejercicio concluido el 31 de diciembre de 2008. 31 de diciembre de 2008 Derivados de Activos Derivados de Pasivos Localización Localización en el Balance en el Balance Valor Valor General Justo General Justo Derivados denominados como instrumentos de “hedge” de acuerdo con SFAS 133 Contratos de câmbio en moneda extranjera Otros activos “Cross currency swap” Corriente

47,278

Derivados no denominados como instrumentos de “hedge” de acuerdo con SFAS 133 Contratos de “Commodity” Total de Derivados

38,513 85,791

Otros activos corriente

31 de diciembre de 2007 Derivados de Activos Derivados de Pasivos Localización Localización en el Balance en el Balance Valor Valor General Justo General Justo

-

Otros pasivos corriente

F-176

1,101 1,101

Otros activos corriente

Otros activos corriente

3,193

1,352 4,545

Otros pasivos corriente

28,551 28,551

(Traducción libre del original en inglés)

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12. Instrumentos Financieros y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) Hedge de Flujo de Efectivo (Continuación) Monto de Ganancia o (Pérdida) reconocido en OCI sobre derivados (Parte Efectiva)

Derivados en SFAS 133 – Relación de “Hedging” de Flujo de Efectivo

2008

Contratos de cambio de moneda extranjera

(20,072)

2007

3,255

Monto de Ganancia o (Pérdida) reclasificada de OCI Acumulado para utilidades (Parte Efectiva) Localización de Ganancia o (Pérdida) reclasificada de OCI Acumulado para utilidades (Parte Efectiva)

2008

Gastos financieros

(9,596)

2007

(10,472)

Monto de la Ganancia o (Pérdida) reconocida en Ingresos en Derivados Derivados no denominados como instrumentos de “hedging” de acuerdo con SFAS 133 Contratos de “Commodities”

Localización de Ganancia o (Pérdida) reconocida en Ingresos en Derivados Ingresos financieros Gastos financieros

Total

2008

2007

501,560

64,339

(415,627) 85,933

(147,843) (83,504)

PifCo emitió opciones de venta en el pasado que permitieron al titular de estas opciones vender un número fluctuante de volúmenes de petróleo combustible por un piso mínimo de precio de US$ 14 por barril. Esta opción sirvió como un “hedge” económico para ventas futuras relacionadas de cuentas a cobrar bajo el programa de financiación estructurada de prepago de exportaciones, cuya intención es garantizar que los barriles físicos enviados bajo el programa de financiación estructurada de prepago de exportación generen suficiente efectivo para proceder al pago de las obligaciones financieras relacionadas. Debido al bajo precio de ejercicio de la opción en relación al mercado, el valor justo de estas opciones es inmaterial al 31 de diciembre de 2008 y 2007. Valor justo Los valores justos surgen de los precios cotizados en el mercado, cuando están disponibles, o, en su defecto, del valor del flujo de efectivo esperado. Los valores justos reflejan el efectivo que habría sido recibido o pagado si los instrumentos hubieran sido liquidados al cierre del ejercicio. Los valores justos de efectivo y equivalentes de efectivo, cuentas por cobrar de clientes, deuda a corto plazo y cuentas a pagar a proveedores son equivalentes a sus valores contables. El 31 de diciembre de 2008 y 31 de diciembre de 2007, la deuda de largo plazo de la Compañía era de US$ 5,883,376 y US$ 5,186,789 respectivamente, y tenía valores justos estimados de aproximadamente US$ 5,915,000 y US$ 5,625,000, respectivamente. F-177

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

12. Instrumentos Financieros y Actividades de Gestión de Riesgo (Continuación) Valor justo (Continuación) Los activos de largo plazo de la Compañía relacionados al programa de pago adelantado de exportaciones era de US$ 331,450 y US$ 710,925 al 31 de diciembre de 2008 y 2007, y tenían valores justos de US$ 335,100 y US$ 714,400, respectivamente. Las exigencias de divulgación del SFAS No. 157 y del FSP FAS 157-2 se aplicaron a los instrumentos derivados de la Compañía y a determinados títulos mobiliarios reconocidos de acuerdo con el SFAS-115. Los valores justos de los derivados de “commodities” y de los títulos mobiliarios de la Compañía se reconocieron de acuerdo con los precios convertidos de cotización en la fecha del balance de activos y pasivos idénticos en los mercados activos y, por lo tanto, se clasificaron como nivel 1. Los valores justos de los “cross currency swaps” se calcularon utilizando las tasas de interés observables en JPY y USD por el plazo total de los contratos y, por lo tanto, se clasificaron como de nivel 2. La jerarquía del valor justo de nuestros activos y pasivos financieros contabilizados al valor justo en bases recurrentes al 31 de diciembre de 2008, fue la siguiente: Nivel 1 Activos Títulos y Valores Mobiliarios disponibles para venta Derivados Pasivo Derivados

31 de diciembre de 2008

Nivel 2

1,017,365 38,513

47,278

1,017,365 85,791

1,101

-

1,101

13. Seguros Petrobras es responsable por la contratación y mantenimiento de seguro de responsabilidad civil y de carga. El 31 diciembre de 2008 y 2007 PifCo tenía cobertura de seguros por daños o pérdida física de activos de acuerdo con la política de seguros de Petrobras y adecuada a sus actividades. Las previsiones de riesgo adoptadas, considerada su naturaleza, no forman parte del alcance de una auditoría de estados contables y, por lo tanto, no han sido examinadas por nuestros auditores independientes.

F-178

(Traducción libre del original en inglés)

Petrobras International Finance Company y Controladas (Una subsidiaria de propiedad total de Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras) Notas a los Estados Contables Consolidados (Continuación) (Expresados en Miles de Dólares Estadounidenses)

14. Eventos Siguientes Financiaciones El 11 de febrero de 2009, La Compañía lanzó, en el mercado internacional de capitales, títulos del tipo “Global notes” por un valor de US$ 1,500,000 con vencimiento en marzo de 2019. Los títulos devengan interés a una tasa del 7.875% al año, pagadero semestralmente, a partir del 15 de septiembre de 2009. Los fondos se utilizarán para objetivos corporativos generales, incluyéndose la financiación del Plan de Negocios de Petrobras 2009-2013. Esta financiación tiene un costo estimado de emisión de US$ 6,280, descuento de US$ 25,755 y tasa de interés efectiva del 8.187% al año. Estes “Global notes” constituyen deuda senior, no subordinada y sin garantía de PifCo. Petrobras garantizará de forma incondicional e irrevocable el pago total y puntual. El 24 de marzo de 2009, la Compañía sacó US$ 1,000,000 de una línea de crédito con vencimiento en marzo de 2011. La línea de créditos tiene un interés a la tasa inicial de la Tasa Libor de 3 meses + 2.65% al año, pagadero semestralmente. Los fondos se utilizarán para financiar la compra de importaciones de petróleo de PifCo para Petrobras. * * *

F-179