- Investidor | Petrobras

COMISSÃO DE VALORES MOBILIÁRIOS
DOS ESTADOS UNIDOS
WASHINGTON, D.C. 20549
FORMULÁRIO 20-F
RELATÓRIO ANUAL
NOS TERMOS DOS ARTIGOS 13 OU 15(d) DA
LEI DE MERCADO DE CAPITAIS DE 1934
Exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2006
Número de Registro na Comissão: 1-15106
Número de Registro na Comissão: 333-14168
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
Petrobras International Finance Company
(Denominação exata da requerente, conforme especificado em seu estatuto
social)
(Denominação exata da requerente, conforme especificado em seu
estatuto social)
Brazilian Petroleum Corporation - PETROBRAS
(Tradução da denominação da requerente para o inglês)
República Federativa do Brasil
Ilhas Cayman
(Jurisdição de constituição)
(Jurisdição de constituição)
Avenida República do Chile, 65
20031-912 – Rio de Janeiro – RJ
Brasil
Harbour Place
103 South Church Street, 4th floor
P.O. Box 1034GT - BWI
George Town, Grand Cayman
Ilhas Cayman
(Endereço da sede social)
(Endereço da sede social)
Títulos registrados ou a serem registrados em conformidade com o Artigo 12(b) da Lei:
Título de cada classe:
Nome de cada bolsa de valores onde há registro:
Ações Ordinárias da Petrobras, sem valor nominal*
American Depositary Shares da PETROBRAS
(comprovadas por American Depositary Receipts),
cada uma representando
4 Ações Ordinárias
Bolsa de Valores de Nova York
Ações Preferenciais da PETROBRAS, sem valor nominal*
American Depositary Shares da PETROBRAS (comprovadas
por American Depositary Receipts), cada uma representando
4 Ações Preferenciais
Bolsa de Valores de Nova York
* Não se destinam à negociação, mas somente em relação ao registro das American Depositary Shares, de acordo com as
exigências da Comissão de Valores Mobiliários.
Títulos registrados ou a serem registrados de acordo com o Artigo 12(g) da Lei: Nenhum
Títulos para os quais existe uma obrigação de apresentação de relatório de acordo com o Artigo 15(d) da Lei:
Nome de cada classe:
US$ 500.000.000 em Senior Notes da PifCo, com taxa de 9,125% e vencimento em 2007
US$ 450.000.000 em Senior Notes da PifCo, com taxa de 9,875% e vencimento em 2008
US$ 400.000.000 em Global Step-Up Notes da PifCo, com taxa de 9,00% e vencimento em 2008
US$ 600.000.000 em Senior Notes da PifCo, com taxa de 9,750% e vencimento em 2011
US$ 750.000.000 em Global Notes da PifCo, com taxa de 9,125% e vencimento em 2013
US$ 750.000.000 em Global Notes da PifCo, com taxa de 8,375% e vencimento em 2018
US$ 600.000.000 em Global Notes da PifCo, com taxa de 7,75% e vencimento em 2014
US$ 899.053.000 em Global Notes da PifCo, com taxa de 6,125% e vencimento em 2016
Indicar o número de ações em circulação de cada uma das classes do capital ou de ações ordinárias da emissora
no final do período abrangido por este Relatório Anual:
Em 31 de dezembro de 2006, havia em circulação:
2.536.673.672 Ações Ordinárias da PETROBRAS, sem valor nominal
1.850.364.698 Ações Preferenciais da PETROBRAS, sem valor nominal
300.050.000 Ações Ordinárias da PifCo
Assinalar com um X se a requerente for uma emissora experiente renomada, conforme definido pela Norma 405 da Lei de
Mercado de Capitais de 1933.
Sim  Não Se este relatório for um relatório anual ou de transição, assinalar com um X se a requerente não for obrigada a
apresentar relatórios em conformidade com o artigo 13 ou 15(d) da Lei de Mercado de Capitais de 1934.
Sim Não 
Assinalar com um X se a requerente (1) apresentou todos os relatórios exigidos a serem apresentados pelo Artigo 13 ou
15(d) da Lei de Mercado de Capitais de 1934 durante os 12 meses anteriores (ou um período menor no qual a requerente
foi obrigada a apresentar esses relatórios), e (2) esteve sujeita a essas exigências de registro nos últimos 90 dias.
Sim  Não Assinalar com um X se a requerente é large accelerated filer [registrante antecipada de grande porte], accelerated filer
[registrante antecipada] ou non-accelerated filer [registrante não antecipada]. Vide a definição de “accelerated filer” na
Norma 12b-2 da Lei de Mercado de Capitais de 1934. (Assinalar um):
Large accelerated filer  [Petrobras]
Accelerated filer 
Non-accelerated filer  [PifCo]
Assinalar com um X qual item de demonstração financeira a requerente escolheu adotar.
Item 17 Item 18 
Se este for um relatório anual, assinalar com um X se a requerente é uma shell company [empresa de fachada] (conforme
definido na Norma 12b-2 da Lei de Mercado de Capitais de 1934).
Sim Não ÍNDICE
DECLARAÇÕES SOBRE OPERAÇÕES FUTURAS .................................................................................................1
DETERMINADOS TERMOS E CONVENÇÕES .......................................................................................................2
APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS.........................................................................................2
Petrobras..................................................................................................................................................2
PifCo .......................................................................................................................................................3
DESENVOLVIMENTOS RECENTES ........................................................................................................................3
Aquisição de Ativos do Grupo Ipiranga ..................................................................................................3
APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES A RESPEITO DE RESERVAS .................................................................4
ITEM 1.
DESCRIÇÃO DOS CONSELHEIROS, DA ALTA ADMINISTRAÇÃO E DOS
CONSULTORES....................................................................................................................................5
ITEM 2.
ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA PREVISTO.........................................................5
ITEM 3.
PRINCIPAIS INFORMAÇÕES .............................................................................................................5
Dados Financeiros Selecionados .............................................................................................................5
Taxas de Câmbio...................................................................................................................................12
Fatores de Risco ....................................................................................................................................12
Riscos Relacionados às Nossas Operações ...........................................................................................12
Riscos Relacionados à PifCo.................................................................................................................19
Riscos Relacionados ao Relacionamento entre nós e o Governo Brasileiro..........................................19
Riscos Relacionados ao Brasil...............................................................................................................20
ITEM 4.
INFORMAÇÕES SOBRE A EMPRESA.............................................................................................25
Histórico e Desenvolvimento da Petrobras ...........................................................................................25
Vantagens Competitivas........................................................................................................................26
Visão Geral por Segmento de Negócios................................................................................................30
Exploração, Desenvolvimento e Produção............................................................................................30
Refino, Transporte e Comercialização ..................................................................................................42
Distribuição ...........................................................................................................................................54
Gás Natural e Energia............................................................................................................................57
Alternativa de Energia Renovável.........................................................................................................64
Internacional..........................................................................................................................................65
PifCo .....................................................................................................................................................77
Estrutura Organizacional.......................................................................................................................82
Ativo Permanente..................................................................................................................................84
Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil..........................................................................84
Iniciativas Ambientais, de Saúde e Segurança ......................................................................................91
Concorrência .........................................................................................................................................93
Seguro ...................................................................................................................................................94
ITEM 5.
ANÁLISE E PERSPECTIVAS OPERACIONAIS E FINANCEIRAS...............................................95
Análise e Discussão da Administração sobre a Condição Financeira e Resultados Operacionais da
Petrobras ........................................................................................................................................95
Visão Geral............................................................................................................................................95
Volumes de Vendas e Preços ................................................................................................................95
Efeito de Impostos em nosso Lucro ......................................................................................................98
Receitas e Despesas Financeiras ...........................................................................................................99
Inflação e Variação Cambial .................................................................................................................99
Resultados das Operações ...................................................................................................................101
Segmentos Comerciais ........................................................................................................................111
Análise e Discussão da Administração sobre a Condição Financeira e os resultados das Operações da
PifCo ............................................................................................................................................113
Visão Geral..........................................................................................................................................113
Compras e Vendas de Óleo Cru e Derivados ......................................................................................113
Resultados das Operações ...................................................................................................................114
Liquidez e Recursos de Capital ...........................................................................................................115
Políticas e Estimativas Contábeis Essenciais ......................................................................................125
Impacto das Novas Normas de Contabilidade.....................................................................................128
Pesquisa e Desenvolvimento ...............................................................................................................129
Tendência do Mercado ........................................................................................................................131
ITEM 6.
CONSELHEIROS, DIRETORIA EXECUTIVA E FUNCIONÁRIOS .............................................132
Conselheiros e Diretoria Executiva .....................................................................................................132
Remuneração.......................................................................................................................................140
Titularidade das Ações ........................................................................................................................140
Conselho Fiscal ...................................................................................................................................140
Comitê de Auditoria ............................................................................................................................141
PifCo ...................................................................................................................................................142
Funcionários e Relações Trabalhistas .................................................................................................142
ITEM 7.
PRINCIPAIS ACIONISTAS E OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS.........................145
Principais Acionistas ...........................................................................................................................145
Operações da Petrobras com Partes Relacionadas...............................................................................146
Operações da PifCo com Partes Relacionadas ....................................................................................146
ITEM 8.
INFORMAÇÕES FINANCEIRAS ....................................................................................................148
Demonstrações Consolidadas e Outras Informações Financeiras da Petrobras...................................148
Demonstrações Consolidadas e Outras Informações Financeiras da PifCo ........................................148
Processos Judiciais ..............................................................................................................................149
Distribuição de Dividendos .................................................................................................................155
ITEM 9.
A OFERTA E LISTAGEM EM BOLSAS DE VALORES................................................................155
Petrobras..............................................................................................................................................155
PifCo ...................................................................................................................................................161
ITEM 10.
INFORMAÇÕES ADICIONAIS........................................................................................................161
Estatuto Social da Petrobras ................................................................................................................161
Restrições a Detentores Não Brasileiros .............................................................................................169
Transferência de Controle ...................................................................................................................169
Divulgação de Participações Acionárias .............................................................................................169
Contrato Social e Estatuto Social da PifCo .........................................................................................170
Contratos Relevantes...........................................................................................................................173
Controles Cambiais .............................................................................................................................174
Tributação Relativa às nossas ADSs e ações ordinárias e preferenciais .............................................175
Exibição de Documentos.....................................................................................................................186
ITEM 11.
DIVULGAÇÃO QUALITATIVA E QUANTITATIVA SOBRE RISCOS DE MERCADO
188
Petrobras..............................................................................................................................................188
PifCo ...................................................................................................................................................194
ITEM 12. DESCRIÇÃO DE TÍTULOS QUE NÃO SÃO TÍTULOS PATRIMONIAIS .........................................195
ITEM 13. INADIMPLÊNCIA , DIVIDENDOS EM ATRASO E MORA ..............................................................195
ITEM 14.
MODIFICAÇÕES RELEVANTES NOS DIREITOS DOS ACIONISTAS E NO USO DOS
RECURSOS........................................................................................................................................195
ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS .....................................................................................................195
ITEM 16A. PERITO FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA ....................................................................197
ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA .............................................................................................................................197
ITEM 16C. PRINCIPAIS TAXAS E SERVIÇOS CONTÁBEIS .............................................................................198
Principais Taxas Contábeis .................................................................................................................198
Taxas de Auditoria e Não Auditoria....................................................................................................198
Políticas e Procedimentos de Aprovação do Comitê de Auditoria ......................................................199
ITEM 16D. ISENÇÕES DOS PADRÕES DE LISTAGEM EM BOLSA PARA OS COMITÊS DE
AUDITORIA. .....................................................................................................................................199
ITEM 16E. COMPRAS DE TÍTULOS PATRIMONIAIS (Ações) PELO EMISSOR E POR
COMPRADORES AFILIADOS ........................................................................................................199
ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ....................................................................................................199
ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS ....................................................................................................199
ITEM 19.
ANEXOS ............................................................................................................................................200
GLOSSÁRIO DOS TERMOS DO SETOR DE PETRÓLEO...................................................................................205
ABREVIAÇÕES .......................................................................................................................................................206
TABELA DE CONVERSÃO....................................................................................................................................206
ASSINATURAS........................................................................................................................................................207
ASSINATURAS........................................................................................................................................................208
ii
DECLARAÇÕES SOBRE OPERAÇÕES FUTURAS
Muitas declarações feitas neste relatório anual são declarações sobre operações futuras dentro do
significado do Artigo 27A da Lei de Mercado de Capitais de 1933, e suas emendas posteriores, e do Artigo 21E da
Lei de Mercado de Capitais de 1934, e suas emendas posteriores, que não têm como base fatos históricos e não são
garantia de resultados futuros. Muitas das declarações sobre operações futuras contidas neste relatório anual podem
ser identificadas pelo uso de palavras sobre operações futuras, tais como “acreditar,” “esperar,” “prever,” “dever,”
“planejar,” “estimar” e “potencial” entre outras. Fizemos declarações sobre operações futuras que abordam, entre
outros:
•
nossa estratégia de comercialização e expansão regional;
•
nossas atividades de perfuração e outras atividades de exploração;
•
nossas atividades de importação e exportação;
•
nossos investimentos e outros custos, compromissos e receitas projetados e planejados;
•
nossa liquidez; e
•
nosso desenvolvimento de fontes de receita adicionais.
Em virtude de essas declarações sobre operações futuras envolverem riscos e incertezas, há fatores
importantes que podem fazer com que os resultados reais sejam relevantemente diferentes dos resultados contidos de
forma explícita ou implícita nessas declarações sobre operações futuras. Esses fatores incluem:
•
as condições econômicas e comerciais gerais, incluindo preços de petróleo e outras commodities,
margens de refino e taxas de câmbio vigentes;
•
desenvolvimentos políticos, econômicos e sociais brasileiros e internacionais;
•
nossa capacidade de encontrar, adquirir ou obter acesso a reservas adicionais e desenvolver com êxito
as nossas reservas atuais;
•
incertezas inerentes à elaboração de estimativas de nossas reservas;
•
nossa capacidade de obter financiamento;
•
concorrência;
•
dificuldades técnicas na operação de nossos equipamentos e na prestação de nossos serviços;
•
alterações nos regulamentos governamentais, ou não cumprimento desses regulamentos;
•
recebimento aprovações e licenças governamentais;
•
operações militares, atos terroristas, guerras ou embargos;
•
o custo e a disponibilidade de cobertura de seguro adequada; e
•
outros fatores discutidos abaixo em “Fatores de Risco.”
Essas declarações não são garantias de desempenho futuro e estão sujeitas a certos riscos, incertezas e
premissas que são difíceis de prever. Portanto, nossos resultados reais podem ser relevantemente diferentes dos
resultados expressos ou das previsões contidos em quaisquer declarações sobre operações futuras como resultado de
diversos fatores, incluindo os contidos em “Fatores de Risco.”
1
Todas as declarações sobre operações futuras são qualificadas expressamente, em sua totalidade, por esta
declaração preventiva, e não se deve tomar como base nenhuma declaração sobre operações futuras contidas neste
relatório anual.
Os dados sobre reserva de petróleo e gás natural apresentados ou descritos neste relatório anual são apenas
estimativas e nossa produção, nossas receitas e despesas reais a respeito de nossas reservas podem ser
relevantemente diferentes dessas estimativas.
Salvo se o contexto exigir de outra forma, os termos “Petrobras”, “nós” e “nosso” se referem à Petróleo
Brasileiro S.A.- Petrobras e às suas subsidiárias consolidadas e empresas de propósito específico, incluindo a
Petrobras International Finance Company. O termo “PifCo” se refere à Petrobras International Finance Company e
às suas subsidiárias.
DETERMINADOS TERMOS E CONVENÇÕES
Um glossário de termos do setor de petróleo, uma tabela de abreviações e uma tabela de conversão são
apresentados no início da página 209.
APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES FINANCEIRAS
Neste relatório anual, as referências a “real”, “reais” ou “R$” são referências a reais brasileiros e as
referências a “dólares norte-americanos” ou “US$” são a dólares dos Estados Unidos. Certos valores incluídos neste
relatório anual estiveram sujeitos a ajustes de arredondamento; conseqüentemente, os valores apresentados como
totais em certas tabelas podem não ser um total aritmético exato dos valores que os precedem.
Petrobras
As demonstrações financeiras consolidadas auditadas da Petrobras e de nossas subsidiárias consolidadas de
31 de dezembro de 2006 e 2005, e de cada um dos três exercícios no período findo em 31 de dezembro de 2006, e as
respectivas notas explicativas, contidas neste relatório anual foram apresentadas em dólares norte-americanos e
elaboradas de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos EUA, ou U.S. GAAP. Vide o Item 5.
“Análise Operacional e Financeira e Perspectivas” e a Nota Explicativa 2(a) às nossas demonstrações financeiras
consolidadas auditadas. Também publicamos demonstrações financeiras no Brasil em reais de acordo com os
princípios contábeis exigidos pela Lei no 6404/76, e suas emendas posteriores, ou Lei das Sociedades Anônimas e
com os regulamentos promulgados pela Comissão de Valores Mobiliários (CVM), ou BR GAAP, que são diferentes
em aspectos significativos dos U.S. GAAP.
Certos valores de exercícios anteriores para 2005 e 2004 foram reclassificados para estarem em
conformidade com os padrões da apresentação do exercício atual. Essas reclassificações não tiveram impacto em
nosso lucro líquido.
Nossa moeda funcional é o real brasileiro. Conforme descrito mais completamente na Nota Explicativa 2(a)
às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas, os valores em dólares norte-americanos das datas e dos
períodos apresentados em nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas foram reavaliados ou
convertidos a partir de valores em reais de acordo com os critérios estabelecidos nos Pronunciamentos de Normas de
Contabilidade Financeira no 52 da Junta de Normas de Contabilidade Financeira dos EUA, ou SFAS 52. Os valores
em dólares norte-americanos apresentados neste relatório anual foram convertidos de reais à taxa de câmbio do final
do período para os itens do balanço patrimonial e à média da taxa de câmbio vigente durante o período para os itens
de demonstração do resultado e fluxo de caixa.
Salvo se o contexto indicar de outra forma,
•
os dados históricos contidos neste relatório anual que não foram derivados das demonstrações
financeiras consolidadas foram convertidos de reais de forma similar;
•
os valores relacionados a operações futuras, incluindo os investimentos futuros previstos, tiveram,
todos, como base nosso Plano Estratégico de 2015 da Petrobras, que abrange o período de 2004 a
2
2015, o qual denominamos Plano Estratégico de 2015 da Petrobras, e nosso Plano de Negócios de
2007-2011, e foram projetados de forma constante e convertidos de reais em 2007 a uma média
estimada da taxa de câmbio de R$2,50 para US$ 1,00, e os cálculos futuros que envolvem um preço
assumido de petróleo foram feitos usando um preço de petróleo Brent de US$ 55,00 por barril para
2007, US$ 40,00 por barril para 2008 e US$ 35,00 por barril para 2009 e, posteriormente, ajustado em
relação às nossas diferenças de qualidade e local, salvo quando for declarado de outra forma; e
•
futuros investimentos estimados têm como base os valores orçados mais recentes, que podem não ter
sido ajustados para refletir todos os fatores que podem afetar esses valores.
PifCo
A moeda funcional da PifCo é o dólar norte-americano. Substancialmente todas as vendas da PifCo são
feitas em dólares norte-americanos e toda a sua dívida é denominada em dólares norte-americanos.
Conseqüentemente, as demonstrações financeiras consolidadas auditadas da PifCo de 31 de dezembro de 2006 e
2005, e de cada um dos três exercícios no período findo em 31 de dezembro de 2006, e as notas explicativas anexas
contidas neste relatório anual foram apresentadas em dólares norte-americanos e elaboradas de acordo com os U.S.
GAAP e incluem as subsidiárias integrais da PifCo: Petrobras Europe Limited, Petrobras Finance Limited, Bear
Insurance Company Limited – BEAR e a Petrobras Singapore Private Limited
DESENVOLVIMENTOS RECENTES
Emissões de Títulos da PESA
Em 7 de maio de 2007, a Petrobras Energía S.A. (PESA), empresa controlada indiretamente por nós,
emitiu títulos em um total de US$ 300 milhões, com um prazo de 10 anos e juros a 5,875% ao ano. Os juros serão
pagos semestralmente e o principal será pago em uma parcela única no vencimento. A emissão foi feita no mercado
da Argentina e no mercado internacional.
Aquisição de Ativos do Grupo Ipiranga
Em 18 de março de 2007, a Ultrapar Participações S.A. (a “Ultrapar”) adquiriu, na qualidade de agente de
comissão atuando em nome da Braskem S.A. (a “Braskem”) e nós, o capital social total das ações controladoras da
Refinaria de Petróleo Ipiranga S.A. (a “RPI”), da Distribuidora de Produtos de Petróleo Ipiranga S.A. (a “DPPI”) e
da Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga (a “CBPI”) (coletivamente, o “Grupo Ipiranga”), incluindo os ativos
petroquímicos, de refino e distribuição. De acordo com o contrato de investimento, nós e a Braskem reconhecemos
e acordamos os termos da operação proposta.
Após a conclusão da aquisição proposta, os negócios do Grupo Ipiranga serão administrados pela Ultrapar,
pela Braskem e por nós. A Ultrapar deterá os negócios de varejo localizados nas regiões Sul e Sudeste do Brasil, e
deteremos os negócios de varejo localizados nas regiões Norte, Nordeste e Centro Oeste do Brasil. Além disso,
deteremos 100% do capital social da “IASA” (uma subsidiária do grupo que produz asfalto). Nós e a Braskem
deteremos conjuntamente os ativos petroquímicos, representados pela Ipiranga Química S.A. e pela Ipiranga
Petroquímica S.A. (a “IPQ”) e a participação da IPQ na Copesul – Companhia Petroquímica do Sul (a “Copesul”),
na proporção de 40% e 60%, respectivamente. Os ativos relacionados às operações de refino serão compartilhados
igualmente entre a Ultrapar, Braskem e nós.
Espera-se que a transação Ipiranga seja concluída durante o quarto trimestre de 2007. Espera-se que a
transação ocorra em quatro fases. Na primeira fase, a Ultrapar adquiriu a RPI, a DPPI e CBPI dos acionistas
controladores dessas empresas por um preço de compra de R$ 2.000,2 milhões. Na segunda fase, a Ultrapar fará
uma oferta obrigatória para o restante das ações com direito a voto em circulação da RPI, da DPPI e da CBPI,
conforme exigido de acordo com a legislação brasileira. Na fase seguinte, a Ultrapar emitirá ações preferenciais em
troca pelas ações preferenciais em circulação da RPI, da DPPI e da CBPI. Na quarta fase, a Ultrapar entregará parte
dos ativos de distribuição para nós, e o total dos ativos petroquímicos para nós e a Braskem.
3
O valor total estimado para a operação é US$ 4,0 bilhões e espera-se que paguemos aproximadamente US$
1,3 bilhão por nossa participação. A transação estará sujeita à aprovação das autoridades antitruste brasileiras
(CADE – Conselho Administrativo de Defesa Econômica), a Secretaria de Direitos Econômicos e a Secretaria de
Monitoramento Econômico.
Aquisição de Refinaria - Pasadena Texas
Em setembro de 2006, anunciamos a conclusão da aquisição pela Petrobras America, Inc., ou PAI, nossa
subsidiária integral no Golfo do México norte-americano, de 50% da Pasadena Refining System Inc. (a PRSI),
anteriormente a Crown Refinery em Pasadena, Texas, da Astra Oil Company, uma empresa de refino e
comercialização estabelecida nos Estados Unidos pelo grupo belga Compagnie Nationale à Portefeuille SA-CNP. O
preço de compra foi de aproximadamente US$ 416 milhões. A PAI e a Astra estão conduzindo estudos para
expandir sua capacidade e instalar unidades que possibilitarão que ela processe óleos pesados e entregue produtos de
alta qualidade.
Energia Elétrica
Espera-se que a Petrobras assine um contrato com a Agência Nacional de Energia Elétrica, ou ANEEL, em
um esforço para aumentar a capacidade em 24 usinas termoelétricas. Esse contrato é destacado como parte de nossa
estratégia para desenvolver o mercado de gás natural brasileiro como uma empresa de energia integrada com a meta
de tornar os negócios de energia a gás lucrativo. Os atos a serem praticados antes de 2011 permitirão uma
capacidade de energia elétrica adicional de 4 GW, que se espera que seja atingida não apenas por meio de um maior
fornecimento de gás, mas também por meio da conversão de usinas para aquelas que podem conduzir operações de
biocombustível e por meio da disponibilidade de usinas que podem processar óleo combustível. Entendemos que
nossos atos, juntamente com os atos de outras empresas, com a contratação para a demanda prevista e a capacidade
de reserva para geração de energia, permitirão aos negócios elétricos uma maior estabilidade operacional.
APRESENTAÇÃO DE INFORMAÇÕES A RESPEITO DE RESERVAS
As estimativas de nossas reservas provadas de petróleo e gás natural em 31 de dezembro de 2006, incluídas
neste relatório anual foram calculadas de acordo com as definições técnicas exigidas pela Securities and Exchange
Commission [Comissão de Valores Mobiliários] dos EUA, ou SEC. DeGolyer e MacNaughton forneceram as
estimativas da maior parte de nossas reservas domésticas líquidas em 31 de dezembro de 2006. Todas as estimativas
de reservas envolvem algum grau de incerteza. Vide o Item 3. “Principais Informações — Fatores de Risco —
Riscos Relacionados às Nossas Operações” para obter uma descrição dos riscos relacionados às nossas reservas e
nossas estimativas de reservas.
Também registramos estimativas de reserva de petróleo e gás em autoridades governamentais na maior
parte dos países nos quais operamos. Em 12 de janeiro de 2007, registramos estimativas de reserva para o Brasil na
Agência Nacional de Petróleo (ou ANP), de acordo com as normas e regulamentos brasileiros, totalizando 11,671
bilhões de barris de petróleo, condensado e 12.492,9 bilhões de pés cúbicos de gás natural. As estimativas de reserva
que registramos na ANP e as estimativas de reserva fornecidas neste documento são diferentes em aproximadamente
30,1%. Essa diferença é decorrente (1) da exigência da ANP de que façamos estimativas de reservas provadas pelo
abandono técnico de poços de produção, ao invés de limitar as estimativas de reserva à vigência de nossos contratos
de concessão, conforme exigido pela Norma 4-10 do Regulamento S-X e (2) de diferentes critérios técnicos para
lançar as reservas provadas, incluindo o uso de dados sísmicos 3-D para estabelecer reservas provadas no Brasil.
Também registramos estimativas de reserva de nossas operações internacionais em diversos órgãos
governamentais de acordo com as diretrizes da Empresa dos Engenheiros de Petróleo, ou SPE. O total das
estimativas de reserva de nossas operações internacionais, de acordo com as diretrizes da SPE, corresponde a 0,66
bilhão de barris de petróleo e LGN e 3.679 bilhões de pés cúbicos de gás natural, que é diferente em
aproximadamente 44% das estimativas de reserva fornecidas neste documento em virtude de as diretrizes técnicas
diferentes da SPE permitirem (1) o lançamento de reservas na Bolívia além da vigência de certos contratos de venda
de gás e (2) o lançamento de reservas na Nigéria com base em dados sísmicos 3-D e certas técnicas de recuperação
de petróleo, tais como injeção de fluído, com base em campos análogos
4
A Bolívia e a Venezuela implementaram novas medidas de nacionalização durante 2006. As medidas de
nacionalização na Bolívia e Venezuela causaram uma redução de nossas reservas nesses países em 2006. A nova
regulamentação na Venezuela reduziu nossas reservas já que a Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) se tornou a
principal controladora das empresas, criada para operar os campos com empresas privadas. Em virtude dos novos
regulamentos do governo, nossas reservas na Bolívia também foram reduzidas. Na Nigéria, o consórcio encarregado
do campo Akpo incluía a Total, a Petrobras e uma empresa privada nigeriana denominada SAPETRO. O contrato
celebrado por essas empresas estabeleceu que a Total e a Petrobras arcarão com o custo de investimento da terceira
parte, e serão compensadas no futuro com a produção/reservas da SAPETRO. Durante 2006, a SAPETRO vendeu
sua participação para uma empresa petrolífera chinesa e, como parte desse contrato, a Petrobras a Total foram
reembolsadas por seus investimentos realizados no passado. Além disso, na Nigéria, em virtude de certos acordos
farm-in no campo Akpo, reduzimos nossas expectativas de produção futura. Vide “Item 4.—Informações sobre a
Empresa—Internacionais.”
ITEM 1.
DESCRIÇÃO DOS
CONSULTORES
CONSELHEIROS,
DA
ALTA
ADMINISTRAÇÃO
E
DOS
Não aplicável.
ITEM 2.
ESTATÍSTICAS DA OFERTA E CRONOGRAMA PREVISTO
Não aplicável.
ITEM 3.
PRINCIPAIS INFORMAÇÕES
Dados Financeiros Selecionados
Petrobras
A tabela a seguir estabelece nossos dados financeiros consolidados selecionados, apresentados em dólares
norte-americanos e elaborados de acordo com os U.S. GAAP. Os dados de cada um dos cinco exercícios no período
findo em 31 de dezembro de 2006 foram derivados de nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas, que
foram auditadas pela KPMG Auditores Independentes a respeito do exercício findo em 31 de dezembro de 2006,
pela Ernst & Young Auditores Independentes S/S a respeito de cada um dos exercícios findos em 31 de dezembro de
2005, 2004 e 2003, e pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes a respeito do exercício findo em 31 de
dezembro de 2002 . As informações abaixo devem ser lidas junto às nossas demonstrações financeiras consolidadas
auditadas e às notas explicativas anexas e ao Item 5. “Análise Operacional e Financeira e Perspectivas”, e são
qualificadas em sua totalidade por referência às referidas demonstrações.
Certos valores do exercício anterior de 2005 e 2004 foram reclassificados para estar em conformidade com
os padrões de apresentação do exercício atual. Essas reclassificações não tiveram impacto em nosso lucro líquido.
5
DADOS DO BALANÇO PATRIMONIAL
2006
Ativo
Ativo Circulante:
Disponibilidades ...........................................................................
Contas a receber, líquidas ............................................................
Estoques ........................................................................................
Impostos a recuperar.....................................................................
Adiantamentos a fornecedores.....................................................
Outros ativos circulantes ..............................................................
$ 12.688
6.311
6.573
2.593
948
1.842
Em 31 de dezembro de
2005
2004
2003
(em milhões de dólares norte-americanos)
$
9.871
6.184
5.305
2.087
652
1.685
$
6.856
4.285
4.904
1.475
422
1.484
$
8.344
2.905
2.947
917
504
1.817
2002
$
3.301
2.267
2.540
672
794
748
Total do ativo circulante ...................................................
Imobilizado, líquido .............................................................................
Investimentos em empresas não consolidadas e outros
investimentos ..................................................................................
Outros ativos:
Contas a receber, líquidas ............................................................
Adiantamentos a fornecedores.....................................................
Contas a receber de Petróleo e Álcool do governo
brasileiro(1) .............................................................................
Títulos do governo........................................................................
Obrigação de pensão não reconhecida ........................................
Depósitos restritos para processos judiciais e garantias.............
Impostos a recuperar.....................................................................
Investimentos PEPSA e PELSA ..................................................
Fundo de comércio .......................................................................
Despesas pré-pagas.......................................................................
Títulos negociáveis .......................................................................
Ativo de valor justo de hedge de gás...........................................
Outros ............................................................................................
30.955
58.897
25.784
45.920
19.426
37.020
17.434
30.805
10.322
18.224
3.262
1.810
1.862
1.173
334
513
852
642
462
411
580
528
416
369
450
368
479
—
816
1.292
—
243
244
94
—
665
329
364
—
775
639
282
326
—
699
536
239
283
—
543
467
182
176
61
290
156
1.073
—
100
208
—
209
Total de outros ativos ........................................................
Total do ativo..........................................................
Passivo e Patrimônio Líquido
Circulante:
Contas a pagar a fornecedores .....................................................
Impostos a pagar ...........................................................................
Dívida de curto prazo ...................................................................
Parcela de curto prazo da dívida de longo prazo ........................
Parcela de curto prazo de project financings ..............................
Parcela de curto prazo de obrigações de leasing financeiro.......
Dividendos e juros sobre capital a pagar.....................................
Folha de pagamento e encargos relacionados.............................
Adiantamentos de clientes............................................................
Obrigações de benefícios pós-aposentadoria de
funcionários – Pensão .............................................................
Outros passivos circulantes..........................................................
5.566
$98.680
5.124
$78.638
$
$ 5.418
3.357
1.293
2.106
2.182
231
3.693
1.192
880
$
$
198
1.236
206
1.069
166
1.176
160
823
89
976
Total do passivo circulante ...............................................
Exigível a longo prazo:
Dívida a longo prazo ....................................................................
Project financings.........................................................................
Obrigações de benefícios de pós-aposentadoria de
funcionários – Pensão .............................................................
Obrigações de benefícios de pós-aposentadoria de
funcionários – Assistência Médica ........................................
Obrigações de Leasing financeiro ...............................................
Imposto de renda diferido ............................................................
Passivos de energia a gás .............................................................
Incentivo de Compra Diferido .....................................................
Provisão para abandono de poços................................................
Outros passivos .............................................................................
21.786
18.161
13.328
12.037
7.263
10.510
4.192
11.503
3.629
12.145
4.399
11.888
5.066
6.987
3.800
4.645
3.627
2.915
1.895
1.363
5.433
824
2.916
—
—
1.473
636
3.004
1.015
2.166
–
144
842
556
2.137
1.069
1.558
1.095
153
403
497
1.580
1.242
1.122
1.142
—
396
541
1.060
1.907
259
—
—
—
350
Total do exigível a longo prazo ........................................
30.629
26.486
26.371
24.872
15.726
Participação minoritária.......................................................................
1.966
1.074
877
367
(136)
6
—
—
237
246
129
547
754
3.838
3.423
950
1.428
2.413
239
3.068
918
609
—
211
271
313
635
510
4.774
63.082
3.284
2.569
547
1.199
1.313
266
1.900
618
290
183
190
806
—
545
$
$
4.200
53.612
2.261
2.305
1.329
1.145
842
378
1.955
581
258
$
$
3.274
32.154
1.702
1.801
671
727
239
349
307
283
119
2006
Em 31 de dezembro de
2005
2004
2003
(em milhões de dólares norte-americanos)
2002
Patrimônio Líquido
Ações autorizadas e emitidas:
Ações preferenciais.......................................................................
Ações ordinárias ...........................................................................
Reserva de capital e outro lucro abrangente ...............................
7.718
10.959
25.622
4.772
6.929
21.216
4.772
6.929
10.805
2.973
4.289
9.074
2.459
3.761
3.081
Total do Patrimônio Líquido ............................................
44.299
32.917
22.506
16.336
9.301
Total do Passivo e Patrimônio Líquido.................
$98.680
(1)
$
78.638
$
63.082
$
53.612
$
32.154
Antes de 29 de julho 1998, a Conta de Petróleo e Álcool refletiu a diferença entre nosso custo real para petróleo e derivados
importados e o preço estabelecido pelo governo brasileiro, bem como os efeitos líquidos sobre a Petrobras da administração
de certos subsídios e de nossas atividades de álcool combustível. De 29 de julho de 1998 a 31 de dezembro de 2001, a
Conta de Petróleo e Álcool foi obrigada a ser ajustada pela PPE e certos custos de transporte de combustível e outros custos
reembolsáveis. Na liberação de preços em 2 de janeiro de 2002, a Conta de Petróleo e Álcool refletiu somente o saldo em
aberto devido à Petrobras pelo governo brasileiro e ajustes resultantes da correção monetária e auditorias à Conta. Vide o
Item 4. “Informações sobre a Empresa — Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil — Regulamentação de
Preços — A Conta de Petróleo e Álcool.”
7
DADOS DA DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO
Do Exercício Findo em 31 de dezembro de
2005 (8)
2004 (8)
2003(8)
2006
2002(8)
(em milhões de dólares norte-americanos, exceto ações e dados por ação)
Vendas de produtos e serviços
Impostos de valor agregado e outros impostos
sobre vendas e serviços .................................................
CIDE(1) ...............................................................................
Receitas operacionais líquidas............................................
Custo de vendas...................................................................
Depreciação, exaustão e amortização (2)(3)......................
Exploração, incluindo poços secos (2)...............................
Despesas de vendas, gerais e administrativas ...................
Outras despesas operacionais .............................................
Total dos custos e despesas ................................................
Receitas financeiras.............................................................
Despesas financeiras ...........................................................
Variação monetária e cambial sobre ativos e
passivos monetários, líquida .........................................
Despesas de benefícios a funcionários...............................
Outras receitas (despesas) não operacionais,
líquidas (4) .....................................................................
Receita antes de impostos de renda,...................................
Participação minoritária, item extraordinário e
alteração contábil...........................................................
Benefício (despesa) de imposto de renda: .........................
Atual.....................................................................................
Diferido................................................................................
Total da despesa de imposto de renda................................
Participações minoritárias em resultados de
subsidiárias consolidadas ..............................................
Receita antes de item extraordinário e efeito de
alteração no princípio contábil......................................
Ganho extraordinário líquido de imposto
Efeito acumulado da alteração no princípio
contábil, líquido de imposto (2)....................................
$
93.893
(2)
(3)
(4)
(5)
74.065
$
51.954
$
42.690
$
32.987
(17.906)
(3.640)
72.347
40.061
3.673
934
4.989
1.829
51.486
1.165
(1.340)
(14.694)
(3.047)
56.324
29.828
2.926
1.009
4.474
2.008
40.245
710
(1.189)
(10.906)
(2.620)
38.428
21.279
2.481
613
2.901
793
28.067
956
(1.733)
(9.527)
(2.249)
30.914
15.533
1.785
512
2.091
597
20.518
634
(1.247)
(7.739)
(2.636)
22.612
11.506
1.930
435
1.741
222
15.834
1.142
(774)
75
(1.017)
248
(994)
450
(650)
509
(595)
(2.068)
(451)
(583)
(262)
(449)
(924)
(1.395)
19.161
14.592
8.935
8.773
3.232
(5.011)
(680)
(5.691)
(4.223)
(218)
(4.441)
(2.114)
(117)
(2.231)
(2.599)
(64)
(2.663)
(1.269)
116
(1.153)
(644)
35
(514)
(248)
232
12.826
—
10.186
158
6.190
—
5.862
—
2.311
—
—
—
—
697
—
Lucro líquido do exercício..................................................
$
12.826
Média ponderada do número de ações Em
circulação:(5) ................................................................
Ordinárias (5)....................................................................... 2.536.673.672
Preferenciais (5) ................................................................
1.850.364.698
Lucro básico e diluído por ação: (5)(6)
Ações Ordinárias e Preferenciais (5)(6)............................. $
2,92
ADS Ordinárias e Preferenciais (5)(6)............................... $
11,68
Dividendos em dinheiro por (5)(7):
Ação Ordinária e Preferencial (5)(7) ................................
$0,84
ADS Ordinária e Preferencial (5)(7)................................
$3,36
(1)
$
$
10.344
2.536.673.672
1.849.478.028
$
$
2,36
9,44
$0,68
$2,72
$
6.190
$
6.559
$
2.311
2.536.673.672
1.849.478.028
2.536.673.672
1.849.478.028
2.536.673.672
1,807,742,676
$
$
$
$
$
$
1,41
5,64
$0,42
$1,68
1,50
6,00
$0,37
$1,48
0,53
2,12
$0,29
$1,16
O CIDE é um imposto por transação devido ao governo brasileiro, exigido a ser pago pelos produtores, instalações de
mistura e importadores sobre as compras e vendas de produtos de combustível e petróleo especificados a um valor
determinado para diferentes produtos com base na unidade de medida normalmente usada para esses produtos
Em 2002, US$ 284 milhões em custos de abandono foram reconhecidos como depreciação, exaustão e amortização de
acordo com o SFAS 19. Em 2003, como resultado de nossa adoção do SFAS 143 – Contabilidade para Obrigações de
Obrigações de Abandono de Ativos, a depreciação na obrigação de abandono de ativos foi registrada em depreciação,
exaustão e amortização, enquanto a despesa de acréscimo foi registrada em exploração, incluindo poços secos. Essa
alteração resultou em US$ 43 milhões em custos de abandono sendo reconhecidos como exploração, incluindo poços secos
em 2003. O efeito cumulativo da adoção foi registrado de forma separada.
Inclui encargo de desvalorização.
Os valores reportados incluem encargos financeiros a respeito da Conta de Petróleo e Álccol de US$ 2 milhões em 2002.
Em 22 de julho de 2005, nosso Conselho de Administração autorizou um desdobramento de ações de 4 para 1. Para fins de
comparação, a média ponderada do número de ações em circulação, o lucro líquido por ação/ADS e os dividendos em
8
(6)
(7)
(8)
dinheiro por ação/ADS foram reformulados para os períodos anteriores ao desdobramento de ações, que entrou em vigor
em 1º de setembro de 2005. Vide a nota explicativa 10 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.
O lucro por ação básico e diluído de 2003 reflete nossa adoção do SFAS 143. Essa alteração no princípio contábil alterou
nosso lucro por ação básico e diluído de 2003 de US$ 1,34 (antes do efeito da alteração no princípio contábil) para US$
1,50 (após o efeito da alteração no princípio contábil). E em 2005, o item extraordinário alterou nosso lucro por ação básico
e diluído de US$ 2.32 (antes do efeito do item extraordinário) para US$ 2.36 (após o efeito do item extraordinário).
Representa dividendos declarados a respeito do lucro de cada período.
Certos valores de exercícios anteriores foram reclassificados para ficar em conformidade com os padrões da apresentação
do exercício atual. Essas reclassificações não tiveram impacto no lucro líquido da Empresa.
9
PifCo
A tabela a seguir estabelece os dados financeiros consolidados selecionados da PifCo, apresentados em
dólares norte-americanos e elaborados de acordo com os U.S. GAAP. Os dados de cada um dos cinco exercícios no
período findo em 31 de dezembro de 2006 foram derivados das demonstrações financeiras consolidadas auditadas da
PifCo, que foram auditadas pela KPMG Auditores Independentes a respeito do exercício findo em 2006, pela Ernst
& Young Auditores Independentes S/S a respeito de cada um dos exercícios findos em 31 de dezembro de 2005,
2004 e 2003 e pela PricewaterhouseCoopers Auditores Independentes a respeito do exercício findo em 31 de
dezembro de 2002. As informações contidas abaixo devem ser lidas junto às demonstrações financeiras consolidadas
auditadas da PifCo e às notas explicativas anexas, e ao Item 5. “Análise Operacional e Financeira e Perspectivas”, e
são qualificadas em sua totalidade por referência às referidas demonstrações.
10
DADOS DA DEMONSTRAÇÃO DO RESULTADO E BALANÇO PATRIMONIAL - PifCo
Do Exercício Findo em 31 de dezembro de
2005
2004
2003
(em milhões de dólares norte-americanos)
2006
Dados da Demonstração do Resultado:
Vendas de petróleo e derivados e Serviços:
Partes relacionadas .........................................
Outras ..............................................................
Receitas de arrendamento (1) ...........................................
Despesas Operacionais:
Custo de vendas
Partes Relacionadas........................................
Outras ..............................................................
Lease expense(1) ...............................................................
Despesas de vendas, gerais e administrativas..................
Partes relacionadas .........................................
Outras ..............................................................
Lucro (prejuízo) operacional ............................................
Receita financeira (2) ........................................................
Partes Relacionadas........................................
Outras ..............................................................
Total................................................................
Despesas financeiras (3) ...................................................
Partes relacionadas .........................................
Outras ..............................................................
Total................................................................
Outros lucros, líquidos
Partes Relacionadas........................................
Outros ..............................................................
Prejuízo líquido
Dados do Balanço Patrimonial (final do
período):
Disponibilidades................................................................
Contas a receber de clientes
Partes relacionadas .........................................
Outras ..............................................................
Títulos a receber
Partes relacionadas .........................................
Pré-pagamento de exportação
Partes relacionadas .........................................
Títulos negociáveis............................................................
Total do ativo.....................................................................
Contas a pagar a fornecedores
Partes relacionadas .........................................
Outras ..............................................................
Títulos a pagar
Partes relacionadas .........................................
Financiamento de curto prazo e parcela atual
da dívida de longo prazo.............................................
Dívida de longo prazo (4) .................................................
Total do patrimônio líquido ..............................................
Total do passivo e patrimônio líquido..............................
(1)
(2)
(3)
(4)
2002
$14.236,5
7.833,3
—
$ 22.069,8
$13.974,4
3.161,7
—
$17.136,1
$10.118,4
2.237,2
—
$12.355,6
$5.543,0
1.432,5
—
$6.975,5
$5.375,5
1.014,7
36,1
$6.426,3
(8.122,0)
(13.778,5)
—
(7.780,3)
(9.203,0)
—
(4.391,3)
(7.844,7)
—
(2.851,4)
(4.068,7)
—
(2.409,0)
(3.962,5)
(24,0)
(189,7)
(17,7)
(22.107,9)
(38,1)
(158,1)
(7,6)
(17.149,0)
(12,9)
(98,7)
(1,1)
(12.335,8)
19,8
(17,1)
(1,5)
(6.938,7)
36,8
—
(1,2)
(6.396,7)
29,6
999,2
286,0
1.285,2
765,5
218,5
984,0
568,6
110,2
678,8
401,7
41,2
442,9
201,9
17,7
219,6
(722,4)
(735,4)
(1.457,8)
(409,8)
(589,1)
(998,9)
(169,0)
(592,2)
(761,2)
(111,9)
(370,8)
(482,7)
(61,3)
(253,4)
(314,7)
—
0,2
$ (210,5)
—
—
$(27,8)
(0,5)
4,0
$(59,1)
—
—
$(3,0)
—
—
$(65,5)
$510,8
$230,7
$1.107,3
$ 664,2
$ 260,6
10.658,9
835,4
8.681,1
212,7
7.788,1
153,6
5.064,5
109,4
4.837,1
57,1
6.354,4
3.909,3
1.936,9
1.726,4
1.631,6
532,2
1.796,9
943,9
2.248,6
1.414,7
1.864,8
1.479,4
615,8
751,2
96,3
21.321,3
16.748,9
14.670,2
10.196,6
8.697,3
1.142,9
1.122,0
950,7
616,1
562,1
568,1
271,0
349,0
292,0
281,1
12.828,5
8.080,3
891,1
6.435,0
680,9
2.442,8
1.076,4
3.688,2
367,5
5.908,4
8,0
16.748,9
6.151,8
35,7
14.670,2
5.825,3
94,8
10.196,6
3.850,4
43,9
8.697,3
1.205,9
4.640,1
(24,8)
21.321,3
Como resultado da transferência da PNBV pela PifCo, sua subsidiária de arrendamento, para a Petrobras em janeiro de
2003, a PifCo não teve receita ou despesa de arrendamento em 2003, 2004, 2005 e 2006.
A receita financeira representa principalmente os juros atribuídos realizados das vendas da PifCo de petróleo e derivados
para a Petrobras e empréstimos inter-companhia para as partes relacionadas.
A despesa financeira consiste principalmente nos custos incorridos pela PifCo no financiamento de suas atividades em
relação à importação, pela Petrobras, de petróleo e derivados.
Inclui obrigações de leasing financeiro de US$ 601,7 milhões em 31 de dezembro de 2002.
11
Taxas de Câmbio
As moedas estrangeiras somente podem ser compradas por instituições financeiras brasileiras autorizadas a
operar nesse mercado e estão sujeitas ao registro no sistema eletrônico do Banco Central. O Banco Central do Brasil
permite que a taxa de câmbio real/dólar norte-americano flutue livremente, e interveio ocasionalmente para controlar
movimentos instáveis nas taxas de câmbio estrangeiros. Não podemos prever se o Banco Central ou o governo
brasileiro continuará a deixar o real flutuar livremente ou intervirá no mercado de taxa de câmbio por um sistema de
banda cambial, ou de outra forma.
O real sofreu uma desvalorização de 52,3% em 2002 em relação ao dólar norte-americano, antes de ter uma
valorização de 18,2% em 2003 e continuou a ter uma valorização de 8,1% em 2004 e 11,8% em 2005 e 8,7% em
2006. Em 21 de junho de 2007, o real teve uma valorização atingindo R$1,920 para US$ 1,00, representando uma
valorização acumulada de aproximadamente 10,2% em 2007. O real pode sofrer valorização ou uma desvalorização
substancial no futuro. Vide “— Fatores de Risco — Riscos Relacionados ao Brasil.”
A tabela abaixo fornece informações sobre a taxa de câmbio para venda, expressa em reais por dólar norteamericano (R$/US$), para os períodos indicados. A tabela usa a taxa de venda comercial anterior a 14 de março de
2005
(R$ /US$ )
Exercício findo em 31 de dezembro de
2006 ..............................................................................................................
2005 ..............................................................................................................
2004 ..............................................................................................................
2003 ..............................................................................................................
2002 ..............................................................................................................
Mês
Novembro de 2006.......................................................................................
Dezembro de 2006 .......................................................................................
Janeiro de 2007 ............................................................................................
Fevereiro de 2007 ........................................................................................
Março de 2007 .............................................................................................
Abril de 2007................................................................................................
Maio de 2007................................................................................................
Junho de 2007 (até 21 de junho) .................................................................
Alta
Baixa
Média (1)
Final do
Período
2,371
2,762
3,205
3,662
3,955
2,059
2,163
2,654
2,822
2,271
2,175
2,435
2,926
3,075
2,924
2,138
2,341
2,654
2,889
3,533
2,187
2,169
2,156
2,118
2,139
2,050
2,034
1,964
2,135
2,138
2,125
2,077
2,050
2,023
1,929
1,905
2,156
2,150
2,139
2,096
2,089
2,032
1,986
1,930
2,167
2,138
2,125
2,118
2,050
2,034
1,929
1,920
Fonte: Banco Central do Brasil
(1)
Os valores do final do ano declarados para os exercícios civis de 2006, 2005, 2004, 2003 e 2002 representam a média das
taxas de câmbio do final do mês durante o período pertinente. Os valores fornecidos para os meses do exercício civil de
2007 e 2006, bem como para o mês de junho até 21 de junho de 2007 (inclusive), representam a média das taxas de câmbio
no encerramento do horário comercial de cada dia útil durante esse período.
As leis brasileiras prevêem que, sempre que há um sério desequilíbrio no saldo de pagamentos do Brasil ou
sérios motivos para prever esse desequilíbrio, restrições temporárias sobre as remessas do Brasil podem ser impostas
pelo governo brasileiro. Esses tipos de medidas podem ser tomadas pelo governo brasileiro no futuro, incluindo
medidas relacionadas às remessas relacionadas a nossas ações preferenciais ou ordinárias ou American Depositary
Shares, ou ADSs. Vide “Fatores de Risco – Riscos Relacionados ao Brasil.”
Fatores de Risco
Riscos Relacionados às Nossas Operações
Quedas substanciais ou ampliadas nos preços de petróleo e derivados podem ter um efeito desfavorável relevante
em nosso lucro.
A maior parte de nossa receita é derivada de vendas de petróleo e derivados. Não temos, e não teremos,
controle sobre os fatores que afetam os preços internacionais do petróleo e dos derivados. As médias de preço do
12
Brent, petróleo de referência internacional, foram de aproximadamente US$ 65,14 por barril em 2006, US$ 54,38 por
barril em 2005 e US$ 38,21 por barril em 2004. As alterações nos preços de petróleo normalmente resultam em
alterações nos preços dos derivados.
Historicamente, os preços internacionais do petróleo e derivados flutuaram amplamente como resultado de
muitos fatores. Esses fatores incluem:
•
desenvolvimentos econômicos e políticos globais e regionais nas regiões de produção de petróleo,
especialmente no Oriente Médio;
•
a capacidade da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEC) e outros países produtores
de petróleo de estabelecer e manter os preços e níveis de produção de petróleo;
•
oferta e procura globais e regionais de petróleo e derivados;
•
concorrência de outras fontes de energia;
•
regulamentos governamentais nacionais e estrangeiros; e
•
condições climáticas;
A volatilidade e a incerteza nos preços internacionais do petróleo e dos derivados podem continuar. Quedas
substanciais ou ampliadas nos preços internacionais de petróleo podem ter um efeito desfavorável relevante em
nossos negócios, resultados operacionais e na condição financeira, e no valor de nossas reservas provadas. Além
disso, quedas significativas no preço do petróleo podem nos fazer reduzir ou alterar o momento adequado para
nossos investimentos, e isso pode afetar de forma desfavorável nossas previsões de produção no médio prazo e
nossas estimativas de reserva no futuro.
Nossa capacidade de atingir nossos objetivos de crescimento de longo prazo depende de nossa capacidade de
descobrir reservas adicionais e as desenvolver com êxito, e a falha em agir dessa forma pode nos impedir de
atingir nossas metas de longo prazo para o crescimento na produção.
Nossa capacidade de atingir nossos objetivos de crescimento depende altamente de nossa capacidade de
descobrir reservas adicionais, bem como de desenvolver com êxito nossas reservas atuais. Além disso, nossas
atividades de exploração nos expõem aos riscos inerentes à perfuração, incluindo o risco de que não descobriremos
reservas de petróleo ou gás natural comercialmente produtivas. Os custos de perfuração de poços são
freqüentemente incertos, e diversos fatores fora de nosso controle (tais como condições de perfuração inesperadas,
falhas de equipamento ou acidentes e deficiências ou atrasos na disponibilidade de sondas e na entrega de
equipamentos) podem fazer com que as operações de perfuração sejam restringidas, atrasadas ou canceladas. Esses
riscos são intensificados quando perfuração em águas profundas (água com profundidade entre 300 e 1.500 metros)
e águas ultraprofundas (mais do que 1.500 metros). A perfuração em águas profundas representou aproximadamente
34% dos poços exploratórios que perfuramos em 2006, uma proporção maior do que para muitos outros produtores
de petróleo e gás.
Salvo se conduzirmos atividades de exploração e desenvolvimento bem-sucedidas ou adquirirmos
propriedades que contenham reservas provadas, ou ambas, nossas reservas provadas serão reduzidas conforme as
reservas forem extraídas. Se não obtivermos acesso a reservas adicionais, podemos não atingir nossas metas de
longo prazo para crescimento de produção e nossos resultados operacionais e a condição financeira podem ser
afetados de forma .
Nossas estimativas de reserva de petróleo e gás natural envolvem um grau de incerteza, que pode afetar
desfavoravelmente a nossa capacidade de gerar renda.
As reservas provadas de petróleo e gás natural estabelecidas neste relatório anual são nossas quantidades
estimadas de petróleo, gás natural e líquidos de gás natural que os dados geológicos e de engenharia demonstram
com certeza razoável serem recuperáveis de reservatórios conhecidos sob condições econômicas e operacionais
existentes (isto é, os preços e custos da data em que a estimativa for feita). Nossas reservas provadas desenvolvidas
13
de petróleo e gás natural são reservas que se pode esperar que sejam recuperadas pelos poços existentes com os
equipamentos e métodos operacionais existentes. Há incertezas na estimativa de quantidades de reservas provadas
relacionadas aos preços vigentes de petróleo e gás natural aplicáveis à nossa produção, que podem nos levar a fazer
revisões às nossas estimativas de reserva. Revisões para baixo em nossas estimativas de reserva podem levar à
produção futura mais baixa, que podem ter um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e na condição
financeira.
Estamos sujeitos a diversos regulamentos ambientais e de saúde que se tornaram mais rigorosos no passado
recente e podem resultar em passivos aumentados e aumento nos investimentos.
Nossas atividades estão sujeitas a uma grande variedade de exigências de leis, regulamentos e autorizações
federais, estaduais e locais em relação à proteção da saúde humana e do meio ambiente, tanto no Brasil quanto em
outras jurisdições nas quais operamos. No Brasil, podemos ser expostos a sanções administrativas e criminais,
incluindo advertências, multas e ordens de fechamento, pelo não cumprimento desses regulamentos ambientais, que,
entre outras coisas, limitam ou proíbem emissões ou vazamentos de substâncias tóxicas produzidas em relação às
nossas operações. Em 2006, tivemos vazamentos totalizando 77.402 galões de petróleo, em comparação a 71.141
galões em 2005 e 140.000 galões em 2004. Como resultado de alguns desses vazamentos, fomos multados por
diversos órgãos ambientais estaduais e federais, nomeados réus em diversas ações civis e criminais e permanecemos
sujeitos a diversas investigações e responsabilidades civis e criminais em potencial. Vide o Item 8. “Informações
Financeiras — Processos Judiciais”. Os regulamentos de eliminação de dejetos e emissões podem exigir que nós
limpemos ou restauremos nossas instalações a um custo substancial e podem resultar em responsabilidades
substanciais. O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (IBAMA) inspeciona
rotineiramente nossas plataformas de petróleo na Bacia de Campos, e pode impor multas, restrições às operações ou
outras sanções em relação às suas inspeções. Além disso, estamos sujeitos a leis ambientais que exigem que a
Petrobras incorra custos significativos para reparar qualquer dano que um projeto possa causar ao ambiente
(indenização ambiental). Esses custos adicionais podem ter um impacto negativo na lucratividade dos projetos que
pretendemos implementar ou podem tornar esses projetos economicamente inviáveis.
Conforme os regulamentos ambientais se tornam mais rigorosos, é provável que nossos investimentos para
conformidade com os regulamentos ambientais e para realizar melhorias em nossas práticas de saúde, segurança e
ambientais aumentarão substancialmente no futuro. Em virtude de nossos investimentos estarem sujeitos à
aprovação do governo brasileiro, um aumento de despesas para cumprir os regulamentos ambientais podem resultar
em reduções em outros investimentos estratégicos. Qualquer referida redução pode ter um efeito desfavorável
relevante em nossos resultados operacionais ou na condição financeira.
Podemos incorrer perdas e gastar tempo e dinheiro na defesa de litígios e arbitragem em trâmite.
Somos, atualmente, parte de diversos processos judiciais em relação a reivindicações civis, administrativas,
ambientais, trabalhistas e fiscais movidos contra a Petrobras. Essas reivindicações envolvem valores substanciais de
dinheiro e outros recursos. Diversos litígios individuais respondem por uma parte significativa do valor total de
reivindicações contra a Petrobras. Por exemplo, com base em que as plataformas de perfuração e produção podem
não ser classificadas como embarcações marítimas, a Receita Federal alegou que as remessas para o exterior para
pagamentos de afretamento devem ser reclassificados como pagamento de aluguel e sujeitos a um imposto de renda
retido na fonte de 25%. A Receita Federal registrou lançamentos de imposto contra nós que, no total, em 31 de
dezembro de 2006, totalizavam R$3.914 milhões (aproximadamente US$ 1.832 milhões). Vide o Item 8.
“Informações Financeiras — Processos Judiciais.”
Também podemos estar sujeitos a litígios trabalhistas em relação às recentes alterações nas leis brasileiras
em relação a benefícios de aposentadoria que afetam nossos funcionários.
No caso de uma reivindicação, que envolver um valor relevante e para a qual não tenhamos provisões, ser
decidida contra a Petrobras, ou no caso de as perdas estimadas se tornarem significativamente maiores do que as
provisões feitas, o custo total de decisões desfavoráveis pode ter um efeito desfavorável relevante em nossa
condição financeira e nos resultados operacionais. Além disso, nossa administração pode ser obrigada a dedicar seu
tempo e atenção para defender essas reivindicações, o que pode impedi-la de manter o foco em nosso core business.
14
Dependendo do resultado, certos litígios podem resultar em restrições sobre nossas operações e ter um efeito
desfavorável relevante sobre alguns de nossos negócios.
Se o Estado do Rio de Janeiro executar uma lei impondo o ICMS sobre as atividades de exploração e produção
de petróleo, nossos resultados operacionais e a condição financeira podem ser afetados de forma desfavorável.
Em junho de 2003, o Estado do Rio de Janeiro promulgou uma lei, denominada “Lei Noel” impondo o
ICMS em atividades de exploração e produção. A constitucionalidade da Lei Noel está atualmente sendo contestada
no Supremo Tribunal Federal, ou STF, e, apesar de a lei ter sido aprovada pela Assembléia Legislativa, o governo
do Estado do Rio de Janeiro ainda não a executou. Atualmente, o ICMS para combustíveis derivados do petróleo é
atribuído no ponto de venda, mas não no nível da cabeça do poço. Se o Estado do Rio de Janeiro aplicar a Lei Noel,
é improvável (dependendo dos fundamentos da decisão do Supremo Tribunal) que os outros estados nos permitiriam
usar o imposto atribuído no nível da cabeça do poço no Rio de Janeiro como crédito para compensar o imposto
atribuído no nível da venda. Portanto, teremos que pagar o ICMS em ambos os níveis. Estimamos que o valor do
ICMS que seremos obrigados a pagar ao Estado do Rio de Janeiro possa subir em, aproximadamente R$9,4 bilhões
(US$ 4,3 bilhões) ao ano. Esse aumento pode ter um efeito desfavorável relevante em nossos resultados
operacionais e na condição financeira.
Nossa participação no mercado de energia nacional gerou perdas e pode não se tornar lucrativa.
De forma consistente com a tendência global de outras principais empresas de petróleo e gás e para garantir
a demanda para nosso gás natural, participamos no mercado de energia nacional. Apesar de diversos incentivos
introduzidos pelo governo brasileiro para promover o desenvolvimento de usinas termoelétricas, o desenvolvimento
dessas usinas tem sido lento em virtude da estrutura do mercado e da regulamentação do setor de energia, entre
outras coisas. Investimos, de forma isolada ou com outros investidores, em quinze (treze em operação e duas em
construção ou desenvolvimento) das 21 usinas de geração de energia a gás. A demanda pela energia produzida por
nossas usinas termoelétricas tem sido menor do que esperávamos, como resultado da redução na demanda de
eletricidade em virtude do racionamento que ocorreu no Brasil em 2001 e 2002. O excesso resultante da capacidade
de geração de energia no Brasil diminuiu os preços da energia e a maioria de nossa capacidade de geração de
eletricidade termoelétrica não é contratada a curto prazo. Apesar de quase toda a nossa capacidade de longo prazo
ter sido vendida por meio de leilões de energia promovidas pelo governo brasileiro, anda enfrentamos certos riscos
relacionados a nossos negócios de energia termoelétrica. Os principais riscos são:
•
A possível disparidade entre a indexação do preço contratado para energia a ser vendida por
termoelétricas e o custo do gás natural ou outro fornecimento de combustível substituto; e
•
A dependência da construção de dutos e outra infra-estrutura para transportar e produzir gás natural e o
compromisso de comprar quantidades fixas de gás natural para satisfazer a exigência do novo modelo
regulamentar para geração de energia para vender de acordo com contratos de energia de longo prazo.
Como resultado do mencionado acima, nossa participação no mercado de energia doméstico gerou perdas e
pode não se tornar lucrativa.
Podemos não ser capazes de obter financiamento para todos os nossos investimentos planejados, e a falta em
obter esses investimentos pode afetar de forma desfavorável nossos resultados operacionais e a condição
financeira.
O governo brasileiro mantém o controle sobre nosso orçamento e estabelece limites sobre nossos
investimentos e dívida a longo prazo. Na qualidade de estatal, devemos apresentar nossos orçamentos anuais
propostos ao Ministro do Planejamento, Orçamento e Gestão, ao Ministro das Minas e Energia e ao Congresso
brasileiro para aprovação. Se não pudermos obter financiamento que não exijam a aprovação do governo brasileiro,
tais como financiamentos estruturados, podemos não ser livres para fazer todos os investimentos que prevemos,
incluindo os investimentos que concordamos em fazer para expandir e desenvolver nossos campos de petróleo e gás
natural. Se não pudermos fazer esses investimentos, nossos resultados operacionais e condição financeira podem ser
afetados de forma desfavorável.
15
As flutuações de moeda podem ter um efeito desfavorável relevante em nossa condição financeira e resultados
operacionais, em virtude de a maior parte de nossas receitas ser em reais e uma grande parte de nossos passivos
ser em moedas estrangeiras.
O principal mercado para os nossos produtos é o Brasil, e durante os últimos três exercícios fiscais mais de
75% de nossas receitas foi denominada em reais. Uma parte substancial de nossa dívida e algumas de nossas
despesas operacionais e investimentos são, e se prevê que continue a ser, denominada em (ou indexada para) dólares
norte-americanos e outras moedas estrangeiras. Além disso, durante 2006 importamos US$ 10,7 bilhões de petróleo
e derivados, cujos preços foram todos denominados em dólares norte-americanos. De forma contrária, uma
participação substancial de nossos ativos líquidos é detida em ativos denominados em dólar norte americano, ou
indexados em dólar norte-americano, mas não usamos contratos a termo, de swap e futuros para reduzir o impacto
de alterações nos valores de moeda em nossas operações e demonstrações financeiras em virtude de seu custo e
liquidez limitado.
Nossas recentes demonstrações financeiras refletem a valorização do real em 18,2%, 8,1%, 11,8% e 8,7%
em relação ao dólar norte-americano em 2003, 2004, 2005 e 2006, respectivamente, como resultado da melhoria nas
condições macro-econômicas e da redução na percepção dos mercados do risco político no Brasil e do risco dos
mercados emergentes globais. Em 21 de junho de 2007, a taxa de câmbio do real em relação ao dólar norteamericano foi de R$ 1,920 para US$ 1,00, representando uma valorização acumulada de aproximadamente 10,2%
em 2007. Qualquer reversão dessa tendência pode afetar negativamente os resultados de nossas operações.
Estamos expostos a aumentos nas taxas de juros de mercado vigentes, que nos deixam vulneráveis a despesas de
financiamento aumentadas.
Apesar das melhorias marcadas em nossas classificações de crédito, que facilitaram o nosso acesso ao
capital de longo prazo com juros fixos, uma parte substancial de nossa dívida total é representada por financiamento
estruturado, créditos de exportação, trade financing e outros métodos de financiamento similares cujo financiamento
depende de instrumentos de taxa flutuante, e que por considerações contratuais, de custo ou outras considerações
não podem ser pré-pagos. Em 31 de dezembro de 2006, aproximadamente 59% — US$ 12.589 milhões de nossa
dívida total — consistia em dívida de taxa flutuante. Considerando as considerações de custo e a análise do
mercado, decidimos não celebrar contratos derivativos ou fazer outros acordos para proteger contra o risco de um
aumento nas taxas de juros. Conseqüentemente, se as taxas de juros de mercado (principalmente a LIBOR) subirem,
nossas despesas de financiamento aumentarão, o que pode ter um efeito desfavorável em nossos resultados
operacionais e na condição financeira.
Não estamos segurados contra interrupção de atividades em nossas operações brasileiras e a maior parte de
nossos ativos não está segurada contra guerra e terrorismo.
Não mantemos cobertura para interrupção de atividades para nossas operações brasileiras. Se, por exemplo,
nossos trabalhadores entrarem em greve, as paradas de trabalho resultantes podem ter um efeito desfavorável sobre a
Petrobras, já que não contratamos seguro para perdas incorridas como resultado de interrupções de atividades de
nenhuma natureza, incluindo interrupções de atividades causadas por ações trabalhistas. Além disso, não seguramos
a maior parte de nossos ativos contra guerra e terrorismo. Um ataque terrorista ou um incidente operacional que
cause uma interrupção de nossas atividades pode, portanto, ter um efeito desfavorável relevante em nossa condição
financeira ou nos resultados operacionais.
Estamos sujeitos a riscos substanciais relacionados às nossas operações internacionais, especificamente na
América Latina e no Oriente Médio.
Temos operações em diversos países diferentes, especificamente na América Latina, Oeste da África e
Oriente Médio que podem ser politicamente, economicamente e socialmente instáveis. Os resultados operacionais e
da condição financeira de nossas subsidiárias nesses países podem ser afetados de forma desfavorável pelas
flutuações em suas economias locais, pela instabilidade política e pelos atos do governo em relação à economia,
incluindo:
•
A imposição de controles de câmbio ou preço;
16
•
A imposição de restrições sobre exportações de hidrocarboneto;
•
A depreciação de moedas locais;
•
A nacionalização de reservas de petróleo e gás;
•
Aumentos nas alíquotas de imposto de exportação / imposto de renda para petróleo e derivados.
•
Mudanças contratuais e institucionais unilaterais (governamentais)
Se um ou mais dos riscos descritos acima se materializar, podemos não atingir nossos objetivos estratégicos
nesses países ou em nossas operações internacionais como um todo, o que pode resultar em um efeito desfavorável
relevante em nossos resultados operacionais e na condição financeira.
Dos países fora do Brasil nos quais temos operações, a Argentina é a mais significativa, representando
aproximadamente 44% de nossa produção internacional total de petróleo e gás natural e 35% de nossas reservas
provadas internacionais de petróleo e gás natural em 31 de dezembro de 2006. Em resposta à crise do peso argentino
que começou em 2001, o governo argentino fez diversas alterações na estrutura regulamentar dos setores de
eletricidade e gás e determinou alíquotas de imposto de exportação para petróleo, gás natural e derivados. Também
temos operações significativas na Bolívia e Venezuela que representaram, respectivamente, aproximadamente 23%
e 11% de nossa produção internacional total em barris de óleo equivalente e 24% e 9% de nossas reservas provadas
internacionais de petróleo e gás natural em 31 de dezembro de 2006. A deterioração da situação na Argentina,
Bolívia ou Venezuela pode ter um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e na condição financeira.
As recentes medidas de nacionalização tomadas pelos governos bolivianos e venezuelanos podem ter um efeito
desfavorável em nossos resultados operacionais e na condição financeira.
Estamos operando na Bolívia desde 1996. Nossas participações consolidadas relacionadas à Bolívia
incluem duas refinarias, reservas de petróleo e gás, que representaram aproximadamente 1,9% de nossas reservas
totais em 31 de dezembro de 2006 e nossa participação no gasoduto Bolívia-Brasil (GTB). Também temos um
contrato de fornecimento de gás, ou GSA [Gas Supply Agreement] a longo prazo para a compra de gás natural da
empresa de petróleo estadual boliviana, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos –YPFB. Em 31 de dezembro
de 2006, o valor contábil dos ativos da Bolívia era de US$ 1.173 milhões. Em 2006, o gás natural que importamos
da Bolívia representou aproximadamente 56% de nossas vendas de gás natural totais. Fornecemos esse gás natural
para o mercado brasileiro, incluindo as empresas de distribuição locais e as usinas termoelétricas nas quais temos
uma participação. Em 1o de maio de 2006, o governo boliviano anunciou que ele nacionalizaria diversos setores no
país, incluindo o setor de petróleo e gás. Como resultado, as empresas dedicadas às atividades de petróleo e gás na
Bolívia foram obrigadas a entregar para a YPFB toda a sua produção de petróleo e gás. As medidas de
nacionalização também incluíram um aumento significativo na participação do governo (incluindo royalties e
impostos diretos) para empresas que se dedicam à produção de petróleo e gás na Bolivia dos 18% da produção total
em 2005 para 82% em 2006, sujeito aos níveis de produção e o preço de gás natural, entre outras variáveis para
considerar. Analisamos nossas estimativas de produção para a Bolívia e reduzimos nossas comprovadas nesse país
de 2,7% de nossas reservas totais em 31 de dezembro de 2005 para 1,9% de nossas reservas totais em 31 de
dezembro de 2006. Após as negociações com o governo boliviano, em maio de 2007, celebramos um contrato de
vendas com a YPFB, no qual eles concordaram em pagar, em duas parcelas, US$ 112 milhões para todas as ações
em circulação da Petrobras Bolivia Refinación S.A., que detém duas refinarias na Bolívia. Em 11 de junho de 2007,
confirmamos o primeiro pagamento de US$ 56 milhões da YPFB. O governo boliviano tentou aumentar os preços
do gás de acordo com o contrato, mas atualmente concordamos em manter os preços nos níveis originalmente
previstos no contrato, com exceção dos preços para gás com uma energia calorífica maior do que 8.900 kcal/m3,
para a qual uma nova fórmula de preço premium com base nos preços de mercado internacionais ainda tem que ser
negociada.
Nossas participações na Venezuela incluem reservas de petróleo e gás, que representaram
aproximadamente 0,7% de nossas reservas totais em 31 de dezembro de 2006. Em abril de 2005, o Ministério da
Energia e Petróleo da Venezuela instruiu a PDVSA a revisar trinta e dois contratos operacionais assinados pela
PDVSA com empresas de petróleo de 1992 a 1997. Além disso, o PDVSA foi instruído a tomar medidas para
17
converter todos os contratos operacionais em vigor em estatais para conceder ao governo venezuelano, pelo
PDVSA, uma titularidade de mais de 50% de cada campo, incluindo os contratos com nossas afiliadas em relação às
áreas de Oritupano Leona, La Concepcion, Acema e Mata. Como resultado, em 31 de dezembro de 2005,
registramos um encargo de desvalorização para ajustar o valor contábil de nossos ativos venezuelanos no valor de
US$ 134 milhões. Em 31 de março de 2006, a Petrobras, a Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) e a Corporación
Venezolana del Petróleo S.A. (CVP), celebraram memorandos de entendimento (MOUs) para efetuar a migração
dos contratos operacionais para empresas parcialmente estatais (“empresas mistas”), pelos quais a participação da
PDVSA em cada empresa mista será de 60% e a participação de empresas privadas como a nossa empresa estarão
limitados a 40%. Em agosto de 2006, os contratos finais de migração foram assinados para Oritupano Leona, Mata,
Acema e La Concepción, com data de entrada em vigor de 1º de abril de 2006.
Todas essas medidas geram uma incerteza significativa a respeito da situação e das perspectivas de nosso
investimento e operações na Bolívia e Venezuela. Não podemos estimar o grau no qual essas medidas de
nacionalização nos afetarão, e acreditamos que elas possam ter um efeito desfavorável relevante em nossos
resultados operacionais e na condição financeira. Vide o Item 4. “Informações sobre a Empresa  Internacionais
 Atividades Bolivianas” e o Item 4. “Informações sobre a Empresa  Internacionais  Atividades
Venezuelanas”.
18
Riscos Relacionados à PifCo
As operações e habilidades de serviço de dívida da PifCo dependem de nós.
A condição financeira da PifCo e os resultados operacionais são afetados diretamente por nossas decisões.
A PifCo é uma subsidiária integral direta da Petrobras constituída nas Ilhas Cayman como uma sociedade isenta com
responsabilidade limitada. A PifCo tem operações limitadas consistindo principalmente na compra de petróleo e
derivados de terceiros e na revenda desses produtos para nós ou para terceiros. A PifCo também compra petróleo e
derivados de nós, para a venda para terceiros e coligadas de uma forma limitada. A capacidade da PifCo a respeito
de serviço de dívida e pagamento de sua dívida conseqüentemente depende de nossas próprias operações.
O financiamento das operações da PifCo é concedido por nós bem como por fornecedores de crédito
terceiros em favor dos quais fornecemos suporte de crédito. Esse suporte para as obrigações de dívida da PifCo é
feito por standby purchase agreement pelos quais concordamos em recomprar dos detentores dos títulos da PifCo
seu direito de receber pagamento da PifCo em caso de a PifCo não efetuar o pagamento.
Nossa própria condição financeira ou nossos resultados operacionais, ou nosso suporte financeiro da PifCo
afetam diretamente os resultados operacionais da PifCo e as habilidades de serviço de dívida. Para obter uma
descrição mais detalhada de certos riscos que podem ter um impacto desfavorável relevante em nossa condição
financeira ou nos resultados operacionais e, portanto, afetam a capacidade da PifCo de cumprir suas obrigações de
dívida, consultar “Riscos Relacionados às Nossas Operações.”
A PifCo depende de sua capacidade de repassar seus custos de financiamento para nós.
A PifCo se dedica principalmente à compra de petróleo e derivados para vender para nós, conforme
descrito acima. A PifCo incorre dívida regularmente com relação a essas compras e/ou na obtenção de
financiamento de nós ou de credores terceiros. Toda essa dívida tem o benefício de nossa obrigação de compra
contingente ou outro suporte, e a PifCo tem repassado historicamente seus custos de financiamento para nós pela
venda de petróleo e derivados para nós com ágio para compensar seus custos de financiamento. Se, por qualquer
motivo, não formos autorizados a continuar essas práticas, isso terá um efeito relevantemente desfavorável nos
negócios da PifCo e em sua capacidade de cumprir suas obrigações de dívida a longo prazo.
Riscos Relacionados ao Relacionamento entre nós e o Governo Brasileiro
O governo brasileiro, na qualidade de nosso acionista controlador, pode nos fazer buscar certos objetivos
macroeconômicos e sociais que podem ter um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e na
condição financeira.
O governo brasileiro, na qualidade de nosso acionista controlador, tem buscado, e pode buscar no futuro,
alguns de seus objetivos macroeconômicos e sociais através da Petrobras. As leis brasileiras exigem que o governo
brasileiro detenha a maioria de nossas ações com direito a voto, e enquanto ele detiver essa maioria, o governo
brasileiro terá o poder de eleger a maioria dos membros de nosso conselho de administração e, através dele, uma
maioria dos diretores executivos que são responsáveis por nossa administração do dia a dia. Como resultado,
podemos nos dedicar a atividades que dão preferência aos objetivos do governo brasileiro ao invés de nossos
próprios objetivos econômicos e comerciais. De forma específica, continuamos a auxiliar o governo brasileiro a
garantir que o fornecimento de petróleo e derivados no Brasil cumpra as exigências de consumo brasileiro.
Conseqüentemente, podemos fazer investimentos, incorrer custos e nos dedicar a vendas em termos que podem ter
um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e na condição financeira.
Se o governo brasileiro restabelecer controles sobre os preços que podemos cobrar pelo petróleo e derivados,
esses controles de preço podem afetar nossa condição financeira e os resultados operacionais.
No passado, o governo brasileiro estabeleceu preços para petróleo e derivados no Brasil, freqüentemente
abaixo dos preços vigentes nos mercados mundiais de petróleo. Esses preços envolviam elementos de subsídio
cruzado entre diferentes derivados vendidos em diversas regiões do Brasil. O impacto cumulativo desse sistema de
regulamentação de preço sobre a Petrobras é registrado como um ativo em nosso balanço patrimonial no item
19
“Conta de Petróleo e Álcool — Contas a receber do governo brasileiro.” O saldo da conta em 31 de dezembro de
2006 era de US$ 368 milhões. Todos os controles de preço para petróleo e derivados terminaram em 2 de janeiro de
2002, entretanto, o governo brasileiro pode decidir restabelecer os controles de preço no futuro como resultado da
instabilidade do mercado ou de outras condições. Se isso ocorrer, nossa condição financeira e resultados
operacionais podem ser afetados de forma desfavorável.
Não detemos nenhuma das reservas de petróleo e gás natural no Brasil.
Uma fonte garantida de reservas de petróleo e gás natural é essencial para a produção sustentada e geração
de renda de uma empresa de petróleo e gás. De acordo com as leis brasileiras, o governo brasileiro detém todas as
reservas de petróleo e gás natural no Brasil e a concessionária detém o petróleo e o gás que ela produz. Possuímos o
direito exclusivo de desenvolver nossas reservas de acordo com contratos de concessão concedidos à Petrobras pelo
governo brasileiro e detemos as mercadorias que produzimos de acordo com contratos de concessão, porém, se o
governo brasileiro nos restringir ou impedir de explorar essas reservas de petróleo e gás natural, nossa capacidade de
gerar renda será afetada de forma desfavorável.
Riscos Relacionados ao Brasil
O governo brasileiro, historicamente, exerceu, e continua a exercer, uma influência significativa sobre a
economia brasileira. As condições políticas e econômicas brasileiras têm um impacto direto sobre nossas
atividades e podem ter um efeito desfavorável relevante em nossos resultados operacionais e na condição
financeira.
As políticas econômicas do governo brasileiro podem ter efeitos importantes nas empresas brasileiras,
incluindo a nossa, e nas condições do mercado e preços de títulos brasileiros. Nossa condição financeira e resultados
operacionais podem ser afetados de forma desfavorável pelos seguintes fatores e pela resposta do governo brasileiro
a esses fatores:
•
Desvalorizações e outros movimentos de taxa de câmbio;
•
Inflação;
•
Políticas de controle cambial;
•
Instabilidade social;
•
Instabilidade nos preços;
•
Falta de energia;
•
Taxas de juros;
•
Liquidez do capital doméstico e mercados de empréstimos;
•
Política fiscal; e
•
Outros desenvolvimentos políticos, diplomáticos, sociais e econômicos no Brasil ou que afetem o
Brasil.
A incerteza sobre se o governo brasileiro implementará alternativas na política ou nos regulamentos que
podem afetar esses ou outros fatores no futuro pode levar à incerteza econômica no Brasil e aumentar a volatilidade
do mercado de títulos brasileiros e títulos emitidos no exterior por empresas estrangeiras.
20
A inflação e as medidas do governo para conter a inflação podem contribuir de forma significativa para a
incerteza econômica no Brasil e para a volatilidade aumentada nos mercados de títulos brasileiros e,
conseqüentemente, pode afetar de forma desfavorável o valor de mercado de nossos títulos e condição financeira.
Nosso principal mercado é o Brasil, que sofreu periodicamente, no passado, taxas de inflação
extremamente altas. A inflação, junto às medidas do governo para combater a inflação e a especulação pública sobre
possíveis medidas futuras, tiveram efeitos negativos significativos na economia brasileira. As taxas de inflação
anuais, mensuradas pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, ou IPCA, caíram de 2.477,15% em 1993
para 916,46% em 1994 e para 5,97% em 2000. O mesmo índice subiu para 9,30% em 2003, antes de cair para
3,14% em 2006. Considerando as taxas de inflação historicamente altas, o Brasil pode sofrer níveis mais elevados de
inflação no futuro. Os níveis mais baixos de inflação experimentados desde 1995 podem não continuar. Futuros atos
do governo, incluindo atos para ajustar o valor do real, podem alavancar aumentos na inflação, o que pode afetar de
forma desfavorável nossa condição financeira.
O acesso aos mercados de capitais internacionais para empresas brasileiras é influenciado pela percepção de
risco no Brasil e outras economias emergentes, o que pode prejudicar nossa capacidade de financiar nossas
operações e os valores comerciais de nossos títulos.
Os investidores internacionais, em geral, consideram o Brasil um mercado emergente. Como resultado, as
condições econômicas e do mercado em outros países dos mercados emergentes, especialmente os da América
Latina, influenciam o mercado para os títulos emitidos pelas empresas brasileiras. Como resultado dos problemas
econômicos em diversos países de mercado emergente nos anos recentes (tais como a crise financeira na Ásia de
1997, a crise financeira na Rússia em 1998 e a crise financeira na Argentina que começou em 2001), os investidores
consideram os investimentos em mercados emergentes com maior cuidado. Essas crises produziram um escoamento
significativo de dólares norte-americanos do Brasil, fazendo com que as empresas brasileiras enfrentem custos mais
altos para obter recursos, tanto internamente quanto no exterior, e impedindo o acesso aos mercados de capitais
internacionais. A volatilidade maior nos mercados de títulos na América Latina e em outros países de mercado
emergente pode ter um impacto negativo no volume de negociação de nossos títulos. Não podemos garantir a você
que os mercados de capitais internacionais permanecerão abertos para as empresas brasileiras ou que as taxas de
juros vigentes nesses mercados serão vantajosas para nós.
Riscos Relacionados às nossas Ações e Títulos de Dívida
O tamanho, a volatilidade, a liquidez e/ou a regulamentação dos mercados de títulos brasileiros podem restringir
sua capacidade de vender as ações ordinárias ou preferenciais subjacentes às nossas ADSs
As ações da Petrobras são as mais líquidas da Bolsa de Valores de São Paulo (BOVESPA), mas, no geral,
os mercados de títulos brasileiros são menores, mais voláteis e menos líquidos do que os principais mercados de
títulos nos Estados Unidos (e talvez de outras jurisdições), e poderão ser regulamentados de forma diferente da
forma na qual os investidores norte-americanos estão acostumados. Os fatores que podem afetar de forma específica
os mercados de ações brasileiros podem limitar sua capacidade de vender as ações ordinárias ou preferenciais
subjacentes às nossas ADSs ao preço e na época que você desejar.
O mercado para os títulos da PifCo pode não ser líquido.
Os títulos da PifCo não estão listadas em nenhuma bolsa de valores e não são cotadas através de um
sistema de cotação automatizada. Não podemos fazer garantias quanto à liquidez dos títulos da PifCo ou mercados
de negociação para os títulos da PifCo. Não podemos garantir que os detentores dos títulos da PifCo poderão vender
seus títulos no futuro. Se um mercado para os títulos da PifCo não se desenvolver, os detentores dos títulos da PifCo
podem não ser capazes de revender os títulos por um período maior, se puderem revender de alguma forma.
21
Você pode não ser capaz de exercer direitos preferenciais a respeito das ações ordinárias ou preferenciais
subjacentes às ADSs.
Os detentores de ADSs que forem residentes nos Estados Unidos podem não ser capazes de exercer os
direitos preferenciais relacionados às ações ordinárias ou preferenciais subjacentes às nossas ADSs, salvo se uma
declaração de registro de acordo com a Lei de Mercado de Capitais de 1933 dos EUA estiver em vigor a respeito dos
direitos ou uma isenção das exigências de registro da Lei de Mercado de Capitais de 1933 estiver disponível. Não
somos obrigados a apresentar uma declaração de registro a respeito de ações ordinárias ou preferenciais em relação a
esses direitos preferenciais, e, portanto, talvez não apresentemos nenhuma declaração de registro. Se uma declaração
de registro não for apresentada e uma isenção do registro não existir, o JPMorgan Chase Bank, N.A, na qualidade de
depositário, tentará vender os direitos preferenciais, e você terá o direito de receber os recursos obtidos na venda.
Entretanto, os direitos preferenciais expirarão se o depositário não puder vendê-los. Para obter uma descrição mais
completa dos direitos preferenciais a respeito das ações ordinárias ou preferenciais, consultar o Item 10.
“Informações Adicionais — Contrato Social e Estatuto Social da Petrobras—Direitos Preferenciais.”
É possível que você não possa vender suas ADSs no momento ou preço que você desejar em virtude de um
mercado ativo ou líquido para as nossas ADSs não poder ser mantido.
Nossas ADSs preferenciais estão listadas na Bolsa de Valores de Nova York desde 21 de fevereiro de 2001,
enquanto nossas ADSs ordinárias estão listadas na Bolsa de Valores de Nova York desde 7 de agosto de 2000. Não
podemos prever se um mercado de negociação público líquido e ativo para nossas ADSs será mantido na Bolsa de
Valores de Nova York, onde elas são negociadas atualmente. Mercados de negociação líquidos e ativos em geral
resultam em uma volatilidade de preço menor e na execução mais eficiente de pedidos de compra e venda para
investidores. A liquidez de um mercado de títulos é freqüentemente uma função do volume das ações subjacentes
que são mantidas em bolsa de valores por partes não relacionadas. Não podemos antecipar que um mercado público
para nossas ações ordinárias ou preferenciais se desenvolverá nos Estados Unidos.
As restrições sobre o movimento de capital fora do Brasil podem prejudicar sua capacidade de receber dividendos
e distribuições sobre as ações ordinárias ou preferenciais subjacentes às ADSs, e os recursos obtidos de qualquer
respectiva venda, e podem causar um impacto em nossa capacidade de cumprir certas obrigações de dívida,
incluindo Standby Purchase Agreement que celebramos como suporte para os títulos da PifCo.
O governo brasileiro pode impor restrições temporárias sobre a conversão de moeda brasileira em moedas
estrangeiras e sobre a remessa para investidores estrangeiros dos recursos obtidos em seus investimentos no Brasil.
As leis brasileiras permitem que o governo brasileiro imponha essas restrições sempre que houver um sério
desequilíbrio no saldo de pagamentos do Brasil ou houver motivos para prever um sério desequilíbrio.
O governo brasileiro impôs restrições sobre remessas por aproximadamente seis meses em 1990. Restrições
similares, se impostas, podem prejudicar ou impedir a conversão de dividendos, distribuições ou recursos obtidos de
qualquer venda de ações ordinárias ou preferenciais de reais para dólares norte-americanos e a remessa dos dólares
norte-americanos para o exterior. O governo brasileiro pode decidir tomar medidas similares no futuro. Nesse caso,
o depositário das ADSs deterá reais que ele não pode converter para a conta dos detentores de ADS que não tiverem
sido pagos. O depositário não investirá os reais e não será responsável pelos juros.
Além disso, se o governo brasileiro impuser restrições sobre nossa capacidade de converter reais em
dólares norte-americanos, não poderemos fazer o pagamento de nossas obrigações de dívida denominadas em dólar.
Por exemplo, quaisquer referidas restrições podem nos impedir de disponibilizar recursos para a PifCo, para o
pagamento de suas obrigações de dívida, sendo que entre elas algumas têm o nosso suporte por Standby Purchase
Agreement.
Se você trocar suas ADSs por ações ordinárias ou preferenciais, você se arriscará a perder a capacidade de
remeter moeda estrangeira para o exterior e a perder as vantagens fiscais brasileiras.
O depositário brasileiro de nossas ações ordinárias ou preferenciais subjacentes às nossas ADSs deverá
obter um certificado de registro do Banco Central do Brasil para ter o direito de enviar dólares norte-americanos
para o exterior para pagamentos de dividendos e outras distribuições em relação às nossas ações ordinárias e
22
preferenciais ou na alienação das ações ordinárias ou preferenciais. Se você decidir trocar suas ADSs pelas ações
ordinárias ou preferenciais subjacentes, você terá o direito de continuar a confiar, por cinco dias úteis brasileiros a
contar da data da troca, no certificado de registro do depositário. Após esse período, há a possibilidade de você não
obter e enviar dólares norte-americanos para o exterior na alienação das ações ordinárias ou preferenciais, ou
distribuições em relação às ações ordinárias ou preferenciais, salvo se você obtiver seu próprio certificado de
registro ou registro de acordo com a Resolução no 2.689, de 26 de janeiro de 2000, do Conselho Monetário
Nacional, a qual confere direitos aos investidores estrangeiros registrados de comprar e vender na Bolsa de Valores
de São Paulo. Além disso, se você não obtiver um certificado de registro ou registro de acordo com a Resolução no
2.689, você poderá estar sujeito a um tratamento fiscal menos favorável sobre os ganhos a respeito das ações
ordinárias ou preferenciais.
Se você tentar obter seu próprio certificado de registro, você poderá incorrer despesas ou sofrer atrasos no
processo de solicitação, o que pode atrasar sua capacidade de receber dividendos ou distribuições em relação às
ações ordinárias ou preferenciais ou o retorno de seu capital de uma forma tempestiva. O certificado de registro do
depositário ou qualquer registro de capital estrangeiro obtido por você pode ser afetado por futuras alterações
regulamentares e na legislação e não podemos garantir a você que restrições adicionais aplicáveis a você, à
alienação das ações ordinárias ou preferenciais subjacentes ou a repatriação dos recursos obtidos na alienação não
serão impostas no futuro.
Você poderá enfrentar dificuldades ao proteger seus interesses na qualidade de acionista em virtude de estarmos
sujeitos a diferentes normas e regulamentos empresariais na qualidade de empresa brasileira e em virtude de os
detentores de nossas ações ordinárias, ações preferenciais e ADSs terem menos direitos e direitos não tão bem
definidos do que os tradicionalmente mantidos por acionistas norte-americanos.
Nossos assuntos corporativos são regidos por nosso estatuto social e pela Lei das Sociedades Anônimas,
que são diferentes dos princípios legais que se aplicariam se fossemos constituídos em uma jurisdição nos Estados
Unidos, tais como os Estados de Delaware ou Nova York, ou em outras jurisdições fora do Brasil. Além disso, seus
direitos de detentor de ADS, os quais são derivados dos direitos de detentores de nossas ações ordinárias ou
preferenciais, conforme for o caso, para proteger seus interesses contra os atos de nosso conselho de administração
podem ser menores e não tão bem definidos nos termos da Lei das Sociedades Anônimas do que os de acordo com
as leis de outras jurisdições.
Apesar de a negociação com informações privilegiadas e a manipulação de preço ser considerada crimes de
acordo com as leis brasileiras, os mercados de títulos brasileiros não são altamente regulamentados e
supervisionados como os mercados de títulos norte-americanos ou os mercados em algumas outras jurisdições. Além
disso, as normas e políticas contra negociação entre partes ligadas e a respeito da preservação dos interesses de
acionistas podem não ser tão bem definidas e aplicadas no Brasil como nos Estados Unidos, colocando os detentores
de nossas ações ordinárias, ações preferenciais e ADSs em uma desvantagem em potencial. A divulgação
corporativa pode ser menos completa ou informativa do que a que pode ser esperada de uma sociedade de capital
aberto norte-americana.
Somos uma estatal constituída em conformidade com as leis do Brasil e todos os nossos conselheiros e
diretores residem no Brasil. Substancialmente todos os nossos ativos e os ativos de nossos conselheiros e diretores
estão localizados no Brasil. Como resultado, pode não ser possível para você efetuar a entrega de comunicados
judiciais para a Petrobras ou nossos conselheiros e diretores dentro dos Estados Unidos ou outras jurisdições fora do
Brasil ou executar contra a Petrobras ou nossos conselheiros e diretores sentenças obtidas nos Estados Unidos ou em
outras jurisdições fora do Brasil. Em virtude de as sentenças de tribunais norte-americanos por responsabilidades
civis com base nas leis de títulos federais norte-americanos somente poderem ser executadas no Brasil se certas
exigências forem cumpridas, você pode enfrentar dificuldades maiores na proteção de seu interesse em ações contra
a Petrobras ou nossos conselheiros e diretores do que os acionistas de uma sociedade constituída em um estado ou
outra jurisdição dos Estados Unidos.
23
As ações preferenciais e as ADSs representando ações preferenciais em geral não conferem a você direitos a
voto.
Uma parte de nossas ADSs representa nossas ações preferenciais. De acordo com as leis brasileiras e com
nosso estatuto social, os detentores de ações preferenciais em geral não têm direito a voto nas assembléias de
acionistas. Isso significa, entre outras coisas, que os detentores de ADSs que representam as ações preferenciais não
têm direito a voto em decisões ou transações corporativas importantes. Vide o Item 10. “Informações Adicionais —
Contrato Social e Estatuto Social da Petrobras — Direitos a Voto” para examinar uma discussão a respeito dos
direitos a voto limitados das ações preferenciais.
A execução de nossas obrigações de acordo com o standby purchase agreement pode levar mais tempo do que o
esperado.
Celebramos um standby purchase agreement como suporte das obrigações da PifCo nos termos de seus
títulos e instrumentos. Nossa obrigação de comprar dos detentores da PifCo quaisquer valores não pagos de
principal, juros e outros valores devidos nos termos dos títulos da PifCo e instrumentos se aplica, sujeito a certas
limitações, independentemente de se quaisquer referidos valores forem devidos no vencimento dos títulos da PifCo
ou de outra forma. Vide “Informações Adicionais — Senior Notes da PifCo — Standby Purchase Agreement” e
“Informações Adicionais — Global Notes da PifCo — Standby Purchase Agreement.”
Fomos informados por nosso advogado que a execução do Standby Purchase Agreement no Brasil contra a
Petrobras, se necessária, ocorrerá em uma forma de processo judicial que, embora similar, tem certas diferenças
processuais das aplicáveis à execução de uma garantia e, como resultado, a execução do Standby Purchase
Agreement pode demorar mais tempo do que, de outra forma, seria o caso de uma garantia.
Se a legislação brasileira nos impedir de fazer pagamentos para a PifCo em dólares norte-americanos, a PifCo
poderá ter recursos insuficientes em dólares norte-americanos para fazer os pagamentos ou cumprir suas
obrigações de dívida, e é possível que não possamos pagar nossas obrigações de acordo com o standby purchase
agreement em dólares norte-americanos.
Atualmente, os pagamentos feitos por nós para a PifCo com relação à importação de petróleo, a fonte
esperada de recursos em dinheiro da PifCo para pagar suas obrigações nos termos dos títulos da PifCo, não exigirão
aprovação do Banco Central do Brasil, ou registro nele. Pode haver outras exigências regulamentares que
precisaremos cumprir para disponibilizar recursos para a PifCo. Entretanto, o Banco Central do Brasil pode impor
exigências de aprovação prévia sobre a remessa de dólares norte-americanos para o exterior. Se a legislação
brasileira impuser restrições, limitações ou proibições sobre nossa capacidade de converter reais para dólares norteamericanos, a PifCo pode não ter recursos suficientes em dólares norte-americanos disponíveis para fazer o
pagamento com relação às suas obrigações de dívida.
No caso de os detentores dos títulos da PifCo receberem pagamentos em reais correspondentes aos valores
equivalentes em dólar norte-americano devidos nos termos dos títulos da PifCo, pode não ser possível converter
esses valores para dólares norte-americanos. Não precisaremos de nenhuma aprovação prévia ou subseqüente do
Banco Central do Brasil para usar recursos que mantemos no exterior para cumprir nossas obrigações nos termos do
standby purchase agreement.
Seremos obrigados a pagar as sentenças de tribunais brasileiros executando nossas obrigações nos termos do
Standby Purchase Agreement somente em reais.
Se forem movidos processos no Brasil buscando executar nossas obrigações a respeito do standby purchase
agreement, seremos obrigados a cumprir nossas obrigações somente em reais. De acordo com as limitações de
controle cambial brasileiras, uma obrigação de pagar os valores denominados em uma moeda que não em reais, que
for pagável no Brasil de acordo com uma decisão de um tribunal brasileiro, poderá ser paga em reais à taxa de
câmbio determinada pelo Banco Central do Brasil em vigor na data do pagamento.
24
Uma descoberta de que estamos sujeitos às leis de falência norte-americanas e que o Standby Purchase
Agreement assinado por nós foi uma transferência irregular pode fazer com que os detentores de títulos da PifCo
percam suas exigências judiciais contra nós.
A obrigação da PifCo de fazer pagamentos em títulos próprios tem o suporte de nossa obrigação nos termos
do standby purchase agreement de fazer pagamentos em nome da PifCo. Fomos instruídos por nosso advogado
externo norte-americano que o standby purchase agreement é válido e exeqüível de acordo com a legislação do
Estado de Nova York e dos Estados Unidos. Além disso, fomos informados por nosso diretor jurídico que a
legislação do Brasil não impede que o standby purchase agreement seja válido, vinculativo e exeqüível contra a
Petrobras de acordo com seus termos. Se a lei federal de transferência irregular norte-americana ou leis similares
forem aplicadas ao standby purchase agreement, e nós, no momento em que celebramos o standby purchase
agreement:
•
Éramos insolventes, formos insolventes, ou formos considerados insolventes em virtude de nossa
celebração do standby purchase agreement;
•
estávamos nos dedicando, ou estivermos nos dedicando a negócios ou transações para as quais os
ativos que permanecerem conosco constituam um capital exageradamente pequeno; ou
•
pretendíamos incorrer, ou tivermos incorridos, ou acreditávamos ou acreditarmos que incorreríamos
dívidas além de nossa capacidade de pagar essas dívidas em seus vencimentos; e
•
em cada caso, pretendíamos receber ou recebemos um valor menor ao razoavelmente equivalente ou
uma contraprestação justa por isso,
nesses casos, nossas obrigações nos termos do standby purchase agreement podem ser invalidadas, ou as
reivindicações a respeito do standby purchase agreement podem estar subordinadas às reivindicações de outros
credores. Entre outras coisas, uma contestação legal ao standby purchase agreement com base em transferência
irregular pode manter o foco nos benefícios, se houver, realizados pela Petrobras como resultado da emissão pela
Pifco desses títulos. À medida que o standby purchase agreement for considerado uma transferência irregular ou
inexeqüível por qualquer outro motivo, os detentores dos títulos da pifco não terão uma reivindicação contra a
Petrobras nos termos do standby purchase agreement e terão, exclusivamente, uma reivindicação contra a PifCo.
Não podemos garantir a você que, após satisfazer todas as reivindicações anteriores, haverá ativos suficientes para
satisfazer as reivindicações dos detentores de títulos da PifCo em relação a qualquer parte cancelada do standby
purchase agreement.
ITEM 4.
INFORMAÇÕES SOBRE A EMPRESA
Histórico e Desenvolvimento da Petrobras
Somos uma sociedade de economia mista constituída de acordo com a Lei no 2.004 (que entrou em vigor
em 3 de outubro de 1953). Uma sociedade de economia mista é uma sociedade brasileira criada por lei especial, da
qual uma maioria do capital com direito a voto deve ser detida pelo governo federal brasileiro, por um estado ou
município. Somos controlados pelo governo federal brasileiro, mas nossas ações ordinárias e ações preferenciais
também são cotadas em bolsa de valores. Nossa sede está localizada na Avenida República do Chile, 65, 20031-912
- Rio de Janeiro - RJ, Brasil e o número de nosso telefone é (55-21) 3224-4477.
Fomos constituídos em 1953 e iniciamos as operações no Brasil em 1954 como uma empresa 100% do
governo responsável por todas as atividades de hidrocarboneto no Brasil. Desde a nossa incorporação, nossa
denominação social é Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras. A partir desse momento até 1995, tivemos um
monopólio concedido pelo governo para todas as atividades de produção e refino de petróleo e gás natural no Brasil.
Em 9 de novembro de 1995, a Constituição brasileira foi alterada de forma a autorizar o governo brasileiro a
contratar qualquer empresa estatal ou privada para conduzir as atividades relacionadas às áreas de exploração e
produção e de refino e distribuição do setor de petróleo e gás brasileiro. Essa alteração tornou possível o final de
nosso monopólio legal em 1988.
25
O setor de petróleo e gás natural no Brasil passou por significativas reformas desde a promulgação da Lei
no 9.478, ou Lei do Petróleo, em 6 de agosto de 1997, que estabeleceu a concorrência nos mercados brasileiros para
petróleo, derivados e gás natural. A partir de 2 de janeiro de 2002, o governo brasileiro liberou os preços do petróleo
e dos derivados. Vide “— Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil — Regulamentação de Preços”. A
transformação gradual do setor de petróleo e gás desde 1997 levou a uma participação maior por empresas
internacionais no Brasil em todas as áreas de nossos negócios, como nossos concorrentes e parceiros.
Com base em nossas receitas consolidadas de 2006, somos a maior empresa no Brasil e uma das maiores
empresas de petróleo e gás na América Latina. Em 2006, tivemos vendas de produtos e serviços de US$ 93.893
milhões, receitas operacionais líquidas de US$ 72.347 milhões e um lucro líquido de US$ 12.826 milhões.
Nos dedicamos a uma ampla série de atividades de petróleo e gás, que abrangem as seguintes áreas de
nossas operações:
•
Exploração e Produção – Nossa área de exploração e produção abrange as atividades de exploração,
desenvolvimento e produção no Brasil.
•
Abastecimento – Nossa área de abastecimento abrange o refino, logística, transporte e a compra de
petróleo, bem como a compra e venda de derivados e álcool combustível. Além disso, esta área inclui a
divisão de petroquímico e de fertilizantes, que inclui as empresas petroquímicas domésticas e nossas
duas usinas de fertilizantes domésticas.
•
Distribuição – Nossa área de distribuição abrange as atividades de distribuição de derivados e álcool
combustível conduzidas por nossa subsidiária integral, a Petrobras Distribuidora S.A. - BR no Brasil.
•
Gás Natural e Energia – Nossa área de gás natural e energia abrange a compra, venda e transporte de
gás natural produzido no Brasil ou importado para o Brasil. Além disso, esta área inclui nossas
atividades de comercialização de energia elétrica domésticas e investimentos em empresas de
transporte de gás natural domésticas, distribuidoras estatais de gás natural e usinas termoelétricas.
•
Internacional – Nossa área internacional abrange as atividades de Exploração e Produção,
Abastecimento, Distribuição e Gás e Energia conduzidas nos seguintes países: Argentina, Angola,
Bolívia, Colômbia, Equador, Guiné Equatorial, Irã, Líbia, México, Nigéria, Paraguai, Peru, Estados
Unidos, Tanzânia, Turquia, Uruguai e Venezuela.
•
Corporativo – Nossa área corporativo inclui as atividades não atribuídas a outras áreas, incluindo
administração financeira corporativa e geral relacionada à administração central e outras despesas, que
incluem despesas atuariais relacionadas a nossos planos de pensão e assistência médica para
participantes não ativos.
Na qualidade de emissores privados estrangeiros, estamos isentos de muitos dos padrões de governança
corporativa que a Bolsa de Valores de Nova York, ou NYSE, aplica aos emissores domésticos norte-americanos
listados na NYSE. De acordo com a Cláusula 303A.11 do Manual de Empresas Listadas da NYSE, registramos um
resumo das diferenças significativas entre os padrões da NYSE e nossa prática de governança corporativa em nosso
website, www.petrobras.com.br.
Vantagens Competitivas
Posição de mercado dominante na produção, refino e transporte de petróleo, gás natural e derivados no Brasil;
Nosso legado de ex-única fornecedora de petróleo e derivados do Brasil nos proporcionou uma infraestrutura operacional totalmente desenvolvida em todo o Brasil e uma grande base de reserva comprovada. Nosso
longo histórico, nossos recursos e nossa presença estabelecida no Brasil nos permitem concorrer de forma efetiva
com outros participantes do mercado e novos participantes agora que o setor de petróleo e gás brasileiro foi
desregulamentado. Operamos a maior parte dos campos de desenvolvimento no Brasil e substancialmente toda a
capacidade de refino do país. Nossa produção diária média nacional de petróleo e LGN aumentou 5,6% em 2006,
aumentou 12,8% em 2005, e caiu 3,1% em 2004.
26
Forte base de reserva
Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos reservas desenvolvidas e não desenvolvidas provadas estimadas de
petróleo e gás natural de aproximadamente 11,458 bilhões de barris de óleo equivalente no Brasil e no exterior,
incluindo reservas proporcionais relacionadas às empresas não consolidadas na Venezuela no volume de 78,6
milhões de barris de óleo equivalente. Além disso, temos uma substancial base de área de exploração no Brasil e no
exterior, que estamos explorando isoladamente e com parceiros do setor para continuar a aumentar nossas reservas.
Em 31 de dezembro de 2006, nosso índice de reservas provadas mundiais em relação à produção era de
14.5 anos.
A maioria de nossas reservas, incluindo as recentes descobertas, está localizada em áreas de águas
profundas que, em geral, exige um planejamento adicional, uma avaliação mais abrangente e um tempo marginal
maior para iniciar a produção em comparação à produção continental. De acordo com nosso Plano de Negócios para
o período de 2007 a 2011, estamos investindo o capital necessário para construir as plataformas no mar necessárias
para monetizar essas reservas. Apesar da vida útil de nossas reservas provadas ser maior do que a média do setor, o
planejamento adicional exigido para colocar as áreas em águas profundas em produção também significa que nossa
porcentagem de reservas não desenvolvidas provadas pode ser maior do que a média do setor.
Acreditamos que nossas reservas provadas nos fornecerão oportunidades significativas para manter e
aumentar o crescimento da produção.
Experiência tecnológica em exploração e produção e em refino e distribuição e o reconhecimento internacional
para exploração e produção em águas profundas e ultra-profundas
No decorrer do desenvolvimento de bacias marítimas no Brasil durante os últimos 37 anos, obtivemos
experiência em técnicas e tecnologias de perfuração, desenvolvimento e produção em águas profundas. Estamos
atualmente no processo de desenvolvimento de tecnologia para permitir a produção de poços em águas com
profundidade de até 9.843 pés (3.000 metros).
Nossa experiência em desenvolvimento e produção em águas profundas nos permitiu atingir altos volumes
de produção e custos de extração relativamente baixos (excluindo royalties, participação especial do governo e
aluguel de áreas, que denominamos “participação governamental”). Nosso custo médio total de extração para
petróleo e derivados de gás natural no Brasil para 2006, excluindo a participação governamental, aumentou para
US$ 6,59 por barril de óleo equivalente, em comparação aos US$ 5,73 por barril de óleo equivalente para 2005.
Incluindo a participação governamental, nossos custos de extração aumentaram para US$ 11,05 por barril de óleo
equivalente para 2006, em comparação aos US$ 9,00 por barril de óleo equivalente para 2005. O preço internacional
do petróleo é um dos fatores na determinação da participação governamental.
Reduções de custo criadas por operações de grande escala combinadas com a integração vertical entre as áreas de
negócios
Na qualidade de maior empresa integrada de petróleo e gás natural no Brasil, podemos ter os custos
reduzidos como resultado:
•
da localização de mais de 81% de nossas reservas provadas em campos grandes, contíguos e altamente
produtivos na área marítima da Bacia de Campos, que permite a concentração de nossa infra-estrutura
operacional, dessa forma reduzindo nosso total de custos de exploração, desenvolvimento e produção;
•
da localização da maior parte de nossa capacidade de refino na região Sudeste, diretamente adjacente à
Bacia de Campos e situada dentro dos mercados mais altamente povoados e industrializados do país; e
•
do equilíbrio relativo entre nossa produção atual de 1,778 mil barris por dia, nosso volume refinado de
1,746 mil barris por dia e nossas vendas para o mercado brasileiro de derivados de hidrocarboneto de
1,697 mil barris por dia.
27
Acreditamos que esses custos reduzidos criados por nossa integração, nossa infra-estrutura existente e
nosso equilíbrio nos permite concorrer de forma efetiva com outros produtores brasileiros e importadores de
derivados para o mercado brasileiro.
Forte posição nos mercados de gás natural em crescimento no Brasil
Participamos em muitos aspectos do mercado brasileiro de gás natural, mas nossa capacidade de atender à
demanda em potencial de gás natural é limitada, em virtude das restrições no abastecimento, infra-estrutura de
transporte e distribuição que ainda está em desenvolvimento. O resultado das usinas termoelétricas foi mais baixo do
que em 2005, e, como conseqüência, a demanda por gás natural no Brasil aumentou 2,5% em 2006, apesar do
crescimento de 9,8% no mercado não termoelétrico (principalmente nas áreas industriais e de veículos) em
comparação com os 11% em 2005. Contudo, ainda esperamos um crescimento significativo em virtude de novos
dutos de transporte de gás que iniciarão as operações.
Em virtude da diversidade de nossas operações de gás natural, acreditamos que estamos bem posicionados
para tirar vantagem da oportunidade de atender às necessidades de energia potencialmente crescentes no Brasil pelo
uso de gás natural. Pretendemos fazer isso:
•
pelo aumento da produção interna de gás associado e não associado, principalmente na área marítima
das Bacias de Espírito Santo, Campos e de Santos;
•
pela expansão da rede de transporte de gás natural em todo o Brasil;
•
priorizando a aceleração de projetos de investimento em antecipação do abastecimento de gás natural
na região sudeste do Brasil;
•
pelo aumento da participação no mercado de distribuição de gás natural por investimentos em 19 das
25 empresas de distribuição de gás natural no Brasil;
•
pelos investimentos em usinas termoelétricas, que servem como fontes de demanda para nosso gás
natural; e
•
pela busca de uma maior flexibilidade operacional em nossas fontes, incluindo dois projetos de GNL
nas regiões nordeste e sudeste, para aprimorar nossa administração da demanda de energia.
Sucesso na atração de parceiros internacionais em todas as nossas atividades
Como resultado de nossa experiência, conhecimento técnico e ampla rede de infra-estrutura no Brasil,
atraímos parceiros em nossas atividades de exploração, desenvolvimento, refino e energia tais como a Repsol-YPF,
ExxonMobil, Shell, Chevron, Statoil e Total. A parceria com outras empresas nos permite compartilhar riscos,
compromissos de capital e tecnologia em nosso desenvolvimento e expansão contínuos.
Podemos enfrentar riscos significativos em nossa capacidade para tirar total vantagem dessas vantagens
competitivas. Vide o Item 3. “Principais Informações — Fatores de Risco.”
Estratégia
Pretendemos continuar a expandir nossas atividades de exploração e produção de petróleo e gás e buscar
investimentos estratégicos dentro e fora do Brasil para desenvolver ainda mais nossos negócios. Buscamos evoluir
da maior empresa integrada de petróleo e gás no Brasil para uma líder no setor de energia na América Latina e uma
significativa empresa de energia internacional. De acordo com nosso Plano Estratégico e para ampliar essas metas,
pretendemos:
Consolidar e aumentar as vantagens competitivas no mercado brasileiro e sul-americano de petróleo e derivados
Nosso Plano de Negócios de 2007-2011 contempla investimentos de aproximadamente US$ 40,7 bilhões
nas atividades de exploração e desenvolvimento no Brasil. Por esses investimentos, planejamos implementar 15
28
projetos de grande porte, entre outros, que visam aumentar a produção para 2.374 mil barris por dia até 2011. Nosso
Plano de Negócios de 2007-2011 contempla investimentos de aproximadamente US$ 8,5 bilhões nas atividades de
exploração e desenvolvimento fora do Brasil. Esses investimentos serão principalmente em atividades de exploração
e desenvolvimento na América do Sul. Em dezembro de 2006, tínhamos direitos de exploração, desenvolvimento e
produção em 89,87 milhões de acres brutos e 46,84 milhões de acres líquidos (363.700 quilômetros quadrados
brutos e 189.500 quilômetros quadrados líquidos) fora do Brasil.
Ao mesmo tempo que buscamos expandir a produção, pretendemos aumentar as reservas provadas, com
foco na exploração em águas profundas no Brasil. Temos direitos de exploração, desenvolvimento e produção
líquidos em 33,8 milhões de acres (136.772 quilômetros quadrados) no Brasil. Esperamos continuar a participar de
forma seletiva com as principais empresas de petróleo e gás regionais e internacionais em licitações para novas
concessões e no desenvolvimento de grandes campos marítimos.
Nossa produção doméstica em 2006 abasteceu aproximadamente 80% do mix de petróleo para nossas
operações de refinaria no Brasil, o mesmo nível que em 2005, e 76% em 2004. Esperamos um aumento na
porcentagem do mix de petróleo a ser fornecido por nossa produção doméstica, conforme os investimentos em
nossas refinarias permitir. Nossas refinarias foram originalmente projetadas para processar petróleo importado leve,
enquanto nossas atuais reservas e produção consistem cada vez mais de petróleo mais pesado. Estamos em processo
de aprimorar e adaptar nossas refinarias para melhor processar nossa produção doméstica de petróleo mais pesado.
Em virtude de nossa capacidade doméstica de refino constituir 98,4% da capacidade brasileira de refino, atendemos
quase toda a necessidade de produtos refinados de atacadistas terceiros, exportadores e empresas petroquímicas,
além de satisfazer nossas exigências de consumo interno a respeito de operações de comercialização atacadista e
mix petroquímico.
Expandir de forma seletiva as atividades internacionais de uma forma integrada com os negócios da Empresa.
No curto prazo, esperamos realizar uma expansão internacional usando nossa base de ativos existente ou
participando de parcerias seletivas nas atividades essenciais nas quais temos uma vantagem competitiva.
Consideramos que nossas atividades essenciais sejam integradas às operações de petróleo e gás por toda a América
do Sul e de exploração e desenvolvimento em águas profundas fora da Costa do Golfo dos EUA, Colômbia e Oeste
da África. Também temos participações de exploração em Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, Peru,
Moçambique, Nigéria, Guiné Equatorial, Irã, Golfo do México, Tanzânia, Turquia e Líbia.
Desenvolver e liderar o mercado doméstico de gás natural e atuar de uma forma integrada no mercado de gás e
energia no Cone Sul
Por meio de nossa participação em todos as áreas do mercado de gás natural, no Brasil e no exterior,
buscamos atender à demanda doméstica de gás natural. Pretendemos continuar a expandir nossa participação no
mercado de gás natural:
•
pelo desenvolvimento do setor de gás natural de uma forma integrada com outras áreas de nossa
Empresa na cadeia de produção e consumo; e
•
tirando vantagem das oportunidades crescentes no setor de energia de uma forma integrada com outras
áreas do mercado de gás natural nas quais nossa Empresa já opera.
Como resultado de nossos investimentos e da crescente importância do gás natural como uma alternativa de
energia mais limpa, prevemos que a proporção de receitas e ativos representados pelas operações de gás natural
aumentará, levando a um maior impacto dessas atividades em nossos resultados operacionais.
29
Expandir de forma seletiva nossas atividades no mercado de petroquímicos
Pretendemos expandir as atividades nos mercados de petroquímicos e de fertilizantes buscando parcerias
estratégicas e criando sinergias com nossos negócios existentes. Nosso Plano de Negócios de 2007-2011 contempla
investimentos de aproximadamente US$ 3,2 bilhões em negócios petroquímicos. Esse investimento visará a
produção crescente de nossos petroquímicos básicos, incluindo poliolefinas (polietileno e polipropileno), ácido
acrílico e ácido tereftálico. Acreditamos que o crescimento das atividades petroquímicas gerará sinergias com as
atividades de refino e pretendemos aproveitar o benefício do crescimento previsto no mercado petroquímico no
Brasil.
Ter um desempenho seletivo no mercado de energia renovável
Pretendemos desenvolver algumas alternativas de energia renovável no Brasil. Nossas prioridades para
investimentos em fontes de energia renovável são:
•
O diesel do processo HBIO. A tecnologia HBIO tem sido desenvolvida pela unidade de pesquisa e
desenvolvimento da Petrobras como um dos projetos do programa de tecnologia de refino da Petrobras.
Esse processo envolve a hidroconversão catalítica de misturas de frações de diesel e óleo vegetal em
um reator de HDT em condições controladas de alta temperatura e pressão de hidrogênio. Os
triglicérides do óleo vegetal são transformados em cadeias de hidrocarbono linear, similares às que já
existem no diesel vindo do petróleo, porém, sem geração de resíduo e com uma pequena produção de
propano; e
•
Energia de biomassa.
Visão Geral por Segmento de Negócios
Exploração, Desenvolvimento e Produção
Resumo e Estratégia
Nossa área de exploração e produção inclui atividades de exploração, desenvolvimento e produção no
Brasil. Começamos a produção doméstica em 1954 e a produção internacional em 1972. Em 31 de dezembro de
2006, nossas reservas provadas líquidas estimadas de petróleo e gás natural no Brasil eram de aproximadamente
10,573 bilhões de barris de óleo equivalente. O petróleo representava 85% e o gás natural representava 15% dessas
reservas. Nossas reservas provadas estão localizadas principalmente na Bacia de Campos.
Durante 2006, nossa produção média doméstica diária era de 1.778 mil barris por dia de petróleo e LGN e
1.660 bilhões de pés cúbicos de gás natural ao dia. Nossa média total de custos de extração para petróleo e gás
natural em 2006 era de US$ 6,59 por barril de óleo equivalente no Brasil (excluindo participação governamental).
Conduzimos atividades de exploração, desenvolvimento e produção no Brasil por contratos de concessão.
De acordo com os termos da Lei do Petróleo, em 1998 obtivemos os direitos de concessão para áreas nas quais já
estávamos produzindo ou pudéssemos demonstrar que poderíamos explorar ou desenvolver dentro de um
determinado período. Nos referimos a essas concessões como Rodada zero. Em algumas das concessões, tínhamos
joint ventures com parceiros estrangeiros para explorar e desenvolver as concessões. Junto à maior parte desses
acordos, recebemos uma participação de capital para investimentos feitos durante a fase de exploração, com nossos
parceiros incorrendo todos os investimentos até o desenvolvimento de uma descoberta comercial iniciar. Desde
então, temos participado em todas as rodadas para novas áreas de concessão no Brasil conduzidas pela Agência
Nacional de Petróleo (ou ANP).
Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos 459 áreas, representando 33.796 mil acres líquidos (136.772
quilômetros quadrados). Temos atualmente contratos de joint venture para exploração e produção no Brasil com 25
empresas estrangeiras e domésticas. Também atuamos nas atividades de exploração e produção fora do Brasil. Para
obter uma descrição completa de nossas atividades internacionais, consultar “— Internacional — Exploração e
Produção”.
30
Nossas principais estratégias na exploração, desenvolvimento e produção no Brasil são aumentar a
produção e reservas por meio:
•
do fortalecimento de nossa experiência em águas profundas e ultraprofundas;
•
da operação em terra e em águas rasas, como foco das oportunidades lucrativas;
•
da implementação de novas práticas e novas tecnologias para aumentar a recuperação de reserva;
•
do aumento dos esforços de exploração e desenvolvimento em novos territórios para garantir um índice
sustentável de reserva/produção. ;
•
da garantia da auto-suficiência brasileira a longo prazo em petróleo, com a produção atingindo
aproximadamente 20% acima do consumo doméstico até 2015;
•
da otimização do desenvolvimento de nossas reservas provadas existentes, especialmente pela
expansão da produção de óleo leve; e
•
da aceleração da produção e abastecimento de gás natural.
Principais Regiões Domésticas de Produção de Petróleo e Gás
Nossa produção diária anual no Brasil cresceu de forma consistente com o decorrer dos anos. Em 1970,
produzimos 164 mil barris por dia de petróleo, condensado e líquidos de gás natural no Brasil. Aumentamos a
produção para 181 mil barris por dia em 1980, 654 mil barris por dia em 1990, 1.271 mil barris por dia em 2000 e
1.778 mil barris por dia em 2006. Ao descrever nossas regiões de produção de petróleo e gás, reservatórios se
referem formações subterrâneas contendo petróleo e gás passíveis de produção. Campos são áreas que contêm um
ou mais reservatórios. Blocos são seções de uma bacia sedimentar onde conduzimos atividades de exploração e
produção de petróleo e gás de acordo com contratos de concessão.
Nossas principais regiões domésticas de produção de petróleo e gás são:
Bacia de Campos
A Bacia de Campos é a maior região de produção de petróleo e gás, e cobre aproximadamente 28,4 milhões
de acres (115 mil quilômetros quadrados). Como as atividades de exploração nesta área começaram em 1968, mais
de 60 reservatórios de hidrocarboneto foram descobertos nesta região, incluindo oito grandes campos de petróleo em
águas profundas e ultraprofundas. Atualmente tempos direitos de exploração em 32 blocos nessa Bacia, que estão
agrupados em 13 contratos de bloco, com uma área de exploração de 11,1 mil km2. Em termos de reservas provadas
de hidrocarboneto e produção anual, a Bacia de Campos é a maior bacia de petróleo no Brasil e uma das áreas mais
prolíferas de petróleo e gás na América do Sul. O volume anual de produção de petróleo na região aumentou
constantemente nos últimos dez anos até 2004, quando a produção de petróleo na Bacia de Campos diminuiu para
1.204 mil barris por dia de 1.252 mil barris por dia em 2003. Em 2005, a produção de petróleo na Bacia de Campos
aumentou para 1.405 mil barris por dia e em 2006, aumentou para 1.468 mil barris por dia. A produção de petróleo
da Bacia de Campos respondeu por aproximadamente 83% da produção brasileira de petróleo em 2006.
Em 31 de dezembro de 2006, produzimos petróleo a partir de 36 campos na Bacia de Campos e suas
reservas provadas de petróleo eram de 7,85 bilhões de barris, representando 87,3% de nossas reservas provadas
totais de petróleo. Em 2006, o petróleo que produzimos na Bacia de Campos teve uma média de 23,2 graus API e
uma média de corte de água de 1%. Atualmente temos 29 sistemas de produção flutuante, 14 plataformas fixas e
4.969 quilômetros de dutos e tubos flexíveis operando em 36 campos com profundidade de 262 a 6.188 pés (80 a
1.886 metros) na Bacia de Campos.
Bacia do Espírito Santo
Fizemos diversas descobertas de óleo leve e gás natural na Bacia do Espírito Santo. Atualmente temos
direito de explorar 48 blocos nesta Bacia, que estão agrupados em 23 contratos de bloco, 13 em terra e 10 no mar,
31
com área de exploração de 9,9 mil quilômetros quadrados. Durante 2006, produzimos 77,3 mil barris de óleo
equivalente ao dia de petróleo e gás natural na Bacia do Espírito Santo (19,7 mil barris de óleo equivalente em terra
e 57,6 mil barris de óleo equivalente no mar). Em 21 de fevereiro de 2006, começamos a produção de gás no Campo
de Peroá.
Bacia de Santos
A Bacia de Santos representa uma das áreas de exploração mais promissoras. Em janeiro de 2006,
aprovamos o Plano Mestre para o Desenvolvimento da Produção de Gás Natural e Petróleo na Bacia de Santos, com
uma base de exploração e produção na cidade de Santos, no estado de São Paulo. Atualmente temos direitos de
explorar 55 blocos na Bacia de Santos, que estão agrupados em 32 contratos de bloco, com uma área de exploração
de 41,2 mil quilômetros quadrados. A produção atual de petróleo e gás natural é de 9,24 mil barris de óleo
equivalente ao dia nos campos Coral e Merluza.
Propriedades
A tabela a seguir estabelece nossa área bruta e líquida desenvolvida e não desenvolvida por região de óleo e
produção de gás natural e petróleo associado:
Extensão em Acres
31 de dezembro de 2006
Desenvolvida
Não Desenvolvida
Bruta(2)
Líquida(2)
Bruta(2)
Líquida(2)
Brasil(1)
(3)
(4)
Média de
Produção de
Petróleo e
Gás Natural do
Exercício
Findo em 31
de dezembro
de:
2005(1)(4)
(barris de óleo equivalente
ao dia) (3)
(em acres)
(1)
(2)
Média de
Produção de
Petróleo e
Gás Natural
do Exercício
Findo em 31
de dezembro
de:
2006(1)(4)
Marítima
Bacia de Campos ......................................................1.706.226
Outras marítimas....................................................... 310.358
Total marítimo..................................................2.016.583
Continental ................................................................ 1.019.781
Total do Brasil................................................................ 3.036.364
1.587.370
280.459
1.867.829
1.019.782
2.887.611
399.808
690.892
1.090.700
138.129
1.228.829
388.441
665.193
1.053.634
138.129
1.191.763
1.594.820
120.147
1.714.967
339.327
2.054.294
1.530.147
64.510
1.594.657
363.203
1.957.860
Internacional ................................................................
Continental ................................................................ 3.634.675
Marítimo .......................................................................... 113.457
Total do Internacional ........................................................3.748.132
2.334.637
31.893
2.366.530
2.306.486
332.816
2.639.302
1.507.738
68.185
1.575.923
233.915
9.377
243.292
245.828
12.909
258.737
Total ................................................................ 6.784.496
5.254.141
3.868.131
2.767.686
2.297.586
2.216.597
Mais de 77% de nossa produção de gás natural foi de gás associado em 2006 e 2005.
Um acre bruto é um acre no qual uma participação de trabalho é detida. O número de acres brutos é o número total de acres
no qual uma participação de trabalho é detida. Um acre líquido é considerado existente quando a soma das participações de
trabalho fracionárias detidas nos acres brutos for igual a um. O número de acres líquidos é a soma das participações de
trabalho fracionárias detidas nos acres bruto expressos como números inteiros e suas frações.
Vide na “Tabela de Conversão” os índices usados para converter pés cúbicos de gás natural em barris de óleo equivalente.
Inclui os volumes da produção de reservas de óleo de xisto, líquidos de gás natural e gás reinjetado, que não estão incluídos
em nossos valores de reservas provadas.
32
A tabela a seguir apresenta o total de nossos poços produtivos brutos e líquidos em 31 de dezembro de
2006:
Petróleo
Poços Produtivos Brutos
Brasil .........................................................................................
Internacional..............................................................................
Total ..........................................................................................
Poços Produtivos Líquidos
Brasil .........................................................................................
Internacional..............................................................................
Total ..........................................................................................
Poços Produtivos
Gás
Total
9.058
5.873
14.931
484
354
838
9.542
6.227
15.769
9.046
4.237
13.283
484
236
720
9.530
4.473
14.003
Os poços produtivos são aqueles que produzem ou são capazes de produzir. Um poço bruto é aquele no
qual uma participação é detida. O número de poços brutos é o número total de poços nos quais uma participação é
detida. Um poço líquido é considerado existente quando a soma das participações fracionárias detidas em poços
brutos for igual a um. O número de poços líquidos é a soma das participações fracionárias detidas em poços brutos
expressa como números inteiros e suas frações.
Experiência em Águas Profundas
Somos líderes em perfuração em águas profundas, com know-how reconhecido em exploração,
desenvolvimento e produção em águas profundas. Desenvolvemos a know-how durante muitos anos e atingimos
significativos pontos de referência, incluindo o seguinte:
•
Em janeiro de 2003, perfuramos o segundo poço multilateral em águas profundas horizontal do mundo
no campo de Barracuda-Caratinga, na Bacia de Campos, em uma água com profundidade de 2.999 pés
(914 metros), consistindo de duas pernas para cada poço;
•
Em 31 de dezembro de 2006, estávamos operando 62 poços em águas com profundidade superior a
3.281 pés (1.000 metros);
•
Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos perfurado 565 poços em águas com profundidade superior a
3.281 pés (1.000 metros), sendo o poço mais profundo um poço de exploração em águas com
profundidade de 9.360 pés (2.853 metros).
Em virtude de muitos dos campos de petróleo mais ricos do Brasil estarem localizados no mar em águas
profundas, pretendemos continuar a manter o foco na tecnologia de produção em águas profundas para aumentar
nossas reservas provadas e futura produção doméstica. Vide o Item 5. “Análise Operacional e Financeira e
Perspectivas — Pesquisa e Desenvolvimento.” Nossos principais esforços de exploração e desenvolvimento
envolvem campos no mar próximos aos campos existentes e infra-estrutura de produção, onde os custos de
perfuração mais altos foram compensados pelos índices mais altos de sucesso de perfuração e produção
relativamente mais alta. Em uma base por poço, os custos de exploração, desenvolvimento e produção no mar são,
em geral, mais altos do que os custos no continente. Acreditamos, entretanto, que a produção marítima seja eficiente
em termos de custo visto que, historicamente:
•
Tivemos mais êxito na descoberta e desenvolvimento de petróleo no mar, como resultado da existência
de um número e tamanho maiores de reservatórios de petróleo no mar em comparação aos
reservatórios em terra e um volume maior de dados sísmicos no mar coletados; e
•
Fomos capazes de distribuir o total dos custos de exploração, desenvolvimento e produção em uma
ampla base, considerando o tamanho e a produtividade de nossas reservas no mar. A produção no mar
33
excedeu a produção em terra na proporção de produção por barril de 6,94/1 em 2006, 5,92/1 em 2005,
4,96/1 em 2004.
Atualmente extraímos hidrocarbonetos de poços no mar em águas com profundidades de até to 6.188 pés
(1.886 metros), e estamos desenvolvendo uma tecnologia para permitir a produção a partir de poços em águas com
profundidade de até 9.843 pés (3.000 metros). Está estabelecida abaixo a distribuição, por profundidade de água, da
produção de petróleo no mar em 2006 e 2005.
PRODUÇÃO MARÍTIMA POR PROFUNDIDADE DE ÁGUA
Profundidade
0-400 metros (0-1.312 pés)..........................................................
400-1.000 metros (1.312 pés-3.281 pés)......................................
Mais de 1,000 metros (3.281 pés)................................................
Porcentagem em
2006
Porcentagem em
2005
17%
52%
31%
18%
56%
26%
Atividades de Exploração
Concessões no Brasil
Tivemos o direito de explorar todas as áreas de exploração, desenvolvimento e produção no Brasil como
resultado do monopólio concedido à Petrobras pelas Leis brasileiras. Quando as alterações regulamentares no setor
brasileiro de petróleo e gás iniciaram em 1998, o monopólio terminou. Em 6 de agosto de 1998, assinamos contratos
de concessão com a ANP para todas as áreas que estávamos usando até 1998. Esses contratos de concessão cobriam
397 áreas, consistindo em 231 áreas de produção, 115 áreas de exploração e 51 áreas de desenvolvimento, em uma
área total de 113,3 milhões de acres brutos (458,5 mil quilômetros quadrados).
Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos 459 áreas, consistindo em 247 áreas de produção, 154 áreas de
exploração e 58 áreas de desenvolvimento, em uma área total de 42 milhões de acres brutos (170 mil quilômetros
quadrados). Essa área total representa 2,7% das bacias sedimentares brasileiras.
Recentes descobertas
O destaque de exploração do ano foi a descoberta de óleo leve e gás natural feita na seção pré-sal nas águas
ultraprofundas da Bacia de Santos.
Em 2006, declaramos a viabilidade comercial de 27 novos acúmulos de petróleo e gás — 18 marítimos e 9
continentais. Algumas dessas áreas foram classificadas como novos campos de petróleo e gás natural; outros foram
incorporados aos campos de petróleo e gás adjacentes. Das 27 áreas, 18 estão localizadas na área marítima das
bacias de Campos (10), Santos (4) e Espírito Santo (4); e (9) estão localizados nas áreas continentais da costa das
bacias de Potiguar (4), Reconcavo (1) e Espírito Santo (3), e na bacia Paleozóica Solimões (1).
Na Bacia de Santos, 3 áreas operadas exclusivamente pela Petrobras foram declaradas comerciais e
transformadas nos campos de petróleo e gás natural de Tambuatá, Pirapitanga e Carapiá. Uma outra área foi
incorporada ao limite do campo de gás Mexilhão. Também temos participações de trabalho de 40% em 2 outras
áreas declaradas comerciais pela Shell, na qualidade de operadora, no norte da Bacia de Santos.
Após as declarações de comercialidade, consideramos a descoberta de óleo leve e gás natural feita na seção
pré-sal nas águas ultraprofundas da Bacia de Santos a notícia mais importante do ano. Para atingir os reservatórios
de óleo leve e gás natural, mais de 2.000 metros de camada de sal foram perfuradas em uma profundidade de mais
de 2.000 metros. Essa descoberta é promissora para a exploração da seção pré-sal nas águas profundas e ultraprofundas da Bacia de Santos, bem como nas águas profundas e ultra-profundas de outras bacias na Margem
Brasileira.
34
Na área marítima da Bacia do Espírito Santo, 2 novos campos, o Carapó e o Camarupim, foram definidos, e
2 outras áreas foram incorporadas aos ring-fences dos campos Golfinho e Canapu. Na área continental, 3 novos
campos de óleo foram definidos: os campos Saira, Seriema e Tabuiaiá.
As declarações de viabilidade comercial na Bacia de Campos incluem 10 novas áreas. Sete delas foram
classificadas como os novos campos de Maromba, Carataí, Carapicu, Catuá, Caxaréu, Mangangá e Pirambú. Três
outros foram incorporados aos ring-fences existentes dos campos Marlim Leste, Viola e Baleia Azul. Uma outra
descoberta importante foi feita dentro dos limites do ring-fence do campo Roncador, em reservatórios mais
profundos do que os reservatórios que em geral produzem esses volumes.
Cinco outras declarações de viabilidade comercial foram feitas nas bacias continentais norte-nordeste.
Quatro delas originaram os novos campos de Tangará (Bacia do Reconcavo) e Pintassilgo, Patativa e Jaçanã (Bacia
Potiguar). Uma outra área foi incorporada ao ring-fence do Campo Baixa do Juazeiro, e a Bacia Paleozóica
Solimões (no campo de Araracanga) foi declarada comercial.
Tivemos um índice de sucesso de 48,7% para nossos poços de exploração durante 2006, com 39 poços dos
80 poços exploratórios classificados como poços de descoberta ou produção.
Leilões de direitos de exploração
Desde 1999, a ANP conduziu leilões de direitos de exploração, que são abertos para a Petrobras e para
empresas qualificadas. Concorremos nos leilões públicos, adquirindo um grande número de direitos de exploração,
conforme detalhado na tabela abaixo. Também abandonamos um número considerável de áreas exploratórias nas
quais não estávamos interessadas ou não obtivemos sucesso na exploração.
35
A tabela abaixo resume nosso sucesso nas rodadas de licitação de exploração conduzidas pela ANP durante
os últimos três anos:
Exploração
Evento
Áreas mantidas (31 de dezembro de 2003)................................
Áreas obtidas na Licitação, Rodada 6 .............................................
Áreas obtidas por aquisições (BT-REC-4, BT-POT-9, BT-ES4, BM-C-14, BM-S-14 e BM-S-22)...........................................
Concessão conjunta SMI para PJ (4) ..............................................
Nova Concessão (15 de janeiro de 2004) (Baleia Franca).............
Nova Concessão (15 de janeiro de 2004) (Golfinho) ....................
Nova Concessão (15 de janeiro de 2004) (Mexilhão)....................
Nova Concessão (19 de janeiro de 2004) (Azulão)........................
Nova Concessão (19 de janeiro de 2004) (Japim)..........................
Nova Concessão (30 de agosto de 2004) (Piranema).....................
Nova Concessão (20 de dezembro de 2004) (Baleia Anã) ............
Nova Concessão (20 de dezembro de 2004) (Baleia Azul) ...........
Nova Concessão (20 de dezembro de 2004) (Baleia Bicuda) .......
Nova Concessão (22 de dezembro de 2004) (Salema Branca)......
Áreas mantidas (31 de dezembro de 2004)................................
Áreas obtidas na Licitação, Rodada 7…………………...
Áreas abandonadas (até 31 de dezembro de 2005) (BM-FZA1)……
Nova Concessão (1o de fevereiro de 2005) (Jandaia)………
Nova Concessão (4 de abril de 2005) (Anambé)……………
Nova Concessão (14 de julho de 2005) (Acauã)……………
Nova Concessão (24 de novembro de 2005) (Inhambu)……
Nova Concessão (27 de dezembro de 2005) (Papa-Terra)…..
Nova Concessão (29 de dezembro de 2005) (Uruguá)………
Nova Concessão (29 de dezembro de 2005) (Tambaú)……
Nova Concessão (29 de dezembro de 2005) (Canapú)………
Áreas redefinidas (17 de janeiro de 2005) (Rio Joanes)……
Áreas redefinidas (1o de fevereiro de 2005) (Fazenda Sori)..
Áreas redefinidas (25 de fevereiro de 2005) (Camaçari)……
Áreas redefinidas (3 de março de 2005) (Jandaia)…………
Áreas redefinidas (1o de abril de 2005) (Fazenda Matinha)…
Áreas redefinidas (12 de abril de 2005) (Quererá)…………..
Áreas redefinidas (18 de junho de 2005) (Rio da Serra)…….
Áreas redefinidas (11 de agosto de 2005) (Anambé)….……
Áreas redefinidas (13 de agosto de 2005) (Fazenda Santa
Rosa)......... ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........ ........
Áreas redefinidas (24 de novembro de 2005) (Inhambu)……
Concessão conjunta BBI para CHT(5)............................................
Concessão conjunta NPE para DEN (6)
Total de áreas mantidas (em 31 de dezembro de 2005)............
Áreas líquidas mantidas em milhares de acres (em 31 de
dezembro de 2005).....................................................................
Áreas obtidas na Rodada 8
Áreas abandonadas (até 31 de dezembro de 2006)
Novas Concessões
Áreas redefinidas
Total de áreas mantidas (em 31 de dezembro de 2006)
Área líquida mantida em milhares de acres (em 31 de
dezembro de 2006).....................................................................
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
COG – Córrego Grande, CCN – Córrego Cedro Grande
CDL – Cardeal, MP – Massapê
CR – Curió, FBL – Fazenda Belém
SMI – São Miguel, PJ – Pajeú
BBI – Baleia Bicuda, CHT – Cachalote
36
Desenvolvimento
Produção
Total
54
36
35
0
234
0
323
36
6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
96
39
0
0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
45
0
0
(1)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
233
0
6
(1)
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
374
39
(1)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1
1
1
1
1
1
1
(1)
(1)
(1)
(1)
(1)
(1)
(1)
(1)
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1
1
1
1
1
1
1
(1)
1
1
1
1
1
1
1
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
134
(1)
(1)
(1)
(1)
41
1
1
0
0
243
0
0
(1)
(1)
418
31.727
21
(1)
0
0
154
523
0
0
25
(8)
58
3.008
0
(4)
0
8
247
35.258
21
(5)
25
0
459
29.716
1.192
2.888
33.796
(6)
NPE – Norte de Pescada, DEN – Joint Ventures Dentão
Na Rodada 8, realizada em 28 de dezembro de 2006, adquirimos 21 novas concessões de exploração, 14 a
serem operadas em parceria. Como o leilão público conduzido pela ANP foi interrompido por uma decisão judicial,
os contratos de exploração não foram assinados com a ANP, e conseqüentemente, os 14 contratos de exploração
com os parceiros ainda não foram finalizados.
Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos 154 contratos de exploração e 305 contratos de produção. Em 69
dos 154 contratos de exploração, somos exclusivamente responsáveis por conduzir as atividades de exploração.
Nossa participação varia de 20% a 85% nos 85 contratos de exploração em parceria, e em 54 deles somos
responsáveis por conduzir as atividades de exploração. Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos parcerias na
exploração com 21 empresas estrangeiras e domésticas.
Atividades de Perfuração
Durante 2006, perfuramos um total de 411 poços, 331 poços de desenvolvimento e 80 poços exploratórios.
Desses poços, 283 poços de desenvolvimento e 50 poços exploratórios estavam localizados em terra e 48 poços de
desenvolvimento e 30 poços exploratórios estavam localizados no mar. Esses números se referem aos poços que
perfuramos em 2006, porém, esses poços podem não ter sido avaliados ou reclassificados em 2006.
Planejamos expandir as atividades de exploração e desenvolvimento em 2007:
•
perfurando aproximadamente 114 novos poços exploratórios e aproximadamente 400 novos poços de
desenvolvimento;
•
emitindo e processando levantamentos sísmicos bidimensionais e tridimensionais; e
•
construindo instalações de produção e suporte em terra e no mar.
A tabela a seguir apresenta nossa frota de unidades de sondas de perfuração. Usaremos essas sondas de
perfuração próprias e alugadas para dar suporte às futuras atividades de exploração, produção e desenvolvimento. A
maior parte das sondas de perfuração marítima é operada na Bacia de Campos.
UNIDADES DE PERFURAÇÃO
2006
Brasil
Sondas terrestres para exploração
e desenvolvimento em terra ....................
Próprias ..................................................
Alugadas ................................................
Sondas semi-submersíveis ............................
Próprias ..................................................
Alugadas ................................................
Navios sonda...................................................
Próprias ..................................................
Alugadas ................................................
Sondas auto-elevatórias................................
Próprias ..................................................
Alugadas ................................................
Sondas em módulos para exploração e
desenvolvimento no mar..........................
Próprias ..................................................
Alugadas ................................................
Total ................................................
2005
Internacional
Brasil
2004
Internacional
Brasil
Internacional
19
13
6
20
4
16
8
0
8
6
5
1
22
0
22
3
0
3
1
0
1
1
0
1
22
13
9
17
3
14
7
0
7
7
6
1
19
0
19
1
0
1
2
0
2
1
0
1
19
13
6
18
4
14
7
0
7
6
6
0
28
0
28
0
0
0
1
0
1
0
0
0
10
6
4
0
0
0
11
9
2
0
0
0
11
8
3
0
0
0
63
27
64
23
61
29
37
Atividades de Desenvolvimento
O desenvolvimento ocorre após a conclusão da exploração e avaliação, e antes da produção de
hidrocarboneto, e envolve a instalação de unidades de produção incluindo plataformas e dutos. Temos um programa
ativo de desenvolvimento nos campos existentes e na descoberta e recuperação de novas reservas. Desde a década
de 1980, nos concentramos em investimentos de desenvolvimento nos campos em águas profundas localizados na
Bacia de Campos, onde a maior parte de nossas reservas provadas estão localizadas. Desenvolvemos campos em
estágios de produção, que denominamos módulos. Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos um total de 8.412 poços
produzindo petróleo e gás no Brasil, dos quais 7.699 estavam em terra e 713 estavam no mar.
A tabela a seguir descreve nossos principais projetos de desenvolvimento de produção nas diversas bacias
e sua capacidade de produção:
Principais Projetos de Desenvolvimento de Produção Doméstica
Campo
Tipo
da
Água
Unida Unidade de Capacidade Profunda
de
Produção
(bpd)
(m)
Poços de
Produção
Poços de
Injeção
Colocação em
Funcionamento
(ano)
Albacora Leste (1)
FPSO
P-50
180.000
1.230
17
14
2.006
Golfinho – Módulo 1
FPSO
Capixaba
100.000
1.300
5
3
2.006
Jubarte – Fase I
FPSO
P-34
60.000
1.350
4
-
2.006
Espadarte – Módulo 2
FPSO
Cidade do
Rio de
Janeiro
100.000
1.350
5
4
2.007
Golfinho – Módulo 2
FPSO
Cidade de
Vitória
100.000
1.360
5
3
2.007
Piranema
SS
P-300
30.000
1.090
3
3
2.007
Roncador – fase II
SS
P-52
180.000
1.800
18
11
2.007
FPSO
P-54
180.000
1.400
11
6
2.007
FPSO
Cidade de
Niterói
100.000
1.400
8
0
2.008
SS
P-51
180.000
1.255
10
9
2.008
Frade (2)
Marlim Leste
FPSO
FPU
n/a
P-53
100.000
180.000
900
1.090
12
14
7
7
2.009
2.009
Jubarte – Fase II
FPSO
P-57
180.000
1.300
15
7
n/a
Parque das Conchas (3)
n/a
n/a
100.000
1.600
n/a
n/a
2.011
Roncador - Módulo 3
SS
P-55
180.000
1.795
11
7
n/a
Roncador – Módulo 2
Jabuti
Marlim Sul – Módulo 2
Observação
Alugado da
SBM
Alugado da
Modec
Alugado da
Saipen
Alugado da
Sevan
Marine
Alugado da
Modec
(1) Petrobras (operadora) 90%, YPF 10%.
(2) Petrobras 30%, Chevron (operadora) 51.74%, Frade Japão 18.26%.
(3) Petrobras 35%, Shell (operadora) 50%, ONGC 15%.
Abreviações:
SS = Semi-submerso
FPSO = Unidade Flutuante, Produção, Armazenagem e Descarregamento
FPU = Unidade Flutuante e de Produção
Alguns desses campos estão sendo financiados por project financings. Vide o Item 5. “Análise Operacional
e Financeira e Perspectivas—Liquidez e Recursos de Capital—Project Finance.”
38
Atividades de Produção
Nossas atividades domésticas de produção de petróleo e gás natural envolvem campos localizados na
plataforma continental do Brasil na costa de nove estados brasileiros, dos quais a Bacia de Campos é a região mais
importante, e em terra em oito estados brasileiros. Também estamos produzindo petróleo e gás natural em nove
outros países: Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, México, Peru, Estados Unidos e Venezuela. Vide
“—Internacional.”
A tabela a seguir estabelece a produção média diária de petróleo e gás natural, o preço médio de venda e os
custos médios de extração para 2006, 2005 e 2004:
Do Exercício Findo em 31 de dezembro de
2006
2005
2004
Produção de Petróleo e LGN (em mil de barris por dia)
Brasil (1)
No mar
Bacia de Campos......................................................................................
Outras........................................................................................................
Total no mar .......................................................................................................
Em terra .........................................................................................................
Total no Brasil ....................................................................................................
Internacional .......................................................................................................
Produção internacional não consolidada (2)................................
Total da produção de petróleo e LGN ..........................................................
Preço Médio de Venda de Petróleo e LGN (dólares norteamericanos por Bbl)
Brasil ...................................................................................................................
Internacional .......................................................................................................
Produção de Gás Natural (em milhões de pés cúbicos por dia)
Brasil(3)
No mar
Bacia de Campos......................................................................................
Outras........................................................................................................
Total no mar .......................................................................................................
Em terra ..............................................................................................................
Total Brasil .........................................................................................................
Internacional .......................................................................................................
Produção internacional não consolidada (2)................................
Total gás natural produção ............................................................................
Preço Médio de Venda de Gás Natural (dólares norte-americanos
por Mcf)
Brasil(4) ..............................................................................................................
Internacional(5) ..................................................................................................
Custos médios de Extração (óleo e gás natural) (dólares norteamericanos por barris de óleo equivalente)
Brasil
Com participação governamental.................................................................
Sem participação governamental .................................................................
Internacional .......................................................................................................
(1)
(2)
1.468
78
1.546
232
1.778
130
12
1.920
$
54,71
44,02
1.405
36
1.441
243
1.684
163
1.847
$
759
257
1.016
644
1.660
595
12
2.267
45,42
34,91
1.204
38
1.242
251
1.493
168
1.661
$
752
172
924
719
1.643
575
2.218
33,49
26,51
645
184
829
762
1.590
564
2.154
$
2,61
2,16
$
2,17
1,64
$
1,93
1,17
$
17,64
6,59
3,36
$
14,73
5,73
2,90
$
10,72
4,28
2,60
Os números brasileiros incluem a produção das reservas de óleo de xisto e líquidos de gás natural, que não estão incluídos
em nossos valores de reservas aprovadas.
Empresas de equivalência patrimonial na Venezuela. (3) Os valores brasileiros incluem volumes de gás reinjetado, que não
estão incluídos em nossos números de reservas provadas.
39
(4)
(5)
Exclui (1) custos gerais de exploração e produção; (2) custos relacionados a transferências de derivados para nossa divisão
de exploração e produção; (3) custos da venda de derivados produzidos em plantas naturais supervisionadas por nossa
gerência de exploração e produção; e (4) preço de petróleo e gás comprados de parceiros em certas joint ventures.
Exclui (1) royalties; (2) participação especial do governo; e (3) aluguel de áreas.
A produção média brasileira de petróleo e LGN de 2006 aumentou 5,6 % em relação a 2005, atingindo
1.778 mil barris por dia, principalmente como resultado da entrada em operação da plataforma P-50 em abril de
2006, da FPSO - Capixaba em maio de 2006, da plataforma P-34 em dezembro de 2006.
Reservas
Nossas reservas provadas mundiais estimadas de petróleo e gás natural em 31 de dezembro de 2006
totalizavam 11,46 bilhões de barris de óleo equivalente, incluindo:
•
9,48 bilhões de barris de petróleo e LGN; e
•
11.843,4 bilhões de pés cúbicos de gás natural.
Calculamos as reservas com base nas previsões da produção do campo, que depende de diversos
parâmetros técnicos, tais como interpretação sísmica, mapas geológicos, testes de poços e dados econômicos. Todas
as estimativas de reserva envolvem algum grau de incerteza. A incerteza depende principalmente do valor dos dados
geológicos e de engenharia confiáveis disponíveis no momento da estimativa e da interpretação desses dados.
Portanto, as estimativas são feitas usando os dados mais confiáveis no momento da estimativa, de acordo com as
melhores práticas no setor de óleo e gás.
A DeGolyer e MacNaughton, ou D&M, analisou e certificou 92% de nossas estimativas de reserva
provadas domésticas de petróleo, condensado e gás natural em 31 de dezembro de 2006. As estimativas para
certificação foram realizadas de acordo com a Norma 4-10 do Regulamento S-X da SEC.
Em 31 de dezembro de 2006, nossas reservas provadas domésticas desenvolvidas de petróleo
representavam 44% de nosso total de reservas provadas domésticas desenvolvidas e não desenvolvidas de petróleo.
Nossas reservas provadas domésticas desenvolvidas de gás natural representavam 44% de nosso total de reservas
provadas domésticas desenvolvidas e não desenvolvidas de gás natural. O total de reservas provadas domésticas de
petróleo aumentou a uma média de crescimento anual de 3,3% nos últimos cinco anos. As reservas provadas de gás
natural aumentaram a uma média de crescimento anual de 6,5% durante o mesmo período.
A tabela a seguir estabelece nossas reservas provadas líquidas estimadas desenvolvidas e não desenvolvidas
e reservas provadas líquidas desenvolvidas de petróleo e gás natural por região em 31 de dezembro de 2006, 2005 e
2004:
RESERVAS PROVADAS LÍQUIDAS ESTIMADAS MUNDIAIS
Petróleo
(milhões de
barris)
Brasil
Gás
Combinado
Natural(1) (3)
(2) (3)
(bilhões de
(milhões de
pés
barris de óleo
cúbicos)
equivalente)
Petróleo
(milhões de
barris)
Internacional
Gás
Combinado
Natural (1)
(2)
(bilhões de
(milhões de
pés
barris de óleo
cúbicos)
equivalente)
Reservas
Provadas
Globais
Combinadas
(milhões de
barris de óleo
equivalente)
Reservas Provadas Líquidas Desenvolvidas e
Não Desenvolvidas:
Reservas em 31 de dezembro de 2004 ......................
Revisões de estimativas anteriores ...................
Extensões, descobertas e recuperação
melhorada.....................................................
Produção do exercício ................................................
Reservas em 31 de dezembro de 2005 ......................
Revisões de estimativas anteriores ...................
Extensões, descobertas e recuperação
melhorada.....................................................
Vendas de reservas existentes ...........................
Compra de reservas existentes ..........................
Produção do exercício .......................................
9.243,4
123,0
7.954,3
842,4
10.569,1
263,4
702,0
0,5
3.292,8
(32,6)
1.250,9
(4,97)
11.820,0
258,4
252,0
(584,5)
9.033,9
463,4
996,9
(529,8)
9.263,8
322,1
418,2
(672,8)
10.577,8
517,2
38,4
(58,8)
682,1
(15,2)
38,8
(210,9)
3.088,1
(459,1)
44,9
(93,9)
1.196,8
(91,7)
463,1
(766,7)
11.774,6
425,5
119,7
0,9
(616,0)
328,2
45,8
(532,9)
174,4
8,5
(704,8)
28,1
(4,5)
8,9
(42,6)
75,1
0,0
16,0
(209,8)
40,6
(4,5)
11,6
(77,6)
215,0
(4,5)
20,1
(782,3)
40
Brasil
Gás
Combinado
Natural(1) (3)
(2) (3)
(bilhões de
(milhões de
pés
barris de óleo
cúbicos)
equivalente)
-
Petróleo
(milhões de
barris)
Perda de Participação na Venezuela(3) ............
Transferência para Empresas Não
Consolidadas................................................
Reservas em 31 de dezembro de 2006 ......................
9.001,9
Reservas Provadas Desenvolvidas Líquidas:
Em 31 de dezembro de 2004 .....................................
Em 31 de dezembro de 2005 .....................................
Em 31 de dezembro de 2006 .....................................
Reservas Provadas nas Empresas Não
Consolidadas........................................................
Total de Reservas Provadas em 31 de dezembro
de 2006 (4) ..........................................................
(1)
(2)
(3)
4.129,8
4.071,7
3.987,7
-
(milhões de
barris)
(174,8)
9.427,0
10.573,1
(65,7)
416,3
(77,3)
2.339,1
(78,6)
806,2
(78,6)
11.379,3
4.427,6
4.088,8
4.115,4
4.867,7
4.753,2
4.673,6
383,1
365,9
232,9
2.495,2
2.333,7
1.758,0
799,0
754,9
525,9
5.666,7
5.508,1
5.199,5
65,7
77,3
78,6
78,6
482,0
2.416,4
884,8
11.457,9
-
9.001,9
Petróleo
Reservas
Provadas
Globais
Combinadas
(milhões de
barris de óleo
equivalente)
(190,5)
Internacional
Gás
Combinado
Natural (1)
(2)
(bilhões de
(milhões de
pés
barris de óleo
cúbicos)
equivalente)
(93,9)
(190,5)
-
9.427,0
10.573,1
Os líquidos de gás natural são extraídos e recuperados em plantas de processamento de gás natural a partir do campo. Os
volumes apresentados para reservas de gás natural são anteriores à extração dos líquidos de gás natural.
Vide a “Tabela de Conversão” para obter os coeficientes usados para converter pés cúbicos de gás natural em barris de óleo
equivalente. A produção de óleo de xisto e as reservas associadas não estão incluídas.
Alterações em virtude de alterações contratuais (Joint Ventures com Empresas Não Consolidadas).
(4) Total de Reservas Provadas em 31 de dezembro de 2006 é igual às Reservas em 31 de dezembro de 2006 mais
as Reservas Provadas em Empresas Não Consolidadas.
As tabelas a seguir estabelecem nossas reservas provadas de petróleo e gás natural por região, em 31 de
dezembro de 2006, 2005 e 2004:
RESERVAS PROVADAS LÍQUIDAS DE PETRÓLEO POR REGIÃO
Em 31 de dezembro de
2006
Provadas
Desenvolvidas
e Não
Desenvolvidas
2005
Provadas
Desenvolvidas
Provadas
Desenvolvidas
e Não
Desenvolvidas
2004
Provadas
Desenvolvidas
Provadas
Desenvolvidas
e Não
Desenvolvidas
Provadas
Desenvolvidas
(milhões de barris)
Brasil
Marítimas
Bacia de Campos ....................
Outras.......................................
Total marítimas .......................
Continentais ..................................
Total no Brasil.............................
Internacional
Outros na América do Sul(1).......
Costa Oeste da África...................
Golfo do México...........................
Total Internacional ...............
Total.................................
(1)
7.855,4
373,7
8.229,1
772,8
9.001,9
3.305,4
131,8
3.437,2
550,5
3.987,7
7.886,0
388,3
8.274,3
759,6
9.033,9
3.395,9
101,3
3.497,2
574,5
4.071,7
8.130,4
335,4
8.465,8
777,6
9.243,4
3.422,7
106,1
3.528,8
601,0
4.129,8
408,2
42,0
31,8
482,0
9.483,9
252,2
7,4
10,0
269,6
4.257,3
625,8
42,6
13,7
682,1
9.716,0
350,8
8,6
6,5
365,9
4.437,6
678,4
11,8
11,8
702,0
9.945,4
367,0
11,8
4,3
383,1
4.512,9
Inclui Argentina, Bolívia Colômbia, Equador, Peru e as reservas proporcionais relacionadas a empresas não consolidadas
na Venezuela.
41
RESERVAS PROVADAS LÍQUIDAS DE GÁS NATURAL POR REGIÃO:
Em 31 de dezembro de
2005
2006
Provadas
Desenvolvidas
e Não
Desenvolvidas
Provadas
Desenvolvidas
Provadas
Desenvolvidas
e Não
Desenvolvidas
2004
Provadas
Desenvolvidas
Provadas
Desenvolvidas
e Não
Desenvolvidas
Provadas
Desenvolvidas
(bilhões de pés cúbicos)
Brasil
No mar
Bacia de Campos ....................
Outras.......................................
Total marítimas .......................
Continental....................................
Total no Brasil.............................
Internacional
Outras na América do Sul(1) .......
Golfo do México...........................
Total Internacional ...............
Total.................................
(1)
4.043,1
2.985,7
7.028,8
2.398,2
9.427,0
1.748,0
918,5
2.666,5
1.448,9
4.115,4
3.836,5
2.912,1
6.748,6
2.515,2
9.263,8
1.772,3
720,9
2.493,2
1.595,6
4.088,8
4.039,3
1.337,5
5.376,8
2.577,5
7.954,3
1.820,4
854,0
2.674,4
1.753,2
4.427,6
2.241,7
174,7
2.416,4
1.688,9
112,2
1.801,1
2.951,7
136,5
3.088,1
2.270,2
63,5
2.333,7
3.162,2
130,6
3.292,8
2.456,2
39,0
2.495,2
11.843,4
5.916,5
12.351,9
6.422,5
11.247,1
6.922,8
Inclui Argentina, Bolívia, Colômbia, Peru e as reservas proporcionais relacionadas a empresas não consolidadas na
Venezuela.
Vide “Informações Complementares sobre as Atividades de Produção de Petróleo e Gás” em nossas
demonstrações financeiras consolidadas auditadas para obter detalhes adicionais sobre nossas reservas provadas.
Refino, Transporte e Comercialização
Resumo e Estratégia
Nossa área de negócios de refino, transporte e comercialização abrange o refino, transporte e
comercialização de petróleo, derivados e álcool combustível, incluindo investimentos petroquímicos.
Detemos e operamos 11 refinarias no Brasil, com capacidade total de processamento de 1.986 mil barris
por dia. Com a aquisição do Grupo Ipiranga, um terço da Refinaria Ipiranga se tornou parte dos ativos da Petrobras.
Após essa aquisição, somente uma refinaria independente permanece no Brasil. Essa refinaria tem uma capacidade
total instalada de aproximadamente 30 mil barris por dia. Nossa capacidade doméstica de refino constitui 98,4% da
capacidade brasileira de refino. Construímos nove de nossas 11 refinarias antes de 1972, e concluímos a última
refinaria (Henrique Lage) em 1980. Nessa época, estávamos produzindo apenas 200 mil barris por dia de petróleo
no Brasil. Nossas refinarias foram construídas para processar petróleo leve importado. Após sua conclusão,
descobrimos grandes reservas de petróleo mais pesado no Brasil. Como resultado, estamos continuamente
melhorando e aprimorando nossas refinarias para processar petróleo pesado.
Aprovamos estudos iniciais para a construção de uma nova refinaria no Nordeste do Brasil. Com um
investimento estimado de US$ 2,5 bilhões no complexo industrial de Porto de Suape, no estado de Pernambuco, a
refinaria terá capacidade para processar 200 mil barris por dia de óleo pesado com o início das operações planejado
para 2011.
Processamos a quantidade possível de nosso petróleo produzido domesticamente através de nossas
refinarias, e suprimos a demanda restante do Brasil pela importação de petróleo (que também processamos em
nossas refinarias) e derivados. Como o aumento de nossa própria produção doméstica e o aprimoramento das
refinarias nos possibilitarão processar de forma eficiente nos próximos anos, esperamos importar proporcionalmente
menos petróleo e derivados. Até janeiro de 2002, éramos os únicos fornecedores de derivados para o mercado
brasileiro. Agora que não somos mais os únicos fornecedores de derivados para o mercado brasileiro, pretendemos
reavaliar nossa estratégia de importação e podemos reduzir as importações à medida que essa redução melhore a
nossa lucratividade. Também exportamos à medida que nossa produção de derivados excede a demanda brasileira
ou nossas refinarias são incapazes de processar a crescente produção doméstica de petróleo.
42
Transportamos derivados e petróleo para mercados domésticos de atacado e mercados de exportação
através de uma rede coordenada de centros de comercialização, instalações de armazenagem, dutos e embarcações
marítimas. Na qualidade de únicos fornecedores por quase cinqüenta anos de um país que se classifica como o 12o
maior país consumidor de petróleo do mundo, de acordo com a edição de junho de 2006 do Statistical Review of the
World, desenvolvemos uma infra-estrutura grande e complexa. Nossas refinarias estão, em geral, localizadas perto
dos centros industriais e populacionais do Brasil e próximas às nossas áreas de produção, o que cria eficiências de
logística em nossas operações.
De acordo com as exigências da Lei do Petróleo, colocamos nossos ativos marítimos em uma subsidiária
separada, a Petrobras Transporte S.A., ou Transpetro. Essa subsidiária aluga instalações de armazenagem e dutos e
fornece o acesso aberto a esses ativos a todos os participantes do mercado. Nossos negócios petroquímicos também
são agora incluídos na área de refino, transporte e comercialização.
Nossas principais estratégias em refino e transporte são:
•
manter o foco nos clientes e desenvolver nosso portfólio de mercadorias e serviços com base em suas
necessidades;
•
expandir as atividades de processamento, transporte e comercialização, usando fontes de bioenergia e
matéria-prima produzida por nós;
•
diversificar nossa carteira comercial, mantendo o foco na sinergia entre os ativos;
•
expandir as atividades nas indústrias petroquímica e de fertilizantes, buscando parcerias estratégicas e
promovendo sinergias com nossas outras operações;
•
aprimorar a eficiência em todos os estágios dos processos de logística usando uma variedade de
sistemas de transporte e mantendo o foco na excelência operacional, padrões de segurança e serviços
de alta qualidade; e
•
aplicar tecnologia de ponta no processamento de óleo para promover a eficiência ambiental e energia.
Nossos resultados de refino, transporte e comercialização estão refletidos na área “Abastecimento” em
nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.
Refino
Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos uma capacidade total instalada de refino de 1.986 mil barris por dia,
que, de acordo com a Petroleum Intelligence Weekly, nos tornou a 8a maior refinadora de derivados no mundo entre
as empresas com ações cotadas em bolsa de valores em 2006. No Brasil, processamos uma média de 1,746 mil
barris de petróleo por dia em 2006, o que representa uma taxa de utilização de 88% para o ano, calculada sobre a
capacidade de destilação total. Isso comparado à taxa de utilização média de 85% em 2005 e 86% em 2004.
Aproximadamente 80% do mix de petróleo para nossas operações de refino no Brasil foram supridos pela
produção doméstica, em comparação aos 80% em 2005 e 76% em 2004. Esperamos que uma porcentagem crescente
do mix de petróleo seja abastecida por nossa produção doméstica de custo relativamente mais baixo, já que nossa
produção doméstica geral está aumentando. Em virtude de nossa capacidade doméstica de refino constituir 98,4% da
capacidade brasileira de refino, atendemos quase todas as necessidades de produtos refinados de atacadistas
terceiros, exportadores e empresas petroquímicas, além de satisfazer às nossas exigências de consumo interno a
respeito das operações de comercialização no atacado e do mix petroquímico.
Nossas refinarias estão localizadas em todo o Brasil, com uma maior concentração no Sudeste onde a
demanda por produtos domésticos é maior, em virtude da atividade industrial significativa e grandes centros
populacionais. A maior parte de nossas refinarias está localizada próxima aos nossos dutos de petróleo, instalações
de armazenagem, dutos de produtos refinados e principais instalações petroquímicas. Essa configuração facilita o
acesso ao abastecimento de petróleo e principais mercados de consumidores finais no Brasil.
43
Produção e Capacidade de Refino
No Brasil, em 2006, processamos um total de 644 milhões de barris de petróleo ou, diariamente, 1.764 mil
barris por dia. Aproximadamente 80% deste petróleo vem de nossa produção no Brasil. Nossos custos médios de
refino (consistindo de custos variáveis e excluindo depreciação e amortização) no Brasil eram de US$ 2,29 por barril
em 2006, US$ 1,90 por barril em 2005, US$ 1,38 por barril em 2004. De acordo com nosso plano estratégico, em
virtude da característica de petróleo mais pesado de muitos campos brasileiros, também investimentos em
instalações de hidrotratamento para reduzir as impurezas dos derivados produzidos e para facilitar a conversão de
petróleo pesado em produtos mais leves. Como resultado, nossos custos de refino têm aumentado porque o resultado
processado tem se mantido constante. A maioria de nossa capacidade de conversão de petróleo pesado está
localizada em nossas refinarias: Landulpho Alves, Duque de Caxias, Paulínia, Presidente Bernardes, Gabriel Passos
e Henrique Lage. A tabela a seguir descreve a capacidade instalada, o resultado do refino e o fator de utilização de
nossas refinarias em 2006, 2005 e 2004:
44
ESTATÍSTICAS DE REFINO
2006
Utilização(
(1)
Refinarias
Paulínia ....................................................
Landulpho Alves (8) ...............................
Duque de Caxias (8) ...............................
Henrique Lage .........................................
Alberto Pasqualini(3)..............................
Pres. Getúlio Vargas(4) ..........................
Pres. Bernardes........................................
Gabriel Passos .........................................
Manaus ....................................................
Capuava ...................................................
Fortaleza ..................................................
Total brasileiro (9)............................
Capacidade Resultado
(mil barris (mil barris
por dia)
por dia)
2)
(%)
365
323
242
251
189
189
170
151
46
53
7
1.986
341
261
254
211
114
183
163
136
36
40
7
1746
93
81
105
84
60
97
96
90
78
76
100
88
Pasadena (9)
Gualberto Villarroel(5)...................
Ricardo Eliçabe(6) ..........................
Guillermo Elder Bell(5)..................
San Lorenzo (6)...............................
Del Norte (7) ...................................
Total International...........................
100
40
31
20
50
26
241
91
24
30
16
33
17
194
91
60
97
80
66
65
81
Total.................................................
2.227
1.940
87
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
2005
Capacidad
e
Resultado(1)
mil barris
mil barris
por dia)
por dia)
365
332
275
251
189
189
170
151
46
53
6
2.027
40
31
20
38
—
129
2.156
Utilização(
2)
(%)
2004
Capacidad
e
Resultado(1)
mil barris (mil barris
por dia)
por dia)
Utilização(
2)
(%)
320
249
242
241
116
186
157
131
44
35
5
1.726
88
75
88
96
61
98
92
87
96
66
83
85
365
323
242
251
189
189
170
151
46
53
6
1.985
351
237
230
236
103
165
154
132
45
46
5
1.704
96
73
95
94
54
87
91
87
98
87
83
86
25
26
16
37
—
104
63
84
80
97
—
81
40
31
20
38
—
129
22
30
16
33
—
101
55
98
80
89
—
78
1.830
85
2.114
1.805
85
O resultado não inclui refugo ou qualquer resíduo reprocessado.
A utilização foi calculada com base somente no petróleo e LGN.
Detemos 70% dessa refinaria.
Em virtude das melhorias à planta de petróleo dessa refinaria, seu resultado pode, neste momento, exceder levemente a
capacidade identificada originalmente registrada e reconhecida pela Agência Nacional do Petróleo no Brasil em 2003.
Localizada na Bolívia.
Localizada na Argentina.
Localizada na Argentina. As estatísticas da Del Norte não estão incluídas já que detemos apenas 28,5% dessa refinaria.
Inclui a Capacidade de LGN (mil barris por dia): Landulpho Alves = 9, Duque de Caixas = 33 em 2005
Localizada nos Estados Unidos. Adquirimos 50% dessa refinaria em setembro de 2006 e iniciamos as operações em
outubro de 2006. Não estamos incluindo as informações do ano completo, ao invés, os valores dos últimos três meses
apenas para o cálculo da média.
Operamos nossas refinarias, à medida que for possível, para satisfazer a demanda brasileira. O Brasil
demanda uma quantidade proporcionalmente alta de diesel, em relação à gasolina, que, juntos, representam mais da
metade de nossa produção. Em virtude de operarmos refinarias para maximizar o resultado do óleo diesel para o
qual a demanda no Brasil é maior do que nossa produção interna, produzimos volumes de gasolina e óleo
combustível superiores à demanda brasileira e esse excedente deve ser exportado.
A demanda do Brasil por derivados tem sido relativamente constante nos últimos três anos, porém,
continuamos a aumentar o resultado de nossas refinarias, dessa forma reduzindo a quantidade de produtos que
devemos importar para atender à demanda. Também aumentamos nossas exportações de produtos refinados. A
tabela a seguir estabelece nosso volume de produção doméstica para nossos principais derivados em 2006, 2005 e
2004:
45
VOLUME DE PRODUÇÃO DOMÉSTICA DE DERIVADOS
2006
(mil barris
por dia)
Produto..............................................................
Diesel.................................................................. 665,8
Gasolina ............................................................. 345,3
Óleo combustível............................................... 259,0
Nafta e combustível para aeronaves................. 212,1
Outros................................................................ 281,4
Total........................................................ 1.763,6
%
2005
(mil barris
por dia)
%
37,8
19,5
14,7
12,0
16,0
660,1
324,5
257,8
218,5
274,3
38,0
18,7
14,9
12,6
15,8
100,0
1.735,2
100,0
2004
(mil barris
por dia)
%
657,0
292,8
279,9
220,2
245,7
38,7
17,3
16,5
13,0
14,5
1.695,6
100,0
Investimentos e Aprimoramentos em Refinarias
Nos anos recentes, fizemos investimentos em nossos ativos de refinaria para melhorar os rendimentos de
destilados médios e mais leves, que, normalmente, geram vendas com margem mais alta e reduzem a necessidade de
importar esses produtos. Nossa principal estratégia a respeito das operações de refinaria é maximizar a produção
doméstica de petróleo. Como o petróleo pesado doméstico produz uma proporção mais alta de óleo combustível para
cada barril de petróleo processado, espera-se que a produção de óleo combustível permaneça relativamente
constante já que a produção adicional brasileira de petróleo compensa o novo investimento na capacidade de
conversão e a produção de coque que pode ser convertido em produtos destilados médios.
Planejamos investir em projetos de refinaria destinados a:
•
aumentar o valor do petróleo brasileiro aumentando a capacidade de refinar quantidades maiores de
petróleo mais pesado que é produzida domesticamente;
•
aumentar a produção de derivados exigida pelo mercado brasileiro que atualmente temos que importar,
tais como o diesel;
•
aprimorar a qualidade da gasolina e do diesel para cumprir os regulamentos ambientais mais rígidos
que atualmente estão sendo implementados; e
•
reduzir emissões e correntes poluentes.
Principais Projetos de Refinaria
Incluídos em nosso Plano Estratégico estão vários dos aprimoramentos às principais refinarias. Nossos
principais investimentos são, em geral, em (1) unidade de coqueamento para converter adicionalmente óleo pesado
em destilados médios ou (2) unidades de hidrotratamento que reduzem enxofre para produzir produtos que cumprem
os padrões internacionais. Acreditamos que nossas unidades de hidrotratamento tornarão possível oferecer óleo
diesel contendo um máximo de conteúdo de enxofre de 0,05% (iniciando em 2009), dessa forma cumprindo os
padrões ambientais mais rigorosos que estão sendo implementados de acordo com as leis brasileiras. As principais
refinarias e investimentos planejados (2007 – 2011) são os seguintes:
46
Refinaria
Objetivo
Alberto Pasqualini (REFAP)
Unidades para aprimorar a qualidade da gasolina e do diesel.
Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR)
Expansão e adaptação metalúrgica da unidade de destilação
existente para aumentar o processamento de óleo pesado, a
instalação de uma unidade de coqueamento, expansão da unidade de
refino existente e unidades para melhorar a qualidade do diesel e da
gasolina, e a criação de uma unidade de propileno.
Henrique Lage (REVAP)
Adaptação metalúrgica da unidade de destilação existente para
aumentar o processamento de óleo pesado, instalação de uma
unidade de coqueamento e unidades para melhorar a qualidade do
diesel e da gasolina, e a criação de uma unidade de propileno.
Refinaria Paulínia (REPLAN)
Adaptação metalúrgica da unidade de destilação existente para
aumentar o processamento de óleo pesado, instalação de uma
unidade de coqueamento e unidades para melhorar a qualidade do
diesel e da gasolina, e a criação de uma unidade de propileno.
Landulpho Alves (RLAM)
Expansão e adaptação metalúrgica da unidade de destilação
existente para aumentar o processamento de óleo pesado, a
instalação de uma unidade de coqueamento, expansão da unidade de
refino existente e unidades para melhorar a qualidade do diesel e da
gasolina.
Refinaria Duque de Caxias (REDUC)
Adaptação metalúrgica da unidade de destilação existente para
aumentar o processamento de óleo pesado, expansão da unidade de
refino existente, instalação de uma unidade de óleo lubrificante,
instalação de uma unidade de coqueamento e unidades para
melhorar a qualidade do diesel e da gasolina.
Refinaria Gabriel Passos (REGAP)
Adaptação metalúrgica da unidade de destilação existente para
aumentar o processamento de óleo pesado, instalação de uma
unidade de coqueamento, unidade para melhorar a qualidade do
diesel e da gasolina, e criação de uma unidade de propileno.
Refinaria Presidente Bernardes (RPBC)
Expansão e adaptação metalúrgica da unidade de destilação
existente para aumentar o processamento de óleo pesado, instalação
de uma unidade de coqueamento, unidade para melhorar a qualidade
do diesel e da gasolina.
Refinaria Capuava (RECAP)
Aprimoramento da qualidade do diesel e da gasolina.
Refinaria Isaac Sabbá (REMAN)
Unidade de craqueamento catalítico e unidades para aprimorar a
qualidade do diesel e da gasolina.
Lubrificantes e Derivados do Nordeste (LUBNOR)
Unidades para aprimorar a produção de óleo lubrificante.
Além das refinarias mencionadas acima, nosso Plano de Negócios de 2007-2011 prevê investimentos na Nova
refinaria Abreu Lima, a ser instalada em Pernambuco, e que se espera que inicie as operações em 2011.
Importações
Durante 2006 continuamos a importar petróleo e derivados em virtude de a produção doméstica não ter
sido suficiente para atender à demanda brasileira de certos produtos. Além disso, em virtude do volume de nossas
reservas domésticas consistir em petróleo pesado, precisamos importar petróleos mais leves para criar um mix
adequado de óleos para atender à demanda brasileira e permitir o refino por nossas refinarias.
47
O petróleo importado é transferido para nossas refinarias para armazenagem e processamento, com uma
pequena porcentagem sendo vendida para duas outras refinarias brasileiras. Os derivados importados são vendidos
para o mercado de varejo no Brasil pelos distribuidores, incluindo a nossa subsidiária BR.
O volume médio diário de nossas importações de petróleo aumentou para 370 mil barris por dia em 2006,
em comparação aos 352 mil barris por dia em 2005 em virtude do aumento na demanda no mercado brasileiro.
A tabela a seguir apresenta a porcentagem de petróleo que importamos durante cada um dos anos de 2006,
2005 e 2004 por região.
IMPORTAÇÕES DE PETRÓLEO POR REGIÃO
2006
Região
África.................................................................................................
Oriente Médio....................................................................................
América do Sul e Central/Caribe .......................................................
Oceania ..............................................................................................
Europa ...............................................................................................
Total ........................................................................................
70,6%
27,9
1,5
0,0
0,0
100,0%
2005
Volume (%)
67,5%
29,4
3,1
0,0
0,0
100,0%
2004
73,4%
24,2
2,4
0,0
0,0
100,0%
Em 2006, nossos custos totais de importações de petróleo de todas essas regiões foi de US$ 7.007 milhões,
em comparação aos US$ 6.035 milhões em 2005 e US$ 5.191 milhões em 2004.
As importações de derivados aumentaram para 118 mil barris por dia em 2006, em comparação aos 94 mil
barris por dia em 2005 e 110 mil barris por dia em 2004, principalmente como resultado do aumento do consumo
doméstico. Para os destilados, o aumento nos valores importados é resultado do aumento do consumo no mercado
brasileito. Para a nafta, a redução é resultado do aumento nas importações pelas empresas petroquímicas. A tabela a
seguir estabelece o volume de derivados importados durante cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:
IMPORTAÇÕES DE DERIVADOS
2006
Derivados
GLP ...................................................................................................
Destilados(1)......................................................................................
Nafta ..................................................................................................
Outros(2)............................................................................................
Total ........................................................................................
(1)
(2)
9.936
20.287
7.329
5.550
43.102
2005
Volume (Mbbl)
6.268
16.740
8.243
3.523
34.774
2004
11.537
16.879
7.231
4.487
40.134
Inclui gasolina, óleo diesel e algumas frações intermediárias.
Inclui óleo combustível, Etanol, Metanol, LGN argeliano e outros.
Em 2006, nossos custos totais de importações de derivados, mensurado em uma base CIF [custo, seguro e
frete], foi de US$ 3.692 milhões, em comparação aos US$ 2.108 milhões em 2005 e US$ 1.721 milhões em 2004.
Para análise de volumes de importação e preços, consultar o Item 5. “Análise Operacional e Financeira e
Perspectivas — Volumes de Vendas e Preços — Volumes de Importação e Preços.”
Exportações
Também exportamos a parte de derivados processada por nossas refinarias que excede a demanda
brasileira. Além disso, exportamos petróleo doméstico que não somos capazes de processar em nossas refinarias em
virtude da capacidade limitada de conversão. Nosso total de exportações aumentou para 214 milhões de barris em
48
2006 dos 193 milhões de barris em 2005 como resultado do aumento na produção de petróleos domésticos e no
ajuste na demanda local por produtos de qualidade superior. A tabela a seguir estabelece os volumes de derivados
que exportamos durante cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:
EXPORTAÇÕES DE ÓLEO E DERIVADOS (1)
2006
122.279
Petróleo ..............................................................................................
Óleo Combustível (incluindo bunker)................................................
61.351
Gasolina .............................................................................................
16.018
Outros (2)...........................................................................................
12.562
212.210
Total.........................................................................................
(1)
(2)
2005
(Mbbl)
96.155
63.896
17.240
9.716
187.007
2004
66.319
107.104
11.510
1.288
186.221
O valor inclui as vendas feitas pela PifCo para terceiros não coligados, incluindo vendas de petróleo e derivados comprados
internacionalmente.
Not including fertilizers.
O total do valor de nossas exportações de petróleo e derivados, mensurado em uma base FOB [livre a
bordo], foi de US$ 11.989 milhões em 2005, US$ 8.938 milhões em 2005 e US$ 5.923 milhões em 2004.
Transporte
A Lei do Petróleo exige que uma empresa separada opere e administre a rede de transporte para petróleo,
derivados e gás natural no Brasil, de forma que criamos uma subsidiária integral, a Transpetro, em 1998 para
construir e administrar nossos navios, dutos e terminais marítimos e lidar com diversas outras atividades de
transporte. Em maio de 2000, a Transpetro também assumiu a operação de nossa rede de transporte e terminais de
armazenagem para cumprir as exigências legais. Em 1o de outubro de 2001, com a aprovação da ANP, esses dutos e
terminais foram arrendados para a Transpetro, que começou a oferecer seus serviços de transporte para a Petrobras e
para terceiros. Na qualidade de proprietária das instalações arrendadas para a Transpetro, mantemos o direito de
preferência para seus embarques, com base no nível histórico de transporte atribuído a cada duto, formalmente
atribuído pela ANP. A capacidade excedente está disponível para terceiros em uma base não discriminatória e em
termos e condições iguais.
Antes da promulgação da Lei do Petróleo, éramos a única empresa autorizada a embarcar derivados para e
do Brasil e deter e operar dutos brasileiros. De acordo com a Lei do Petróleo, a ANP agora tem o poder de autorizar
qualquer empresa ou consórcio constituído de acordo com as leis brasileiras a transportar petróleo, derivados e gás
natural para uso no mercado brasileiro ou em relação a atividades de importação e exportação, e construir
instalações para uso em qualquer uma dessas atividades. A Lei do Petróleo também previu a base para a
concorrência aberta na construção e operação de instalações de dutos.
Dutos e Terminais
Detemos, operamos e mantemos uma extensa rede de dutos de petróleo e gás natural ligando nossos
terminais às refinarias e outros pontos de distribuição principal por todo o Brasil. Em 31 de dezembro de 2006,
nossos dutos em mar e em terra de petróleo e derivados totalizaram 6.280 milhas ou 10.104 quilômetros de extensão,
nossos dutos de gás natural totalizaram aproximadamente 6.073 milhas ou 9.771 quilômetros de extensão, incluindo
o lado brasileiro (1.612 milhas ou 2.593 quilômetros) do duto Bolívia-Brasil, e nossos dutos flexíveis totalizaram
2.032 milhas ou 3.269 quilômetros de extensão.
49
GASODUTOS NO BRASIL
Transmissão da Rede de Gasodutos do Brasil
08 de fevereiro de 2007, Rio de Janeiro
Produzido pela PETROBRAS GE-OP/LOGÍSTICA
Para obter outras informações: http://gasodutos.petrobras.com.br
Legenda
Gasoduto
Em construção
Gasoduto
Em operação
País
Admin
.
Sistema de Coordenação Geográfica
[ilegível]: SA/D69
50
ÓLEODUTOS DE PETRÓLEO E DERIVADOS NO BRASIL
EM OPERAÇÃO
REFINARIA
TERMINAL
Um projeto importante para o carregamento marítimo de petróleo na Bacia de Campos é o Plano Diretor de
Escoamento e Tratamento - PDET, que consiste em uma plataforma fixa (PRA-1) ligada a cinco plataformas de
produção marítima por dutos que transferirão o petróleo dessas plataformas para uma plataforma flutuante de
armazenamento e transferência de petróleo (FSO) e duas monobóias, que, por sua vez, facilitarão a transferência do
petróleo para navios aliviadores ou a exportação do petróleo para outros países. Os navios aliviadores transportarão
o óleo para os terminais no Sudeste onde ele será bombeado para os dutos existentes em terra ligados às refinarias
no Rio de Janeiro, em Minas Gerais e São Paulo. O projeto PDET custará aproximadamente US$ 1.270 bilhões e
espera-se que inicie sua operação comercial no segundo semestre de 2007. Esse projeto permitirá um aumento do
fluxo de óleo produzido na Bacia de Campos para até 630 mil barris por dia. A plataforma PRA-1 foi instalada no
mar em janeiro de 2007 e estão sendo feitas preparações para conectar a plataforma aos dutos submarinos
A Transpetro também opera 44 terminais de armazenagem – 24 marítimos e outros 20 pátios de tanques com capacidade nominal total de 65,0 milhões de barris de óleo equivalente. Em 31 de dezembro de 2006, a
capacidade de tancagem nesses terminais consistia em 35,2 milhões de barris de petróleo, 27,3 milhões de barris de
derivados e álcool combustível e 2,5 milhões de barris de GLP. Os terminais marítimos da Transpetro operam uma
média de 5.000 navios por ano
A Transpetro está atualmente avaliando alternativas para aprimorar a eficiência de seu sistema de
transporte, incluindo aprimoramentos ao monitoramento e controle da rede de dutos pela implementação gradual de
um sistema de controle de supervisão e aquisição de dados, que, quando concluído, monitorará os dutos e as
instalações de armazenagem localizados em todo o país.
A Transpetro implementou a primeira fase do projeto e inaugurou um centro operacional e de controle
centralizado em junho de 2002, em sua sede no Rio de Janeiro. Atualmente, há uma estação mestre de back-up
nacional e duas estações mestres regionais conectadas por comunicação por satélite. Os pátios de tanques e as
estações de bombeamento são equipados com mini-estações ligadas às estações mestres regionais. Além disso, a
Transpetro está investindo no desenvolvimento de um Programa de Integridade de Dutos para garantir a integridade
e a segurança de suas operações de dutos.
51
Embarcações
Em 31 de dezembro de 2006, nossa frota consistia nos seguintes 53 navios (46 próprios e 7 afretados a
casco nu), dos quais 32 são de casco simples e 21 são de casco duplo:
NAVIOS PRÓPRIOS/AFRETADOS A CASCO NU
Número
Capacidade
(tonelagem de porte em milhares)
Tipo de Navio
Petroleiros............................................................
Embarcações para gás liquefeito de petróleo.......
Embarcações do tipo AHTS (Anchor Handling
Tug Supply – Rebocadores de Apoio e
Ancoramento) .................................................
Unidades FSO (Floating, Storage e Offloading –
Unidade Flutuante, de Transferência e
Estocagem)......................................................
Total ..........................................................
45
6
2.592,3
40,2
1
2,2
1
53
28,9
2.663,6
Esses navios são operados atualmente pela Transpetro e suas atividades estão concentradas principalmente
na costa brasileira, América do Sul (Venezuela e Argentina), Mar Mediterrâneo, Mar do Caribe, Golfo do México,
Oeste da África e Golfo Pérsico. Os navios de casco simples operam somente em áreas nas quais a legislação
ambiental permite, incluindo Brasil, Venezuela, Argentina e Costa Oeste da África. Os navios de casco duplo
operam em outros locais internacionais de acordo com as leis aplicáveis. Nossas operações marítimas dão suporte ao
transporte de petróleo dos sistemas de produção no mar, nossas importações e exportações de petróleo e derivados e
nosso comércio costeiro. Em 2006, a Transpetro aumentou as operações de aliviamento na Bacia de Campos por um
navio afretado a casco nu, de casco duplo, posicionado de forma dinâmica com capacidade de 1 milhão de barris.
Em 2007, mais dois navios do mesmo tipo e mesmo comércio serão incorporados. Nosso Plano de Negócios prevê
um investimento de US$ 2,8 bilhões para renovar nossa frota, acrescentando 42 navios até 2011. A tabela abaixo
estabelece os tipos de produtos e as quantidades desses produtos que transportamos durante cada um dos anos
indicados.
PRODUTOS E QUANTIDADES TRANSPORTADOS
2006
2005
2004
(milhões de toneladas)
Produto
Petróleo ................................................................................................
Derivados .............................................................................................
Álcool combustível ..............................................................................
106,85
39,76
0,08
92,38
40,42
0,04
88,4
34,0
—
Total.....................................................................................................
146,69
132,84
122,4
Porcentagem transportada por nossa frota própria/afretada a casco nu
Transporte costeiro como porcentagem da tonelagem total .................
40,3%
65%
43%
67%
45,1%
61,1%
A tonelagem média afretada mensal em 2006 totalizou 8,6 milhões de toneladas de porte, em comparação
aos 5,9 milhões de toneladas de porte em 2005 e 4,6 milhões de toneladas de porte em 2004. A tonelagem afretada é
continuamente ajustada às nossas necessidades para a redução geral do custo de abastecimento de mercado. Nosso
custo anual total para os afretamentos de navios foi de US$ 1.348,28 milhões em 2006, US$ 972,01 milhões em
2005 e US$ 701 milhões em 2004.
52
Petroquímicos
Conduzimos atividades petroquímicas, com exceção das vendas de nafta, por nossa subsidiária, Petrobras
Química S.A., ou pela Petroquisa. A Petroquisa é uma sociedade holding com participações em nove empresas
petroquímicas operacionais envolvidas na produção e venda de produtos petroquímicos básicos e utilitários. Em 31
de dezembro de 2006, a porcentagem de nossa participação do total do capital desses investimentos variava de
8,27% a 85,04% e a porcentagem de nossa participação do capital com direito a voto dessas empresas variava de
9,81% a 70,45%. O valor contábil total desses investimentos era US$ 924 milhões em 31 de dezembro de 2006. A
maior parte dessas participações era de participação minoritária com direito a voto. Nosso patrimônio líquido nessas
empresas aumentou em US$ 12 milhões entre 31 de dezembro de 2005 e 31 de dezembro de 2006
Os acionistas na Assembléia Geral Extraordinária realizada em 1º de junho de 2006 aprovaram a
incorporação de ações na Petroquisa por nós, de acordo com a nova ratificação do Protocolo de Fusão e
Incorporação da transação de incorporação de ações executada por duas empresas. Nosso Conselho de
Administração aprovou a emissão de 886.670 de nossas ações preferenciais com relação à incorporação de ações da
Petroquisa por nós. Detínhamos 99,99% das ações da Petroquisa antes dessa incorporação.
Para implementar a transação, a relação de troca das ações a ser usada teve como base o valor do
patrimônio líquido de ambas as empresas na data base de 31 de dezembro de 2005, quando 4,496 ações preferenciais
emitidas por nós foram atribuídas a cada lote de 1.000 ações ordinárias ou preferenciais emitidas pela Petroquisa.
Como resultado, os acionistas minoritários da Petroquisa se tornaram nossos acionistas.
Nenhum de nossos acionistas tinha declarado sua intenção de exercer o direito de retirada até o prazo final
legal de 7 de julho de 2006. Cinco dos acionistas da Petroquisa, com uma participação total de 1.015.910 ações,
exerceram o direito de retirada até o prazo final estabelecido (5 de julho de 2006) e foram reembolsados à taxa de
R$153,47 (US$ 71) por lote de 1.000 ações, usando os recursos fornecidos pela Petroquisa, em 10 de julho de 2006.
A Petrobras, então, adquiriu as ações pelo mesmo preço, dessa forma transferindo a titularidade.
A matéria prima básica de fornecimento usada no setor petroquímico no Brasil é a nafta. Até 2001, éramos
os únicos fornecedores de nafta para o setor petroquímico do Brasil. Após a mudança nos regulamentos em 2002, o
setor petroquímico começou a importar nafta diretamente. Em 2006, o setor importou aproximadamente 30% de
suas necessidades de nafta, e fornecemos o restante a partir de nossas operações de refino.
Atualmente esperamos manter uma presença no setor de petroquímicos principalmente pela participação
nos projetos integrados com nossas refinarias. Esperamos que nossos investimentos seletivos em petroquímicos
consolidarão nosso investimento em toda a cadeia de valor e ajudarão a integrar nossos produtos básicos e de refino.
Apesar de termos vendidos algumas participações na área petroquímica no passado, planejamos aumentar o atual
nível de investimentos como parte de nossa estratégia de refino e distribuição.
Em 31 de março de 2006, a construção da Rio Polímeros S.A (Complexo Químico de Gás), localizada
próxima à nossa Refinaria Duque de Caxias (REDUC) foi finalizada e a planta entrou em operação, após a
conclusão da fase pré-operacional. O complexo tem uma capacidade de planta nominal de 540.000 toneladas por
ano de polietileno e 79.000 toneladas por ano de propileno produzido a partir do etano e do propano extraído do gás
natural originado na Bacia de Campos. A Petroquisa detém uma participação de 16,7% do capital com direito a voto
e preferencial na Rio Polímeros. Além da Petroquisa, os três outros investidores são a BNDESPAR e duas empresas
petroquímicas brasileiras privadas líderes, Suzano e Unipar.
Nossa estratégia no campo de petroquímicos é expandir de forma seletiva nossa presença no mercado de
petroquímicos. De acordo com nosso Plano de Negócios de 2007-2011, investiremos aproximadamente US$ 3,2
bilhões em nossas operações petroquímicas no Brasil. Esse investimento visará o aumento da produção de diversos
petroquímicos básicos e intermediários, tais como etileno, propileno, benzeno, para-xileno, ácido acrílico, ácido
tereftálico purificado (PTA) e estirenos, bem como resinas plásticas, incluindo polietileno, polipropileno, PET e
estireno. Esses projetos serão realizados com outros parceiros.
Além disso, nosso portfolio de projetos de petroquímicos inclui a construção de um complexo petroquímico
denominado COMPERJ. Esse complexo integrará unidades de refinaria e instalações petroquímicas para produzir
53
matérias-primas petroquímicas tais como etileno, propileno, aromáticos e seus derivativos petroquímicos, tais como
polietileno e polipropileno, para abastecer a crescente demanda por esses produtos no mercado brasileiro. Estamos
atualmente desenvolvendo o projeto básico para esse complexo petroquímico.
A planta, com uma capacidade prevista para processar 150 mil barris por dia de óleo pesado, produzirá,
além de diversos petroquímicos, algumas quantidades de coque, óleo diesel e nafta. A conversão de óleo pesado em
petroquímicos é possível em virtude de nossa tecnologia exclusiva inovadora, denominada Petrochemical FCC,
desenvolvida por nós em nosso Centro de Pesquisa e Desenvolvimento. O investimento estimado total nessa planta é
de US$ 8,3 bilhões. Espera-se que o COMPERJ inicie as operações em 2012.
Em 16 de setembro de 2005, a Petroquisa e a Braskem constituíram a Petroquímica Paulínia S.A. — PPSA,
uma joint venture entre as duas empresas, contribuindo com 40% e 60% do capital da empresa, respectivamente. O
objeto da PPSA é implementar a unidade de polipropileno em Paulínia-SP e usar o propileno de polímero fornecido
por nós como matéria-prima para suas operações, com capacidade de 300 mil toneladas por ano e um investimento
global estimado em US$ 328 milhões. As operações comerciais são projetadas para iniciar no primeiro trimestre de
2008. Até hoje, a Petroquisa investiu R$ 52 milhões.
Em 28 de novembro de 2005, a Petroquisa, a Mossi & Ghisolfi e a Citene assinaram um Memorando de
Entendimento no qual a Mossi & Ghisolfi e a Citene concordaram em conduzir um estudo de viabilidade em relação
ao desenvolvimento de uma Planta de Ácido Tereftálico Purificado em Pernambuco. O estudo mostrou resultados
favoráveis. Em março de 2006, a Petroquisa e a Citene assinaram um novo memorando a respeito da criação de uma
empresa para implementar o projeto e a Mossi & Ghisolfi se retirou do projeto. A Companhia Petroquímica de
Pernambuco-PETROQUÍMICASUAPE administrará o projeto. A planta terá uma capacidade de 640 mil toneladas
por ano. Estamos projetando que um investimento de US$ 542 milhões até 2009 será necessário para esse projeto,
como uma estimativa dos custos até a entrada em operação da planta em 2009.
Fertilizantes
Continuamos a modernizar nossas plantas de produção de fertilizantes e desenvolver novos projetos para
aumentar a produção de nitrogenato e expandir as operações nessa área. Em 2006, as vendas de amônia e uréia
geraram uma receita bruta de US$ 350 milhões, um aumento de 6% comparado a 2005.
Em 2006, investimos um total de R$ 92 milhões em nossas duas fábricas de fertilizantes na Bahia e em
Sergipe para melhorar sua confiabilidade operacional, a logística, a qualidade de produto e Health, Safety and
Environment (HSE) – SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde). A construção de um novo armazém em Sergipe
com uma capacidade de 30 mil toneladas de uréia quase dobrou a capacidade de armazenagem da unidade e
aumentou muito sua flexibilidade logística.
As fábricas na Bahia e em Sergipe venderam 213 mil toneladas de amônia no mercado doméstico em 2006,
seu quinto ano consecutivo de aumento contínuo. Também continuamos como líderes no mercado doméstico para
fertilizantes de uréia, com vendas de 710 mil toneladas em 2006. Os investimentos em confiabilidade operacional
na planta da Bahia levaram ao mais alto nível de produção dessa planta – 285 mil toneladas – nos últimos sete anos.
Em 2007, esperamos abrir uma unidade de granulação de uréia na fábrica de Sergipe com uma capacidade
de produção prevista de 600 toneladas por dia. Para reduzir e possivelmente eliminar nossa necessidade de importar
fertilizantes nitrogenados, também estamos planejando a construção de uma nova planta industrial – UFN-3 – que
usa gás natural como matéria-prima. A unidade, que estimamos que custará aproximadamente US$ 822 milhões,
terá uma capacidade de produção estimada de 1 milhão de toneladas de uréia e 760 mil toneladas de amônia por ano
a partir de 2012.
Distribuição
Resumo e Estratégia
Pela Petrobras Distribuidora S.A., ou BR, distribuímos derivados, biodiesel e álcool combustível para
clientes varejistas, comerciais e industriais em todo o Brasil. Nossas operações têm o suporte da capacidade de
54
tancagem de aproximadamente 2,3 milhões de barris de óleo equivalente, em 127 instalações de armazenagem e 104
depósitos de produtos de aviação em aeroportos em todo o Brasil.
Nossas principais estratégias na distribuição e comercialização são:
•
nos tornarmos líderes no mercado brasileiro para derivativos de petróleo e biocombustíveis,
maximizando a participação de mercado e lucratividade;
•
nos posicionarmos como a melhor marca aos olhos do consumidos oferecendo excelentes produtos e
serviços; e
•
coordenar nossos negócios no setor de energia com nossas outras atividades e por fim expandir o
mercado para derivativos e biocombustíveis.
Em 2005, a Liquigás Distribuidora se tornou o nome oficial de nossa empresa de distribuição de gás
liquefeito de petróleo, ou GLP, anteriormente denominada Agip do Brasil S.A. e Sophia do Brasil S.A. A Agip do
Brasil S.A. foi adquirida em agosto de 2004 para expandir nossa participação no setor de distribuição de GLP e para
consolidar nossa presença no mercado de distribuição. No final de 2006, a Liquigás Distribuidora tinha 21,7% de
participação de mercado e estava classificada em terceiro lugar no mercado de distribuição de GLP com base no
volume de vendas de acordo com o Sindigás (Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Gás Liquefeito de
Petróleo).
Em 2006, vendemos 607,8 milhões de barris de derivados para clientes atacadistas, com a gasolina e o óleo
diesel representando aproximadamente 41,96% dessas vendas. Do nosso total de vendas em 2006, 171,1 milhões de
barris de derivados foram fornecidos para a BR para comercialização no varejo. A tabela a seguir estabelece nossas
vendas de derivados para clientes atacadistas e distribuidores varejistas em cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:
VENDAS DE DERIVADOS
2006
2005
2004
(milhões de
barris)
Produto
Diesel ..................................................................
Gasolina ..............................................................
Óleo combustível ................................................
Nafta e combustível para aeronaves....................
Outros
Total...............................................................
230,9
120,0
94,3
82,3
361,8
889,3
228,1
114,3
77,2
79,3
343,5
842,4
224,9
104,8
106,1
81,5
129,1
646,4
Clientes
Atacadistas
Diesel ......................................................
Gasolina ..................................................
Outros......................................................
Total de atacadistas ......................................
110,8
46,5
24,6
181,9
105,5
43,0
25,4
173,9
106,6
42,9
25,6
175,1
Distribuidores varejistas
BR ...........................................................
Terceiros .................................................
Total de distribuidores varejistas................
Total de clientes.................................................
159,5
547,9
707,4
889,3
157,8
510,7
668,5
842,4
145,1
326,2
471,3
646,4
Varejo
Em 31 de dezembro de 2006, nossa rede de vendas no Brasil incluía 6.554 estações de serviço de varejo em
comparação aos 6.933 em 31 de dezembro de 2005, e consistia em aproximadamente 18% do número total de
estações de serviço no Brasil, todas sob o nome de marca “BR”. Mais de 65% dessas estações BR estão localizadas
55
nas regiões Sul e Sudeste do Brasil, onde mais de 57,2% da população total do Brasil de 188 milhões reside. Dessas
6.554 estações de serviço, 5.870 eram estações ativas e a BR detinha 638. Conforme exigido pelas leis brasileiras, a
BR subcontrata a operação de todas as suas estações de serviço para terceiros. As outras 5.232 estações de serviço
eram detidas e operadas por distribuidores, que usam o nome de marca BR sob licença e tem a BR como seu
fornecedor exclusivo. A BR fornece suporte técnico, treinamento e propaganda e publicidade para sua rede de
estações de serviço.
Em 2006, 355 de nossas estações de serviço também venderam gás natural para veículos, em comparação
às 295 em 2005 e 245 em 2004. As vendas dessas estações consistiram em 19.246 milhões de pés cúbicos (545
milhões de metros cúbicos) em 2006, representando 23,7% da participação de mercado brasileira, 17.198milhões de
pés cúbicos (487 milhões de metros cúbicos) em 2005, representando 25,1% da participação de mercado brasileira e
15.008 milhões de pés cúbicos (425 milhões de metros cúbicos) em 2004, representando 27% da participação de
mercado brasileira.
A introdução de biodiesel foi uma das realizações da BR em 2006. Alinhada à sua estratégia de ser a marca
favorita dos consumidores e agregando valor à Petrobras, a BR Distribuidora entregou o produto para 3.740 estações
de serviço e 2.380 principais consumidores em todo o país, totalizando 2.222.000 m3 de B2. Em 2005, a BR detinha
2 estações de serviço que vendiam biodiesel, totalizando 820 m3. Até junho de 2007, espera-se que o biodiesel seja
vendido em todas as estações de serviço BR.
A tabela abaixo estabelece a participação de mercado (com base no volume) para vendas no varejo de
diferentes produtos no Brasil em cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:
PARTICIPAÇÃO DE MERCADO DA BR NA DISTRIBUIÇÃO
Óleo combustível .........................
Diesel ...........................................
Gasolina .......................................
Álcool combustível ......................
Total...................................
2006
69,4%
31,6%
25,0%
34,0%
33,6%
2005
64,8%
31,9%
25,0%
32,2%
33,8%
2004
64,4%
28,6%
22,1%
31,2%
31,6%
Os preços para varejistas em geral tendem a permanecer consistentes entre os distribuidores concorrentes,
especialmente em virtude da baixa margem no setor. Portanto, a concorrência entre os distribuidores continua a ter
como base principal a qualidade do produto, serviço e imagem.
Durante 2006 aproximadamente 26,3% das vendas no varejo em estações de serviço no Brasil foram feitas
por empresas BR próprias ou franqueadas. Acreditamos que nossa posição de participação de mercado tenha
permanecido forte durante os últimos anos em virtude do reconhecimento da força da marca BR, da remodelagem
das estações de serviço e do acréscimo de centros de lubrificação e lojas de conveniência.
Em 1996, a BR criou o programa “De olho no Combustível”, que é um programa de certificação destinado
a garantir que os combustíveis vendidos para consumidores finais em redes de estação de serviço sejam idênticos no
conteúdo aos combustíveis originados de nossas refinarias. Já certificamos 4.778 estações de serviço nesse
programa.
O mercado de varejo para gasolina e óleo diesel no Brasil é altamente competitivo e esperamos que os
preços estejam sujeitos a uma pressão contínua. Conseqüentemente, pretendemos confiar na forte imagem de marca
que estabelecemos no Brasil para aumentar a lucratividade e fidelidade do cliente.
Participamos do setor de varejo na Argentina, onde detemos atualmente 719 estações de serviço de varejo
que operam com os nomes de marca Petrobras (492 estações), Eg3 (190 estações) e San Lorenzo (37 estações).
Também temos uma participação no setor de varejo na Bolívia, Colômbia, Paraguai e Uruguai, com 26, 47, 131 e 89
estações de serviço de varejo respectivamente.
56
Comercial e Industrial
Distribuímos derivados para clientes comerciais e industriais pela BR. Nossos principais clientes são
empresas de aviação, transporte e serviços públicos e empresas do governo, todas as quais geram uma demanda
relativamente estável.
Estabelecidas abaixo estão estatísticas de vendas comerciais e industriais de cada um dos anos de 2006,
2005 e 2004:
VENDAS DE VAREJO COMERCIAIS E INDUSTRIAIS POR PRODUTO
Exercícios Findos em 31 de dezembro de
2006
2005
2004
(mil barris de óleo equivalente)
Óleo combustível ......................
Diesel ........................................
Gasolina ....................................
Combustíveis para aeronaves....
Álcool combustível ...................
Lubrificantes .............................
Outros........................................
Total ................................
24.195
77.409
37.640
15.245
5.858
1.498
26.605
188.450
22.850
78.241
36.690
15.784
5.132
1.601
24.943
185.241
24.649
70.521
32.147
15.020
4.147
1.460
22.609
170.554
Gás Natural e Energia
Resumo e Estratégia
Nossas atividades de gás natural e energia abrangem a compra, venda e transporte de gás natural produzido
no Brasil ou importado para o Brasil. Além disso, essa área inclui nossas atividades de comercialização doméstica
de energia elétrica bem como a participação nas empresas de transporte de gás natural, distribuidoras de gás natural
estatais e privadas e usinas termoelétricas domésticas. Também estamos envolvidos no desenvolvimento de energia
renovável, energia alternativa e projetos de eficiência de energia com o objetivo de reduzir as emissões de carbono
resultantes de nossas atividades.
O mercado de gás natural tem crescido de forma notável no passado recente, mas espera-se taxas reduzidas
de crescimento no futuro próximo em virtude das limitações no abastecimento. O governo brasileiro estimou que,
em 2006, o consumo de gás natural representou aproximadamente 9,6% do uso de energia primária, em comparação
aos 9,3% em 2005 e 8,9% em 2004. Esperamos que o número seja 11% até 2010. Uma parte significativa desse
crescimento virá dos usuários industriais, que, motivados por preocupações ambientais e preços justos para o gás
natural, substituirá o óleo combustível com o gás natural. Também espera-se que o uso de usinas de energia e o uso
veicular também cresçam. Em 2006, o consumo industrial e veicular cresceu 6,3% e 19,3%, respectivamente.
Nossas principais estratégias na área de gás natural e energia são:
•
Desenvolver e consolidar os negócios de gás natural de uma forma lucrativa;
•
Expandir os negócios na África do Sul, especialmente com relação à rede de abastecimento para o
mercado brasileiro, para aumentar nossa participação nos principais mercados de distribuição;
•
Estruturar nosso sistema de abastecimento para permitir que ele continue a ser confiável, flexível e
competitivo;
•
Desenvolver e consolidar os negócios de energia de uma forma lucrativa, expandindo nossa
participação em geração e co-geração;
•
Agir de uma forma efetiva dentro da área de energia para tornar o sistema hidrotérmico mais eficiente
e aproveitar as oportunidades de negócios;
57
•
Aproveitar as sinergias dentro dos negócios de biocombustível para expandir o mercado para nossos
produtos e serviços, continuar a liderar a produção doméstica de biodiesel e aumentar nossa
participação nos negócios de etanol; e
•
Produzir eletricidade usando fontes renováveis, tais como energia eólica, solar, hidroenergia de
pequena escala e biomassa (matérias-primas com origem biológica), e aproveitar a cooperação entre
nossos negócios e os negócios de nossa subsidiária, BR.
Nossos resultados de gás natural e energia estão refletidos na área “Gás e Energia” em nossas
demonstrações financeiras consolidadas auditadas.
Gás Natural
Dutos
Em 1998, Desenvolvemos e construímos o gasoduto Bolívia-Brasil, que tem uma capacidade total de 1.060
milhões de pés cúbicos padrão por dia (30 milhões de metros cúbicos por dia). O gasoduto tem 1.969 milhas (3.150
quilômetros) de extensão, indo de Rio Grande na Bolívia a Porto Alegre no Sul do Brasil. O gasoduto Bolívia-Brasil
está ligado ao nosso sistema de gasoduto doméstico que transporta gás natural da Bacia de Campos e da Bacia de
Santos. Esse gasoduto foi projetado para fornecer gás para algumas de nossas usinas elétricas e petroquímicas.
O projeto Cabiúnas abrange as instalações de transporte e processamento de gás natural dos campos de óleo
no mar na Bacia de Campos do Estado do Rio de Janeiro. Esse projeto está operando desde o segundo semestre de
2005 e aumentou a capacidade de transporte dos anteriores 290 milhões de pés cúbicos (8,2 milhões de metros
cúbicos) por dia para um total de 519 milhões de pés cúbicos (14,7 milhões de metros cúbicos) por dia de gás
associado, ao mesmo tempo reduzindo os volumes de gás natural atualmente queimados nas plataformas marítimas e
diminuindo os existentes limites na produção de petróleo nessas plataformas. Em 2006, o volume médio diário de
gás natural queimado nas plataformas marítimas da Bacia de Campos era de 118 milhões de pés cúbicos (3,338
milhões de metros cúbicos).
Avaliamos recentemente nosso portfolio de produção de gás natural, estudamos outras oportunidades, e
decidimos lançar diversos projetos de produção de gás natural três anos antes do programado usando uma nova
abordagem para sua implementação no Brasil. A análise também levou ao Plano de Aceleração de Produção de Gás
de 2006 (PLANGÁS) envolvendo a E&P, Gas and Power and Supply, and Engineering, e CENPES e Transpetro. O
PLANGÁS visava aumentar nossa participação no mercado de gás doméstico e nos auxiliar a atender a demanda
crescente de gás na Região Sudeste do país, dessa forma reduzindo a dependência da região no gás importado. De
forma específica, o PLANGÁS consiste em projetos interdependentes, incluindo o aumento na produção de gás da
Bacia de Campos, Espírito Santo e Santos, a capacidade de processamento e compressão do Terminal Cabiúnas e
ajustes e expansões nos Projetos de dutos da Malha Sudeste e GASENE, ambos em diferentes estágios de
desenvolvimento e de acordo com nosso Plano de Negócios de 2007-2011. O Projeto GASENE envolve a
construção de 1,4 mil quilômetros de dutos com capacidade de 20 milhões metros cúbicos por dia, conectando o
Terminal Cabiúnas no Rio de Janeiro com a cidade de Catú na Bahia. O trabalho envolve o Gasoduto de CabiúnasVitória (25% concluído), o Gasoduto Vitória-Cacimbas (95% concluído), e o Gasoduto Cacimbas-Catú, onde a obra
começará no final de 2007. O total do investimento no Projeto GASENE totalizará aproximadamente US$ 2,2
bilhões. Em dezembro de 2006, R$1.205 bilhões já tinham sido investidos.
Estamos desenvolvendo atualmente a Malha Sudeste e Malha Nordeste. Esse projeto, que é conhecido
como Projeto Malhas, criará uma capacidade adicional de transporte pela expansão da infra-estrutura existente de
gás natural e abastecendo gás natural aos mercados nas regiões Nordeste e Sudeste do Brasil. Durante 2006, os
projetos de expansão de dutos de gás natural da Região Nordeste (Malha NE) foram modificados em virtude da
alterações em nossa estratégia de abastecimento de gás natural. No passado, a falta no nordeste de gás natural foi
atendida pela importação do gás boliviano. Portanto, foi necessário investir na logística de transporte do gás para
Pecém, no estado do Ceará. Em virtude da incerteza do abastecimento de gás boliviano, a Petrobras decidiu
substituir parte do gás natural importado da Bolívia por GLP (Gás Liquefeito) importado de outras regiões, por meio
do Projeto de GLP da Pecém.
58
Como resultado, a extensão total dos gasodutos foi reduzida em aproximadamente 300 quilômetros, em
áreas contínuas na região nordeste do Brasil. No final, a extensão era de aproximadamente 622 milhas (1.000
quilômetros), que está prevista para iniciar a operar durante 2006 e 2007, a um custo total de aproximadamente US$
1,0 bilhão.
O projeto de gás da Região Norte consiste na construção de um sistema de embarque de gás natural entre
nossas áreas de produção em Urucu e a cidade de Manaus, localizado no estado do Amazonas, na região norte. Esse
empreendimento consiste em três dutos: a) construção do duto de LPG Urucu-Coari (279 km de extensão e 10
polegadas de diâmetro nominal), b) conversão do duto existente entre Urucu e Coari (diâmetro nominal de 18
polegadas), e c) construção do gasoduto Coari-Manaus (383 km de extensão e diâmetro nominal de 20 polegadas).
Um total de R$391 milhões foi investido em 2006 para concluir 32% do projeto.
Empresas Locais de Distribuição
Vendemos gás natural no Brasil para empresas locais de distribuição de gás, já que, de acordo com as leis
brasileiras, cada estado tem o monopólio sobre a distribuição local. A maior parte dos estados constituiu empresas
para atuar como distribuidoras locais de gás e temos participações em algumas dessas empresas.
Detemos atualmente, através de nossa subsidiária PETROBRAS Gás S.A. - GASPETRO, 19 participações
minoritárias em empresas de distribuição de gás natural em muitos estados do Brasil. A maioria das empresas
iniciou as operações. A GOIASGAS, empresa de distribuição de gás natural, entrou no grupo de empresas
operacionais em novembro de 2006, quando iniciou suas operações com GLP, fornecido pela GAS LOCAL. A GAS
LOCAL iniciou suas operações em agosto de 2006, vendendo GLP, como uma joint venture com a Praxair Inc.
Entretanto, quatro empresas (CEBGÁS, RONGÁS, GASAP e GASMAR) ainda não iniciaram suas operações.
Também, no Estado do Espírito Santo, temos o direito exclusivo de distribuir gás natural por nossa subsidiária BR.
Em 2006, as empresas de distribuição de gás nas quais temos uma participação (ALGÁS, BAHIAGÁS,
CEGÁS, CEG-RIO, COMPAGÁS, COPERGÁS, MSGAS, GASPISA, PBGÁS, POTIGÁS, SCGÁS, SERGAS,
SULGAS e GASMIG) detêm um total de ativos de R$ 2.411 milhões (US$ 1.128 milhões) em comparação aos R$
2.289 milhões (US$ 978 milhões) em 2005. Os ativos são, principalmente, uma extensão total do gasoduto de 2.654
milhas (4.272 quilômetros).
Também em 2006, o volume médio de distribuição de gás das empresas nas quais temos uma participação
ter sido 665.632 milhões de pés cúbicos de gás natural por dia, ou 18.849 milhões de metros cúbicos por dia
aumentando em aproximadamente 1,8% no último ano. A receita operacional líquida total em 2006 foi de R$ 3,939
bilhões (US$ 1,842 bilhão) em comparação aos R$ 3,467 bilhões (US$ 1,481 bilhão) em 2005.
O lucro líquido total das empresas nas quais temos uma participação aumentou, e atingiu R$ 331,0 milhões
(US$ 154,8 milhões) no ano passado em comparação aos R$ 299,0 milhões (US$ 127,8 milhões) em 2005.
Em 2006, os investimentos nas empresas nas quais temos uma participação atingiram um total de R$ 269,6
milhões (US$ 126,1 milhões) em comparação aos R$ 290,8 milhões (US$ 124,2 milhões) em 2005.
Algumas das empresas operacionais de distribuição nas quais temos uma participação celebraram contratos
de abastecimento de gás de longo prazo conosco de acordo com os quais essas empresas têm obrigações de comprar
gás (no caso de contratos relacionados ao gás brasileiro), e obrigações de compra de gás ship-or-pay (no caso de
contratos relacionados ao gás boliviano ou com produtores de energia a gás).
A tabela a seguir estabelece nossas vendas domésticas de gás natural para empresas de distribuição
coligadas e não coligadas locais em cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:
59
VENDAS DOMÉSTICAS DE GÁS NATURAL PARA EMPRESAS LOCAIS DE DISTRIBUIÇÃO
Anos findos em 31 de dezembro de
2006
2005
2004
1.355
5,2%
1.289
11%
1.164
19%
(em milhões de pés cúbicos padrão por dia)
Total de vendas anuais médias (i) ..........
Crescimento de vendas anuais(i)............
(i)
O volume de gás natural vendido para empresas locais de distribuição (térmica e não térmica). Nosso consumo interno e o
gás natural recebido por transferência interna não estão incluídos.
Compromissos e Contratos de Venda
Nosso investimento no gasoduto Bolívia-Brasil em 1998 foi resultado de um contrato de fornecimento de
gás, ou GSA, de 1996 para a compra de gás natural entre a estatal de gás boliviana, Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Bolivianos –YPFB, e nós. O GSA exige que nós compremos da YPFB quantidades específicas de gás
natural transportado pelo gasoduto durante um prazo de 20 anos.
Compromissos de compra de gás. De acordo com nossos contratos com a YPFB assinados em 1998 para a
compra de gás natural, concordamos em comprar volumes mínimos de gás natural da Bolívia a um preço que varia
com o preço do óleo combustível. Compramos e pagamos em 2006, 2005 e 2004, aproximadamente US$ 1,3
bilhões, US$ 799 milhões e US$ 544 milhões, respectivamente. Esse aumento resultou dos preços mais altos (que
refletiram os preços internacionais de óleo e combustível) e o aumento nos valores importados: 24,44 milhões m3/d
em 2006, em oposição aos 22,96 milhões m3/d em 2004 e 19,94 milhões m3/d em 2004. Durante 2002 e 2003,
compramos menos do que os volumes mínimos estabelecidos em nosso contrato com a YPFB, e, portanto, pagamos
um valor total de US$ 81 milhões para cumprir nosso compromisso de compra. Estabelecidos abaixo estão os
volumes mínimos com os quais concordamos nos termos desses contratos, junto a uma estimativa dos valores que
somos obrigados a pagar por esses volumes mínimos:
COMPROMISSOS DE COMPRA DE GÁS NATURAL
Projeção de Petróleo Brent (1)
Obrigação de Volume (milhões de metros
cúbicos por dia) .................................................
Obrigação de Volume (milhões de pés cúbicos
por dia)...............................................................
Pagamentos estimados (milhões de US$)(1) .....
2007
50
50
2008
35
35
2009
30
30
2010
30
30
2011
30
30
24
24
24
24
24
850
1.101
850
884
850
758
850
740
850
740
(1)
As projeções corporativas anunciadas em junho de 2006 no Plano de Negócios de 2007-2011.
(2)
Valores calculados com base nos preços atuais estabelecidos de acordo com os contratos projetados constantes para o
futuro. Os preços podem ser ajustados no futuro e os valores reais podem variar. Desses valores, 25,3% estão relacionados
à Petrobras Bolívia
Em relação ao contrato de compra de gás de longo prazo (O Contrato de Abastecimento de Gás, ou "GSA")
para abastecer as plantas de energia termoelétrica e para outros usos no Brasil, a Empresa celebrou um contrato, com
uma produtora de gás que constituiu um instrumento financeiro derivativo de acordo com o SFAS 133. Esse
contrato, o Contrato de Redução de Volatilidade do Preço de Gás Natural, (o "PVRC"), foi assinado com a
finalidade de reduzir os efeitos da volatilidade de preço prevista no GSA. Os termos do PVRC incluem um collar de
preço para o período de outubro de 2002 a dezembro de 2019, com a nossa empresa recebendo pagamentos em
dinheiro quando o preço calculado for superior ao teto estabelecido, e a nossa empresa fazendo pagamentos em
dinheiro quando o preço for inferior ao piso estabelecido, sem nenhum pagamento em dinheiro ser feito quando o
preço estiver entre o teto e o piso. Em 31 de dezembro de 2005, registramos um ativo de derivativo com base no
60
cálculo do valor justo totalizando US$ 547 milhões e um passivo de US$ 144 milhões, que é considerado um
incentivo de compra diferido. Em virtude da nova Lei de Hidrocarbonos da Bolívia (Vide a Nota Explicativa 21 às
nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas), a outra parte envolvida no PVRC contestou o contrato,
alegando, entre outras coisas, force majeure e ônus excessivo. Em 12 de agosto de 2006, as partes concordaram em
cancelar o PVRC. Como resultado, em 14 de agosto de 2006, recebemos US$ 41 milhões e baixamos as contas a
receber com relação ao PVRC no valor de US$ 77 milhões. Ajustamos os ativos e passivos de valor justo com
relação ao PVRC pelo registro de uma despesa financeira de US$ 328 milhões durante o primeiro trimestre de 2006
como resultado dos aumentos fiscais na Bolívia. No segundo trimestre de 2006, registramos a baixa do ativo de
valor justo restante de US$ 94 milhões como conseqüência do cancelamento do contrato.
Compromissos ship-or-pay. Para dar suporte ao financiamento para o gasoduto Bolívia-Brasil, também
celebramos obrigações de compra incondicionais ship-or-pay para o transporte of gás natural com a Gás
Transboliviano, ou GTB e a Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil ou TBG, as empresas que detêm e
operam as partes boliviana e brasileira do gasoduto, respectivamente. A parte da TBG do financiamento do gasoduto
está consolidada em nosso balanço patrimonial. Nossas obrigações de volume nesses acordos ship-or-pay em geral
se destinam a cumprir as obrigações de compra de gás a respeito de nossos contratos de compra de gás com a YPFB.
A capacidade total de 1.060 milhões de pés cúbicos padrão por dia (30 milhões de metros cúbicos por dia) também
inclui uma opção de capacidade de transporte de 212 milhões de pés cúbicos padrão por dia (6 milhões de metros
cúbicos por dia), válida por um prazo de 40 anos. Essa opção de capacidade de transporte foi concedida a nós em
contraprestação por nosso investimento acordado de aproximadamente US$ 379 milhões no gasoduto Bolívia-Brasil.
O total estimado do custo do projeto foi de US$ 1,9 bilhão. Em 2006, 2005 e 2004, a Petrobras fez um total de
pagamentos de aproximadamente US$ 483 milhões, US$ 532 milhões e US$ 348 milhões, respectivamente. Desses
valores, aproximadamente US$ 473,5 milhões, US$ 302 milhões e US$ 463 milhões corresponderam,
respectivamente, aos pagamentos feitos para a TBG pelo transporte de gás natural. Estabelecidos abaixo estão os
volumes mínimos com os quais concordamos nos acordos ship-or-pay, junto a uma estimativa (assumindo certas
alterações no Índice de Preço ao Consumidor norte-americano (IPC)) dos valores que somos obrigados a pagar por
esses volumes mínimos:
COMPROMISSOS SHIP-OR-PAY DE GÁS NATURAL (TBG)
Compromisso de Volume (milhões de metros
cúbicos por dia)(1).....................................................
Compromisso de Volume (milhões de pés cúbicos
por dia)(1)..................................................................
Pagamentos Estimados (milhões de US$)(1).............
2010
2011
2007
2008
2009
30
30
30
30
30
1.059
1.059
1.059
1.059
1.059
393,80
393,57
398,21
401,96
404,11
2010
2011
COMPROMISSOS SHIP-OR-PAY DE GÁS NATURAL (GTB)
2007
Compromisso de Volume (milhões de metros
cúbicos por dia)(1).....................................................
Compromisso de Volume (milhões de pés cúbicos
por dia)(1)..................................................................
Pagamentos Estimados (milhões de US$)(1).............
2008
2009
30
30
30
30
30
1.059
1.059
1.059
1.059
1.059
58,49
58,79
59,08
59,37
59,67
Contratos de venda de gás natural. Considerando essas obrigações de compra de gás e ship-or-pay,
celebramos ou negociamos compromissos firmes de venda de gás e ship-or-pay para vender nosso gás natural
doméstico e internacional para empresas de distribuição de gás e usinas termoelétricas locais, cuja maior parte nós
operamos e nas quais detemos uma participação minoritária.
61
Os acordos com as usinas termoelétricas são feitos por contratos com as empresas locais de distribuição, as
quais, por sua vez, celebram contratos back-to-back [modelo de contrato de transferência de direitos e obrigações de
compra e venda] com as usinas termoelétricas, e uma parte dos pagamentos da compradora de gás é, em geral,
garantida para a Petrobras pelas empresas controladoras das empresas de energia a gás ou por garantias financeiras.
Nosso total de vendas de gás natural, que inclui as vendas para empresas de energia a gás, para 2006, 2004 e 2004,
foi de aproximadamente US$ 2.879 milhões US$ 2.398 milhões e US$ 1.876 milhões, respectivamente. A tabela
abaixo estabelece os compromissos por empresas de distribuição de gás e por usinas termoelétricas locais para a
compra firme de volumes de gás natural da nossa empresa com início em 2007, junto a uma estimativa dos valores
obrigados a serem pagos por esses volumes, incluindo os volumes em contratos firmes, contratos em renegociação, e
novos contratos flexíveis firmes em negociação:
CONTRATOS DE VENDA DE GÁS NATURAL
2007
2008
2009
2010
2011
(em milhões de pés cúbicos padrão por dia)
Para Distribuição Local de Gás
Empresas
Partes relacionadas(1)...........................................
Terceiros ...............................................................
Para Usinas de Geração de Energia ......................
Partes relacionadas(1)...........................................
Terceiros ...............................................................
Total......................................................................
500
640
508
640
544
642
549
645
560
646
107
104
1.351
107
104
1.359
107
259
1.552
107
259
1.560
107
259
1.573
Recebimentos Contratuais Estimados (milhões de
US$)(2)(3) ............................................................
$ 2.416
$ 2.663
$ 3.224
$ 3.153
$3.093
(1)
(2)
Para os fins desta tabela, “partes relacionadas” incluem todas as empresas locais de distribuição de gás e usinas de
geração de energia nas quais temos uma participação e “terceiros” se referem àqueles nos quais não temos uma
participação.
Os valores mostram as receitas líquidas de imposto. As estimativas têm como base contratos firmes e não incluem
consumo ou transferência internos. Os volumes estimados têm como base em acordos do tipo “take or pay” [modelo
de contrato de compra e venda em que o comprador fica obrigado a pagar pela encomenda que fez,
consumindo ou não o produto] em nossos contratos, não em vendas máximas.
(3)
Os preços podem ser ajustados no futuro e os valores reais podem variar.
Determinação de Preços. Em 1o de junho de 2001, o governo brasileiro instituiu um mecanismo que
permite que um componente indexado em dólar norte-americano do mecanismo de determinação de preço do gás
natural seja passado para as usinas termoelétricas por um período de 12 anos, de acordo com a Portaria no 176 (um
ato regulamentar conjunto emitido pelo Ministério das Minas e Energias e o Ministério da Fazenda), que foi
atualizada pela Portaria no 234 emitida em 22 de julho de 2002. Vide “— Regulamentos do Setor de Óleo e Gás no
Brasil — Regulamentação de Preços—Gás Natural.” Esse mecanismo nos possibilitou vender gás natural para
diversas usinas termoelétricas que não desejavam comprar gás natural de acordo com o regulamento de preço de gás
anterior em virtude de ele exigir que a compradora assuma o risco de taxa de câmbio no ano. De acordo com a nova
fórmula, as flutuações da taxa de câmbio são refletidas nos preços do gás anualmente, enquanto seremos
remunerados ao preço de mercado com base nas taxas de juros por qualquer atraso resultante nos ajustes do preço do
gás.
Energia
O Brasil atualmente tem uma capacidade de geração de eletricidade instalada de aproximadamente 96.623
MW. Mais de 96% dessa capacidade está interconectada para formar um único sistema integrado, com
aproximadamente 90% da eletricidade fornecida para esse sistema vindo de fontes hidrelétricas. Como resultado do
rápido crescimento na demanda de eletricidade, junto ao investimento limitado no setor durante as duas últimas
décadas e uma alta dependência de energia hidrelétrica (e, conseqüentemente, a susceptibilidade a uma estiagem
prolongada), acreditamos que uma capacidade de geração adicional substancial precise ser desenvolvida no Brasil.
62
Novo Modelo Regulamentar
Um Novo Modelo Regulatório do Setor de Energia Elétrica Brasileiro, Lei no 10.336, foi introduzido em 16
de março de 2004 com a promulgação da Lei de Novo Modelo de Indústria. De acordo com o novo modelo, a
disponibilidade de energia garantida pode ser vendida de acordo com contratos regulamentados ou contratos livres.
A disponibilidade de energia vendida de acordo com os contratos regulamentados deve ser adquirida por leilões
públicos e a disponibilidade de energia vendida de acordo com o mercado livre é negociada livremente por contratos
bilaterais. O novo modelo regulamentar também cria incentivos para investimentos em geração de energia.
O primeiro leilão para novas usinas elétricas foi realizado em dezembro de 2005. Participamos do leilão e
vendemos 1.391 MW de energia de nossas usinas termoelétricas com a intenção de garantir contratos de longo
prazo. Os contratos representaram 42% da energia vendida no leilão.
Dos 1.104 MW vendidos no leilão de outubro de 2006, 48,5% (535 MW) eram de usinas de energia
termelétrica. Nossas vendas totalizaram 205 MW, 18,6% da energia vendida no leilão.
Situação dos Investimentos
Acreditamos que nossa participação na construção e no desenvolvimento de usinas termoelétricas tem
benefícios estratégicos para nossos negócios em virtude de:
•
Nossa participação no setor de energia ajudar a criar um mercado para o gás natural disponibilizado
por nossos investimentos nos negócios de gás natural;
•
Sermos capazes de construir plantas de co-geração “dentro do limite” perto de nossas refinarias e
outras instalações, o que nos fornece uma fonte confiável e econômica de eletricidade para uso em
nossas próprias refinarias; e
•
Essas usinas de co-geração também produzem valor para uso por nossas refinarias e em projetos de
aprimoramento de recuperação de petróleo em terra. Por exemplo, a usina de energia termelétrica,
Termoaçu, que atualmente está em construção, gerará vapor a partir da Unidade de Exploração e
Produção do Rio Grande do Norte e Ceará. A produção e o consumo de vapor reduzem os custos
gerais de gerar eletricidade, tornando o custo dessa eletricidade competitivo em relação à outra geração
de energia a gás, incluindo novos desenvolvimentos hidroelétricos.
Além disso, concluímos um programa para a aquisição de certas usinas termoelétricas, para reduzir as
perdas resultantes das obrigações contratuais sofridas previamente.
O principal fim dessas aquisições é reduzir nossa exposição financeira em relação a essas usinas
termoelétricas comerciais. Vide “— Exposição Financeira.”
Exposição Financeira
Para encorajar o desenvolvimento de algumas das usinas termoelétricas nas quais participamos com uma
participação patrimonial, ou para as quais vendemos nosso gás natural, celebramos contratos para fornecer suporte
econômico para essas usinas termoelétricas. Nossas obrigações de acordo com esses contratos foram estruturadas
como contratos de tolling [modelo de contrato no qual uma parte recebe pelo combustível ou pelo transporte do
combustível para uma instalação de geração usando a energia gerada na instalação] pelos quais concordamos em
fornecer cada um dos insumos para produzir eletricidade e operar a usina, bem como comprar a eletricidade,
remunerando a usina termoelétrica a um preço que manterá o capital (patrimônio e dívida).
Celebramos apenas contratos de tolling com usinas termoelétricas nas quais temos uma participação
acionária. Nossos compromissos de energia nesses contratos de tolling são os seguintes:
63
COMPROMISSOS PROJETADOS DE COMPRA GARANTIDA DE ENERGIA
PLANTA
2007
2008
2009
(Média de MW)
FAFEN
TermoBahia
Total de Contratos de Tolling NE.................................................
Ibiritermo
Total de Contratos de Tolling S/SE..............................................
138
186
324
226
226
138
186
324
226
226
138
186
324
226
226
Em 2007 A capacidade de geração total a respeito da qual temos compromissos de tolling, com base em
compromissos de projetos em construção ou operação, é de 550 MW.
Esperamos que a eletricidade que compramos de acordo com os contratos de tolling será parcialmente
usada para a demanda em nossas instalações, estimada para ser 282 MW em 2007, 296 MW em 2008 e 310 MW em
2009, alocada entre as regiões Nordeste e Sul/Sudeste do Brasil. A UTE FAFEN tem um contrato de compra de
energia para a venda de energia elétrica para terceiros (distribuidores/concessionárias). Até o final do quarto
trimestre de 2005, vendemos disponibilidade de energia em leilões coordenados pela MME, por meio de contratos
de energia de 15 anos, iniciando em 2008, com volumes crescentes, atingindo 1391 MW em 2010. Nossa estratégia
comercial é continuar a venda de nossa capacidade restante em leilões públicos para distribuidores e a venda para
grandes consumidores por contratos de compra de energia.
Em 28 de dezembro de 2006, celebramos um contrato com a Companhia Paranaense de Energia (COPEL)
para arrendar a usina termelétrica Araucária, uma usina na Região Metropolitana de Curitiba com 484,5 megawatts
de capacidade. Nosso contrato de arrendamento com a UEG Araucária está em vigor até 31 de dezembro de 2007, e
poderá ser prorrogado por um período de até 12 meses. Também arrendamos a usina termelétrica Bahia I em 28 de
dezembro de 2006, uma usina com 31,6 megawatts de capacidade.
Em 27 de abril de 2007, a Petrobras assinou um contrato com a Empresa Metropolitana de Águas e Energia
SA (EMAE) para arrendar a usina de energia a óleo Piratininga, localizada na região metropolitana de São Paulo, o
maior mercado de energia no Brasil. A Petrobras opera uma usina termelétrica no mesmo local, a Usina Fernando
Gasparian. A operação da usina termelétrica juntamente com parte da unidade de energia a óleo Piratinga permitirá
540 megawatts de capacidade. Além disso, será possível atingir uma capacidade de 200 megawatts da usina de
energia a óleo. Esse acordo prevê uma maior flexibilidade operacional e aumenta o valor total de energia que
podemos fornecer. O arrendamento estará em vigor até 2024.
Alternativa de Energia Renovável
Nossa estratégia no desenvolvimento de energia tem como base a energia renovável, eficiência de energia e
os ganhos potenciais em créditos de carbono em virtude de emissões evitadas promovidas por essas atividades.
Energia Renovável
Visamos nos tornarmos líder em produção de biodiesel nacional e expandir nossa participação nos negócios
de etanol. Para atingir esses objetivos, desenvolvemos e pretendemos investir US$ 700 milhões em várias
iniciativas relativas a fontes de energia renovável, conforme descrito em nosso Plano de Negócios de 2007-2011.
Já temos uma usina de energia eólica com uma capacidade de 1,8 MW em Macau - RN, nordeste do país.
Primeiramente, pretendemos usar a energia produzida para consumo interno. Outros projetos para usinas de energia
eólicas e pequenas usinas hidrelétricas estão em estudo. Esses projetos expandirão nosso uso de energia renovável.
Nosso Plano de Negócios de 2006 projetava a produção em 855 milhões de litros (225,87 milhões de galões) de
biodiesel até 2011, bem como exportar 3,5 bilhões de litros (924,6 milhões de galões) de etanol e gerar 240 MW de
eletricidade por uma fonte de energia renovável.
64
Biodiesel
O Brasil é um importante participante no mercado de biocombustíveis internacional e tem um clima
altamente favorável e solo para a biomassa crescente, de forma específica para colheitas de grãos oleaginosos.
Com esse crescimento e de acordo com nossa estratégia de nos tornarmos líderes nacionais no setor de
biodiesel como empresa de energia integrada, começamos a construção de 3 plantas de processamento em 2006. As
instalações em Candeias (BA), Montes Claros (MG) e Quixadá (CE), produzirão aproximadamente 57 milhões de
litros de biodiesel por ano e começará as operações até o final de 2007.
Em janeiro de 2008, o acréscimo de biodiesel ao óleo diesel será obrigatório, na proporção de 2%. Para a
aquisição de matérias-primas – soja, algodão, óleo de rícino e óleo de palma e um grão oleaginoso chamado pinhão
manso – além de gordura animal, celebramos parcerias com pequenos negócios agrícola, aproveitando os incentivos
fiscais concedidos aos produtores de biodiesel que geram trabalho e renda para negócios agrícolas familiares.
O biodiesel reduz a emissão de gases que criam o efeito estufa, em virtude de sua origem vegetal, enxofre e
matéria particulada, otimizando o desempenho de motores. Além das vantagens ambientais e sociais, de acordo com
o aumento no uso de fontes renováveis de energia, nosso produto acelerará o final da necessidade de importar
combustível diesel.
Desenvolvimento Sustentável
Nossas ações relacionadas ao desenvolvimento sustentável de energia em 2006 que visam avaliar a
implementação de projetos para evitar emissões de gases de efeito estufa (GHG), em todo o sistema Petrobras para
obter Reduções de Emissão Certificada (CER) de acordo com o Mecanismo de Desenvolvimento Limpo (CDM) e
normas do Protocolo de Kyoto, bem como para propor políticas de venda a respeito desses CERs. Estudamos a
viabilidade técnica e metodologias de base para obter aprovação e registro desses projetos com o Conselho
Executivo da CDM. Registramos o primeiro Projeto CDM da Petrobras em março de 2007. Esse projeto representa
o uso de energia eólica como substituto para a geração de energia com combustíveis fósseis nas plataformas de
Aratum, no Rio Grande do Norte. Outros projetos em andamento, principalmente ligados à área de refino e
distribuição, se destinam a elaborar o Documento de Design de Projeto CDM, um modelo no qual uma empresa
descreve cálculos para emissões reduzidas de acordo com o Protocolo de Kyoto. Eles incluem a geração de energia
em turbo expanders em diversas refinarias, redução de N2O na área de produção de fertilizante, e o uso de calor de
gases emitidos, entre outros.
Eficiência de Energia
A consolidação de nosso uso de energia e o aprimoramento da eficiência de energia em nossas unidades
foram as principais atividades do Programa Interno de Conservação de Energia.
Em 2006, houve uma redução relativa na queima de combustíveis fósseis economizando aproximadamente
1.084 barris de óleo equivalente por dia; um volume que resultou em economias de aproximadamente US$ 20
milhões e que evitou emissões de aproximadamente 171 mil toneladas de CO2 em 2006.
Além disso, o Programa Nacional de Racionalização do Uso dos Derivados e Gás Natural, ou CONPET,
um programa do governo envolvido em questões ambientais e coordenado por nós, facilitou a prevenção de cerca de
818 mil toneladas de emissões de CO2 na atmosfera em 2006, economizando aproximadamente 305 milhões de
litros de óleo diesel e aumentando a eficiência do motor em 7%.
Internacional
Resumo e Estratégia
Em 2006, aproximadamente 6,8% de nossas receitas líquidas foram gerados fora do Brasil. Procuramos
evoluir de uma empresa integrada de petróleo e gás no Brasil para uma líder no setor de energia na América Latina e
uma forte participante no mercado internacional.
65
Atualmente, planejamos manter regionalmente o foco em nossas atividades de exploração,
desenvolvimento e produção não brasileiras, em áreas nas quais podemos explorar com êxito nossas vantagens
competitivas, tais como perfuração em águas profundas. Pretendemos, especialmente, perfurar na costa oeste da
África e no Golfo do México e em terra na América do Sul. Adquirimos recentemente direitos de participação em
quatro blocos de exploração no mar em Angola. Também estamos expandindo nossas participações na América do
Sul na área de distribuição e refino. Durante 2006, os seguintes novos ativos foram comprados: uma planta de
lubrificantes, estações de serviço e lojas de conveniência na Colômbia; estações de serviço, instalações de
distribuição de derivados (asfalto, óleos lubrificantes e produtos de aviação) e uma planta de reabastecimento de
GLP no Paraguai; e estações de serviço, instalações de distribuição de derivados (asfalto, óleos lubrificantes e
produtos de aviação), e uma empresa de distribuição de gás natural no Uruguai.
Orçamos US$ 12,1 bilhões em investimentos para o período de 2007 a 2011 para investimentos
internacionais.
Nossas principais estratégias na área são:
•
buscar uma posição de liderança como uma empresa integrada de energia em toda a América Latina;
•
expandir as operações de exploração e produção no Golfo do México e Oeste da África.
•
Expandir nossas operações em novas explorações e produção em áreas nas quais temos vantagens
competitivas;
•
Expandir as atividades de refino e distribuição em mercados lucrativos com um alto potencial para
crescimento;
•
Acrescentar valor à nossa produção de petróleo pesado;
•
Incorporar reservas de gás natural e operar no mercado de LGN; e
•
Internacionalizar e agregar valor à nossa marca.
Nossos resultados internacionais estão refletidos na área “Internacional” em nossas demonstrações
financeiras consolidadas auditadas.
Exploração e Produção
Durante 2006, conduzimos atividades internacionais de exploração na Argentina, Bolívia, Colômbia,
Nigéria, nos Estados Unidos e Venezuela. Além disso, estamos atualmente realizando estudos para avaliar os blocos
onde temos participações em Angola, Argentina, Colômbia, México, Nigéria, Estados Unidos, Irã, Guiné Equatorial,
Tanzânia, Turquia e Líbia. As atividades de produção foram conduzidas em Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia,
Equador, México, Peru, Estados Unidos e Venezuela. Conjuntamente, essas atividades representaram 23,9% de
nosso total de investimentos em exploração e produção de petróleo e gás natural. Nossos investimentos em
exploração e desenvolvimento internacional foram de US$ 2.304 milhões em 2006, US$ 1.067 milhões em 2005,
US$ 666 milhões em 2004. A tabela a seguir fornece informações sobre a alocação dessas despesas em cada um dos
anos de 2006, 2005 e 2004:
66
ATIVIDADES DE DISTRIBUIÇÃO DE INVESTIMENTOS NAS ATIVIDADES INTERNACIONAIS DE
EXPLORAÇÃO
Argentina ................................................
Bolívia.....................................................
Colômbia.................................................
Peru, Equador e Venezuela .....................
América do Sul ................................
Costa Oeste da África .............................
Golfo do México .....................................
Outros......................................................
Total .........................................
2006
6,4%
0,6
3,6
1,1
11,7
43,7
31,5
13,1
100,0%
2005
7,2%
4,4
4,6
0,3
16,5
47,8
33,9
1,8
100,0%
2004
3,1%
0,2
3,5
2,4
9,2
52,0
36,8
2,0
100,0%
Desenvolvimento
Durante os últimos três anos, participamos no desenvolvimento de diversos campos internacionalmente.
Eles incluem: quatro na Colômbia (Guando, Rio Ceibas, Yaguara e Santiago e Espinal), três nos Estados Unidos
(GB 200 e North Coulomb e Cottonwood ), um em Angola (Bloco 2), dois na Nigéria (Akpo e Agbami), muitos nos
campos na Argentina concentrados nas bacias de Neuquen e Austral (mais importantes os campos Medanito, Puesto
Hernandez, Rio Néuquen, Santa Cruz I e Santa Cruz II), quatro na Bolívia (San Alberto, San Antonio, e Colpa
Caranda e Monteagudo), um no Equador (Bloco 18), um no Peru (Lote X) e quatro na Venezuela (Ortiupano-Leona,
Mata, Acema e La Concepción). Em 2006, nossa produção líquida fora do Brasil foi, em média, de 142,2 mil barris
por dia de petróleo e LGN e 101,1 mil barris de óleo equivalente de gás natural por dia a um custo médio de
extração de US$ 3,36 por barril. A tabela a seguir fornece informações sobre a alocação de nossas atividades
internacionais de desenvolvimento para cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004.
ALOCAÇÃO DE INVESTIMENTOS EM ATIVIDADES INTERNACIONAIS DE DESENVOLVIMENTO
Argentina ...................................................
Peru............................................................
Equador .....................................................
Bolívia .......................................................
Colômbia ...................................................
Venezuela ..................................................
2006
26,5%
5,8
3,6
1,3
2,8
1,8
2005
36,2%
8,3
16,7
1,7
4,6
15,9
2004
41,9%
10,9
7,4
1,5
6,8
28,4
América do Sul..................................................
Costa Oeste da África........................................
Golfo do México ...............................................
Total..................................................................
41,8
41,0
17,2
100,0%
83,4
15,0
1,6
100,0%
96,9
1,4
1,7
100,0%
Atividades na Argentina
Operamos na Argentina principalmente por meio de nossa subsidiária PESA - Petrobras Energía S.A.
(ADR: PZE), na qual temos uma participação de 67,2%.
Em 31 de dezembro de 2006, nossas reservas combinadas de petróleo e gás natural provadas na Argentina
eram de aproximadamente 311 milhões de barris de óleo equivalente, aproximadamente 60,5% das quais eram
reservas provadas desenvolvidas e aproximadamente 39,5% das quais eras reservas provadas não desenvolvidas.
A produção da PESA na Argentina está concentrada nas Bacias de Neuquén e Austral. A PESA detém 670
mil acres líquidos em concessões de produção na Bacia de Neuquén e 2.456 mil acres líquidos em concessões de
produção na Bacia Austral. Nossa área bruta de produção na Argentina totalizava 4.807 mil acres (3.233 mil
67
líquidos). Para os anos findos 31 de dezembro de 2006, a produção combinada de petróleo e gás natural na
Argentina foi, em média, de 107,9 mil barris de óleo equivalente por dia.
Na área de distribuição e refino, temos capacidade de refino de 81 mil barris por dia, distribuída em duas
refinarias operando com uma taxa de produção de 78%. Também temos uma participação de 28,5% na Refinaria Del
Norte. Também participamos no setor de varejo na Argentina, onde atualmente detemos 719 estações de serviço de
varejo que operam sob os nomes de marca Petrobras (492 estações), Eg3 (190 estações) e San Lorenzo (37
estações).
Também participamos, pela PESA, nos negócios petroquímicos, nos quais temos três plantas, Puerto
General San Martin, Zarate e Campana na Argentina, onde também temos uma participação de 40% na
Petroquímica Cuyo. A PESA também detém um complexo integrado petroquímico para a produção de etilbenzeno,
estireno, e uma planta de poliestireno no Brasil, a INNOVA, subsidiária integral da PESA.
Projeto MEGA
Detemos uma participação de 34% na Compañia MEGA S.A. (representando um investimento total de US$
80,3 milhões), uma joint venture entre a Repsol-YPF e a Dow Chemical para fracionar líquidos de gás natural. A
empresa consiste em uma planta de processamento de gás natural em Loma La Lata (Província de Neuquén), um
duto com extensão de 600 km e uma planta de separação e porto, armazenagem e instalações de tratamento de
efluentes em Bahía Blanca (Província de Buenos Aires). Somos obrigados, de acordo com o contrato de off-take
para comprar volumes mínimos de GLP e gasolina natural, se entregue, a preços de mercado.
Outras participações da PESA
A respeito do setor de Gás e Energia, participamos, pela PESA, na qualidade de acionista indireta na TGS,
que detém um duto com extensão de 7.500 km com capacidade de transporte contratado firme atual de 71,6 milhões
de metros cúbicos por dia e uma planta de processamento de gás localizada em Bahía Blanca, com uma capacidade
de processamento de 43 milhões de metros cúbicos por dia.
Em relação aos ativos de eletricidade na Argentina, cobrimos toda a cadeia produtiva, respondemos por
6,5% da geração de eletricidade do país pelas participações acionárias em duas plantas de geração, Pichi Picún
Leufú (geração hidrelétrica) e Genelba (geração de energia a gás). Também temos uma participação indireta na
maior empresa de transmissão da Argentina, Transener, e detentora de 95% da rede de alta tensão da Argentina. Em
junho de 2006, o Conselho de Administração da PESA aceitou os termos da oferta vinculativa apresentada pela Eton
Park Capital Management para a aquisição de nossa participação acionária de 50% na Citelec e, como parte dessa
oferta, nossa participação de 22,22% na Yacylec. Em agosto de 2006, a Petrobras Energía celebrou um contrato de
compra de ações com a EP Primrose Spain S.L. (uma empresa controlada pela Eton Park Capital Management) a
respeito da oferta da Eton Park. De acordo com os termos do contrato de compra de ações e os termos do
compromisso de desinvestimento da Petrobras Energía, a consumação da transação com a Eton Park estava sujeita à
aprovação pelos órgãos e autoridades regulamentares pertinentes. Em 9 de fevereiro de 2007, a Comissão Antitruste
Argentina emitiu uma resolução rejeitando a venda das ações da Citelec para a Eton Park Capital Management. Em
março de 2007, a Petrobras Energía recebeu uma oferta da Energía Argentina S.A. (Enarsa) e da Electroingeniería
S.A. para a compra de suas ações na Citelec e Yacylec, propondo condições jurídicas, econômicas e financeiras
idênticas às anteriormente acordadas com a Eton Park Capital Management. Como resultado dessa oferta, uma carta
contrato foi assinada sujeito à aprovação pelo Conselho de Administração da Petrobras Energía, Enarsa e
Electroingeniería. A carta contrato prevê que a oferta será aceita se a rejeição da transação proposta pela EP
Primrose Spain S.L. se tornar final por meio de processos administrativos ou judiciais ou se o contrato celebrado
com a EP Primrose Spain S.L. fosse rescindido em virtude da não obtenção de todas as autorizações governamentais
exigidas. Também mantemos uma importante presença na área central de Buenos Aires, uma área com mais de 2,1
milhões de clientes, através da Edesur, a maior empresa de distribuição de energia da Argentina por volume.
Atividades Bolivianas
Em 31 de dezembro de 2006, nossas reservas provadas combinadas de petróleo e gás natural na Bolívia
eram de aproximadamente 214,7 milhões de barris de óleo equivalente, das quais aproximadamente 96,8% provaram
ser reservas desenvolvidas. Perfuramos um poço de exploração na Bolívia em 2006, mas descobrimos que não era
68
comercialmente viável. Em 2006, também iniciamos a perfuração de um poço em desenvolvimento no Campo
Sábalo, localizado no bloco San Antonio. Essa operação continuará em 2007. Nos anos findos em 31 de dezembro
de 2007, nossa produção combinada de petróleo e gás natural na Bolívia a média foi de 57 mil barris de óleo
equivalente por dia.
Em 1o de maio de 2006, o governo boliviano estabeleceu por decreto que a estatal YPFB se tornará uma
parceira em todos os ativos pertencentes ao setor de petróleo e gás.
A respeito de nossas operações em Exploração e Produção, temos uma participação de 35% nos Campos de
San Alberto e San Antonio (as outras sócias são a Empresa Petrolera Andina (50%) e Total Bolívia (15%)). Durante
o período de transição, estivemos envolvidos em negociações intensas com a YPFB e o governo boliviano
resultando na assinatura de novos contratos operacionais com a YPFB em outubro de 2006. Esses novos contratos
operacionais prevêem que (i) todos os recursos de hidrocarbono são propriedades da YPFB, (ii) mantemos nossa
situação de operadores dos campos de petróleo e gás, mas as vendas devem ser feitas por meio da YPFB, e (iii)
temos o direito de recuperar nossos custos e participar nos lucros gerados pela produção. Os contratos entraram em
vigor em maio de 2007
Em termos de nossas duas refinarias, o decreto estabeleceu a transferência de 50% mais 1 ação para a
YPFB e os restantes 49,9% sejam mantidos por nós. Entretanto, em maio de 2007, após intensas negociações com o
governo boliviano, chegamos a um acordo com a YPFB, no qual receberemos US$ 112 milhões para todas as nossas
ações da PBR. Um período de transição de dois meses foi definido no qual a transferência das operações e as ações
deverá ter ocorrido bem como o pagamento, que foi determinado a ser feito em duas partes.
Desde que as medidas de nacionalização foram primeiramente anunciadas pelo governo boliviano, nós e o
governo boliviano tivemos desentendimentos com relação aos termos do GSA. O governo boliviano tentou aumentar
os preços do gás de acordo com o contrato, mas, atualmente, concordou em manter os preços nos níveis
originalmente previstos no contrato, exceto um ágio para esses volumes com energia calorífica superior a 8.900
kcal/m3, pelos quais uma nova fórmula de preço já foi negociada, com base nos preços do mercado internacional.
A YPFB também se tornou a única distribuidora de produtos de gás e petróleo refinado na Bolívia, e
encerramos nossas atividades nessa área. Continuamos a deter a Petrobras Bolívia Distribución, ou PDB, uma
empresa com uma rede anterior de 104 estações de serviço, porém, que atualmente mantém a titularidade de apenas
26 dessas estações.
Para obter outras informações sobre nossas atividades bolivianas, consultar o Item 3. “Principais
Informações — Fatores de Risco — Riscos Relacionados às Nossas Operações – As recentes medidas de
nacionalização tomadas pelos governos bolivianos e venezuelanos podem ter um efeito desfavorável em nossos
resultados operacionais e condição financeira”.
Atividades na Venezuela
Em março de 2006, a Petrobras Energía S.A. (PESA), Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) e a
Corporación Venezolana del Petróleo S.A. (CVP) celebraram diversos Memorandos de Entendimento para migrar os
Contratos de Prestação de Serviços Operacionais para a maioria das estatais (empresas mista,), que tiveram o efeito
de limitar a participação privada nos negócios de petróleo na Venezuela. Os efeitos econômicos da migração
entraram em vigor em 1º de abril de, 2006.
Em 31 de dezembro de 2006, reservas provadas estimadas de petróleo e gás atribuídas às operações da PESA
na Venezuela totalizam 78,6 milhões de barris de óleo equivalente, respondendo por 14,1% das reservas totais da
PESA. As reservas provadas estimadas de petróleo e gás atribuídas às operações da empresa na Venezuela são
calculadas com base na estrutura contratual em vigor nessa data. Em 2006, perfuramos um poço de exploração não
produtivo na Venezuela.
Em março de 2006, a PESA celebrou diversos Memorandos de Entendimento (MOUs) para migrar os
Contratos de Prestação de Serviços Operacionais da Oritupano Leona, La Concepción, Acema e Mata Areas, para a
maioria das estatais (empresas mistas). Como conseqüência do processo de migração, o papel da PESA de
operadora foi alterado para o de acionista minoritária das empresas mistas. A nova operadora é uma empresa mista.
69
De acordo com os MOUs mencionados acima, a participação de investidores privados nas empresas mistas foi
limitada a 40%, com o governo venezuelano detento uma participação de 60%. A participação direta e indireta da
PESA nas áreas de Oritupano-Leona, La Concepción, Acema e Mata foi estabelecida em 22%, 36%, 34,5% e
34,5%, respectivamente. Antes de 1º de abril de 2006, a participação indireta da PESA nas áreas Oritupano-Leona,
La Concepción, Acema e Mata foi de 55%, 90%, 86,2% e 86,2%, respectivamente.
Os MOUs estabeleceram que a CVP reconhecerá um crédito divisível e transferível a favor das empresas
privadas que comporão as empresas parcialmente estatais. A PESA recebeu um crédito no valor de US$ 88,5
milhões. Esse crédito pode ser cedido, mas não incorrerá juros e somente poderá ser usado para investimentos
futuros na atividades de exploração de petróleo e gás, desenvolvimento ou produção na Venezuela.
A conformidade com os termos dos MOUs estava sujeita à aprovação das autoridades pertinentes,
incluindo a Assembléia Nacional, conforme especificado abaixo, e o Conselho de Administração da PESA.
A constituição da maioria das empresas estatais e os termos e condições que regem o desempenho das
principais atividades previstas, foi, na verdade, aprovada pelo Ministério da Energia e Petróleo venezuelano e a
Assembléia Nacional Venezuelana, bem como pelo Conselho de Administração da PESA.
Outras Atividades e fatos pertinentes a respeito de nossas operações na Venezuela
Em fevereiro de 2005, como parte da estratégia de cooperação entre o Brasil e a Venezuela, os dois países
assinaram 14 Memorandos de Entendimento (MOUs) destinados a desenvolver uma série de iniciativas e projetos
para aumentar a assistência e colaboração do setor de petróleo e gás.
Nós e a PDVSA somos os principais participantes nesses contratos. Para realizar esses esforços, constituímos
uma entidade separada, independente da PESA, denominada Petrobras Venezuela Inversiones y Servicios S.A.
(PEVIS). A PEVIS terá o direito de desenvolver todas as iniciativas, projetos e estudos com o suporte de contratos
de cooperação assinados entre o Brasil e a Venezuela, e além disso, a PEVIS servirá como unidade de serviço,
oferecendo conhecimento técnico e pessoal para apoiar os projetos e/ou unidades onde necessitamos desse apoio. A
PEVIS também será encarregada de encontrar e desenvolver possíveis empresas comerciais localizadas na área
local, no norte da América do Sul e no Caribe.
Em meados de julho de 2006, a PEVIS foi constituída formalmente e começou o processo de contratação de
pessoal, principalmente da PESA Venezuela. Vide o Item 3. “Principais Informações—Fatores de Risco—Riscos
Relacionados às Nossas Operações – As recentes medidas de nacionalização tomadas pelos governos boliviano e
venezuelano podem ter um efeito desfavorável em nossos resultados operacionais e condição financeira” para obter
uma descrição dos riscos relacionados a essas medidas.
Durante 2006, os projetos venezuelanos incluíram:
Carabobo 1
Esse bloco é parte da estratégia que o governo venezuelano desenvolveu para a exploração de amplas
reservas de óleo pesado extra no Cinturão do Orinoco na parte sudeste do país. Nesse caso, o desenvolvimento do
campo é, a princípio, ligado a um modelo comercial integrado verticalmente que inclui a construção de um
complexo estimulador para produzir petróleo sintético com melhor qualidade já que ele vem do petróleo pesado
extra, e também a construção de uma refinaria no nordeste do Brasil (estado de Pernambuco) da qual parte da
produção do complexo estimulador será alocada.
Durante 2006, nós, por meio da PEVIS, trabalhamos com esse modelo em seus diferentes estágios. Com
relação à produção, durante o segundo semestre do ano, uma equipe técnica trabalhou sobre a estimativa de reserva
e a certificação do bloco Carabobo 1. Esse processo concluído oficialmente em dezembro de 2006 com uma
certificação de reserva por uma terceira parte. Em 2007, um grupo técnico conjunto de engenheiros da PDVSA e
nossos engenheiros começou a trabalhar em um plano de desenvolvimento preliminar para a parte de exploração e
produção do projeto integrado. Esse grupo analisou diversos aspectos relacionados às características da cavidade do
poço e perfuração, geologia e petrofísica, estratégia de produção, instalações, operação e manutenção e um layout
básico e distribuição de todas as instalações planejadas para o campo incluindo entrega e pontos para os fluídos.
70
Todo esse trabalho é considerado preliminar como a definição da área específica e seus limites a serem atribuídos à
sociedade mista ainda serão determinados pelo Ministério de Energia e Petróleo (MENPET).
A análise do complexo estimulador está em espera até a PDVSA apresentar os resultados de um estudo de
visualização conceitual realizado por um consórcio canadense.
A engenharia básica da Refinaria de Pernambuco foi conduzida no Brasil. A refinaria proposta será
construída na cidade de Suape, e a PDVSA terá uma participação de 40%, que é similar à participação que teremos
no campo Carabobo. Espera-se que a construção inicie no segundo semestre de 2007.
Atualmente, a PDVSA e a MENPET estão em processo de discussão dos detalhes jurídicos da área Carabobo
1 e dos contratos para essa área e para a Refinaria Pernambuco.
Mariscal Sucre
Os estudos para desenvolver quatro campos de gás no mar (Río Caribe, Mejillones, Patao e Dragón) na parte
nordeste da Venezuela, em associação com a PDVSA, foram conduzidos no Brasil. Os estudos foram realizados
durante 2006, e mantiveram o foco nas atividades de exploração e produção. Os estágios de refino e distribuição do
projeto ainda estão em seus estágios conceituais, com a PDVSA responsável por esses estudos. Apesar de esse
projeto agora estar sendo conduzido fora do Brasil, o pessoal da PEVIS está servindo como ligação entre as
autoridades venezuelanas e brasileiras para facilitar essa iniciativa.
Campos Maduros
Como parte do novo modelo comercial implementado pela PDVSA, a exploração de campos desenvolvidos
(blocos que estiveram em operação por vários anos e em alguns casos foram abandonados em virtude de sua queda
na taxa de produção com os métodos tradicionais) por meio de joint ventures incorporados (empresas mistas) com
empresas estrangeiras será projetada para diversos ativos em 2007 e 2008.
Em virtude de sua localização geográfica e das características específicas que, de algumas formas, se
assemelham aos campos que a PESA operou por dez ou mais anos, a PDVSA nos ofereceu cinco campos de seu
portfolio para serem operados por uma empresa mista entre a PDVSA e nós.
Nós e a PDVSA estudamos os campos de Lido, Limon, Nieblas, Adas e La Paz durante 2006 para criar uma
estratégia de desenvolvimento para a empresa mista. Um projeto final foi apresentado ao nosso Conselho de
Administração em março de 2007. Nesse ponto, a PEVIS foi autorizada a proceder com as negociações com a
PDVSA e MENPET para criar uma empresa mista para operar esses campos. Após nossa proposta, a PDVSA exigiu
pagamento de um bônus de entrada, um tipo de pagamento de sinal usado na concorrência, para autorizar a criação
da empresa mista. As negociações a respeito do valor desse bônus ainda estão em andamento e os resultados são
esperados durante o segundo semestre de 2007.
Projeto PT Moruy
Esse projeto está sendo desenvolvido por meio de uma joint venture incorporada com a Teikoku (PT
MORUY II, S.A.), concedendo parcelas iguais para cada empresa, para explorar um bloco marítimo no Golfo
Venezuelano chamado Moruy II, para a produção de gás não associado. Os direitos de explorar e desenvolver esse
bloco foram obtidos em uma concorrência aberta organizada pela MENPET em novembro de 2005. Em fevereiro de
2006, uma Licença de Gás foi concedida para a PT MORUY II, S.A. e todos os estudos foram oficialmente
iniciados.
A licença, de acordo com a lei venezuelana para hidrocarbonos gasosos, confere direito ao licenciado de
explorar e desenvolver a área se recursos comerciais de gás livre forem encontrados. A joint venture tem um
compromisso firme de executar um levantamento sísmico na área e a perfuração de um poço exploratório durante
um período de 30 meses.
71
Durante 2006, diversos estudos foram realizados para projetar o levantamento sísmico exigido e o processo
para implementar o levantamento, que foram terminados no terceiro trimestre de 2006. Em janeiro de 2007, o navio
a realizar os estudos sísmicos chegou no bloco Moruy II, e todos os alvarás e licenças necessários foram obtidos.
A aquisição sísmica 3D foi realizada entre janeiro e março de 2007, completando todo o escopo do estudo de
acordo com o orçamento e cronograma atribuídos, com a qualidade exigida e sem nenhum incidente ambiental ou
questão levantada pelas comunidades vizinhas. Atualmente, a interpretação dos dados físicos, desenvolvimento de
estudos técnicos associados a licenças ambientais, e o planejamento de todas as atividades relacionadas à perfuração
do poço exploratório estiverem sendo conduzidas conforme planejado.
Outros fatos relevantes durante 2007
Como uma extensão de todas as atividades e referências concluídas em 2006, em 2007, a PEVIS tomou
uma série de medidas para seguir para o desenvolvimento de seus projetos na Venezuela e também na alocação do
pessoal técnico para alguns de nossos locais para acomodar os recursos humanos de diversos dos empreendimentos
societários no Brasil e no exterior.
Atividades no Equador
No Equador, nossa subsidiária, Petrobras Energia, ou PESA opera os Blocos 18 e 31. Em 31 de dezembro
de 2006, a PESA detinha uma participação de 30% e 60% nos Blocos 18 e 31, respectivamente.
O Bloco 18 está localizado na bacia Oriente do Equador, tendo um potencial significativo de reservas de
petróleo leve de 28º a 33° API. A concessão para atividades de produção no Bloco 18 é para um prazo inicial de 20
anos a contar de outubro de 2002. Quando esse prazo expirar, as leis de hidrocarboneto equatorianas prevêem a
possibilidade de uma prorrogação de prazo de cinco anos adicionais.
O Bloco 18 tem 25 poços produtivos, dos quais 3 estão localizados no campo Pata e 22 estão localizados no
campo Palo Azul. Nenhum poço de exploração foi perfurado no Equador durante 2006. Em 2006 a perfuração de 8
poços produtivos resultou em um aumento significativo na produção. A planta de tratamento de óleo e os dutos
entraram em operação em dezembro de 2006 e atualmente permitem o tratamento de 40.000 barris de óleo seco por
dia e aumento na produção bruta que tinha sido limitada pelas anteriores instalações de produção.
O Bloco 31 está localizado em uma área ecológica altamente sensível da selva amazônica na parte central
da fronteira leste da bacia do Alto Amazonas e abrange uma área de 494 mil acres líquidos. De acordo com o
contrato de compartilhamento de produção do bloco celebrado entre a Petroecuador e a PESA, a Petroecuador tem
direito a uma parte da produção de petróleo que varia entre 12,5% e 18,5%, dependendo da produção de petróleo
diária do campo e da gravidade do petróleo.
A PESA conduziu um amplo trabalho exploratório no Bloco 31, incluindo a perfuração de quatro poços
exploratórios, que levaram à descoberta dos campos Apaika/Nenke, Obe, e Minta.
Em agosto de 2004, o Governo equatoriano aprovou um estudo de impacto ambiental, mas em virtude das
limitações impostas pelo Ministério do Meio Ambiente no Equador (MAE) com relação às obras no Parque
Nacional Yasuní, as obras foram temporariamente suspensas. A Petrobras Energía Ecuador, MAE e o Ministério das
Minas e Energias do Equador estão trabalhando para acordar sobre um novo plano de desenvolvimento para o Bloco
31. Com base na proposta apresentada pela Empresa, o novo projeto de desenvolvimento associado aos campos
Apaika e Nenke minimizará o impacto no Parque Nacional Yasuní. A PESA usará tecnologia de ponta com relação
à produção de petróleo e proteção ambiental, isso certamente sendo um exemplo de integração entre as atividades de
produção de petróleo e a natureza.
Em relação à exploração dos Blocos 18 e 31, a PESA assinou um contrato com a OCP (Oleoducto de
Crudos Pesados), pelo qual a capacidade de transporte de óleo de 80.000 barris/dia é garantida por um prazo de 15
anos, iniciando em 10 de novembro de 2003.
Em 11 de janeiro de 2007, a PESA obteve a aprovação do Governo equatoriano, para o contrato de venda
pelo qual ela transferirá 40% de seus direitos e participações nos Blocos 18 e 31 e os direitos e obrigações
72
correspondentes, incluindo na OCP, para a Teikoku Oil Co. Como resultado dessa autorização, as partes atualmente
estão em processo de concluir as formalidades necessárias, incluindo as etapas necessárias para a obtenção de
alterações aos contratos de participação, para incorporar a Teikoku como uma parceira nos contratos para os Blocos
18 e 31. Quando essas alterações forem finalizadas, os termos e condições econômicas da transação da Teikoku
entrarão em vigor. Vide “—Internacional—Atividades do Equador.”
Em 31 de dezembro de 2006, as reservas provadas de petróleo da PESA no Equador eram de
aproximadamente 53,9 milhões de barris de petróleo e sua produção de petróleo era de 11,9 mil barris por dia em
média.
Atividades no Peru
Em 31 de dezembro de 2006, as reservas provadas de petróleo e gás natural combinadas da PESA no Peru
eram de aproximadamente 88 milhões de barris de óleo equivalente e a produção de gás e óleo combinada da PESA
era, em média, de 14,5 mil barris por dia.
Em maio de 2004, a PESA celebrou um contrato com a Repsol Exploración Perú S.A. para conduzir certas
atividades de exploração conjuntamente no Bloco 57, que está localizado na bacia de Ucayali. De acordo com esse
contrato, a PESA participa no Bloco 57 com uma participação de 35,15%. Em novembro de 2004, a PESA celebrou
um contrato com a Occidental para a cessão para a Petrobras Energía de Perú S.A de 30% dos direitos no Contrato
de Licenciamento para Exploração e Produção de Hidrocarboneto no Lote 103.
Em 2005, a PESA celebrou contratos de licenciamento para a exploração e produção de hidrocarboneto no
Lote 58 e Lote 110 na Bacia de Ucayali (adjacente à Camisea) e no Lote 112 na Bacia de Marañón. A Perupetro
concedeu recentemente à Petrobras Energía del Perú S.A o Lote 117 localizado na Bacia de Marañón.
Em 2006, perfuramos 45 poços e realizamos 219 operações de intervenção. Além disso, ampliamos nosso
projeto de recuperação secundário, com 6 conversões de poços de produção para injetores. Como resultado, os
investimentos para o ano totalizaram aproximadamente US$ 64 milhões.
Atividades no Uruguai
Em dezembro de 2004, entramos no mercado uruguaio pela aquisição de 55% das ações com direito a voto
da Conecta S/A, que é uma das duas empresas locais de distribuição de gás natural operando no Uruguai, por US$
3,2 milhões. Os outros 45% das ações com direito a voto da Conecta permanecem com a estatal Administratión
Nacional de Combustibles Alcohol y Portland – ANCAP.
A Conecta tem direitos exclusivos para abastecer clientes de pequeno a médio porte com uma demanda de
até 5.000 metros cúbicos por dia, e opera em pequenas cidades no Uruguai, tais como, Paysandu, Ciudad de la Costa
y Colonia, vendendo 57.000 metros cúbicos por dia. As receitas da Conecta em 2006 foram de US$ 5,6 milhões.
Em junho de 2006, finalizamos a aquisição de 66% das ações da Gaseba Uruguay—Grupo Gaz de France
S.A. (“Gaseba”), uma concessão de distribuição de gás natural em Montevideo, Uruguai. A empresa está agora
alterando sua denominação para Distribuidora de Gas de Montevideo – Grupo Petrobras. A Gaseba tem direitos
exclusivos de abastecer consumidores de pequeno a médio porte com uma demanda de até 5.000 metros cúbicos por
dia, e opera na área de Montevideo, vendendo 133.000 metros cúbicos por dia. As receitas da Gaseba sob nossa
administração em 2006 foram de US$ 15,1 milhões.
Também em junho de 2006, concluímos a aquisição dos negócios comerciais e de varejo de combustível e
lubrificantes da Shell no Uruguai. A empresa agora controla 89 estações de serviço, e as instalações para
combustível de aeronave e asfalto, e um negócio de combustíveis marítimos. Sob nossa administração em 2006, a
Petrobras Uruguay Distribución SA tinha US$ 168,9 milhões em receitas, vendendo 199 mil metros cúbicos de
produtos.
73
Atividades no Paraguai
Em março de 2006, concluímos a aquisição nos negócios comerciais e de varejo de combustível e
lubrificantes da Shell no Paraguai. A Empresa agora controla 131 estações de serviço, com 45 lojas de conveniência,
instalações para fornecimento de combustível para aeronaves e uma planta de reabastecimento de GLP. Em 2006,
sob nossa administração, a Petrobras Paraguay Distribución Ltd tinha US$ 171 milhões em receitas, vendendo 234
mil metros cúbicos de produtos.
Atividades na Colômbia
Em 2006, a Agência Nacional de Hidrocarbonos e a Ecopetrol aprovaram o contrato farm-in assinado em
2005 com a Hocol, que nos possibilitou adquirir participações nos Blocos Upar, San Jacinto, Rio Paez, Achira e Rio
Cabrera.
Em 2006, tínhamos participações em dez contratos de exploração e sete contratos de produção na
Colômbia, incluindo o campo recentemente adquirido Tibu, para o qual um contrato foi celebrado com a Ecopetrol
em dezembro de 2006. Somos a empresa operadora em doze desses contratos.
Em 31 de dezembro de 2006, nossas reservas provadas de petróleo e gás natural combinados na Colômbia
eram de aproximadamente 35,5 milhões de barris de óleo equivalente e nossa produção de óleo e gás combinados
foi, em média, de 16,9 mil barris por dia.
No final de 2006, tínhamos o controle sobre 47 estações de serviço e 17 lojas de conveniência na
Colômbia, e em todas elas agora usamos nossa própria imagem de marca.
Realizamos estudos sísmicos no Bloco Tayrona, um bloco marítimo de 22.346km2 no Mar do Caribe da
Colômbia, em associação com a Exxon e Ecopetrol. Somos operadores da concessão durante a fase de exploração.
Atividades no Golfo do México Norte-Americano
A Petrobras America, Inc., ou PAI, nossa subsidiária integral, continua a expandir suas atividades nas
águas profundas e ultraprofundas do Golfo do México por contratos “farm-in” (pelos quais a PAI, em vez de obter
uma participação diretamente das autoridades governamentais competentes, adquire uma participação de uma parte
que já obteve essa participação), e a participação em arrendamentos e vendas conduzidas pelo Minerals
Management Service [Serviço de Gestão de Minerais] dos Estados Unidos (o órgão de supervisão do setor nos
Estados Unidos). Em 31 de dezembro de 2006, a PAI mantinha participações em 319 blocos no mar no Golfo do
México de águas rasas a águas ultraprofundas e 1 bloco continental, dos quais, 170 eram operados por nossa
subsidiária.
Como resultado de sua participação no Lease Sale 198 e 200 do Golfo do México em 2006, a Petrobras
recebeu um total de 43 blocos de exploração: 37 blocos fortaleceram sua posição em prospecções de óleo
ultraprofundas enquanto 6 blocos concederam uma forte cobertura na parte mais ocidental do Golfo, onde, agora,
detemos o controle total sobre as 10 prospecções com um bom potencial para gás.
A produção média no Golfo do México atingiu somente 4,0 mil barris de óleo por dia, aproximadamente
65% da meta, principalmente em virtude dos efeitos dos furacões Rita e Katrina, que ocorreu no final de 2005.
Em agosto de 2006, anunciamos a aquisição da participação de 25% do Campo Cascade e da participação
de 26,67% do Campo Chinook da BHP Billiton. A PAI também concordou em comprar a participação de 15% da
Hess no Campo Chinook. Desde então, a PAI detém 50% e 66,67% em Cascade e Chinook, respectivamente, e é a
atual operadora de dois desenvolvimentos de campo. Em dezembro de 2006, a PAI anunciou a aprovação do Plano
Conceitual para o desenvolvimento de Cascade e Chinook da United States Minerals Management Service (MMS).
O plano inclui o desenvolvimento da primeira unidade Floating, Production, Storage e Offloading (FPSO)
[Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência de Petróleo] no Golfo do México. A PAI propôs o uso de
seis tecnologias que são novas para o Golfo do México norte-americano incluindo uma bóia com torre desconectável
permitindo que a FPSO saia da unidade durante furacões e condições climáticas severas, transporte de petróleo via
74
tanque aliviador, risers híbridos independentes, bombas submersíveis elétricas submersas, âncoras de carga vertical
estaca torpedo e sistemas de amarração de poliéster.
Em setembro de 2006, anunciamos a conclusão da aquisição pela PAI de 50% da Pasadena Refining
System Inc. (PRSI), anteriormente Crown Refinery em Pasadena Texas da Astra Oil Company, empresa de refino e
comercialização estabelecida nos Estados Unidos detida pelo grupo belga Compagnie Nationale a Portefeuille SACNP. O preço de compra foi de aproximadamente US$ 416 milhões. A PAI e a Astra estão conduzindo estudos
para expandir sua capacidade e instalar unidades que possibilitarão que ela processe óleos pesados e entregue
produtos de alta qualidade.
Em fevereiro de 2007, anunciamos que o primeiro poço do Campo Cottonwood iniciou a produção com um
resultado inicial de 1,1 milhão de metros cúbicos de gás e 4.000 barris de óleo leve (condensado) por dia. Um
segundo poço iniciou a produção em março, impulsionando a produção de gás para 2 milhões de metros cúbicos por
dia. Juntos, os dois poços levarão a produção do campo para aproximadamente 20.000 barris de óleo equivalente por
dia. O Cottonwood é o maior campo em produção da Petrobras America, levando a produção da PAI a superar os
25.000 barris de óleo equivalente por dia (boed) durante 2007, dos atuais 4.000 boed. Esse é o primeiro campo em
águas profundas que desenvolvemos e colocamos em produção no exterior como operadores. A PAI detém 100% do
Campo Cottonwood, após a aquisição dos 20% da Mariner Energy Inc. em novembro de 2006. Esse evento marca
nossa volta, como operadores, para o Golfo do México.
Atividades no México
Em 2003, como parte da licitação promovida pela Petróleos Mexicanos (PEMEX) para a operação de áreas
de acordo com diversos contratos de prestação de serviços, contratos para os blocos Cuervito e Fronterizo foram
concedidos a uma joint venture composta de nossa Empresa (participação de 45%), da empresa japonesa Teikoku
(40%) e empresa mexicana Diavaz (15%). Há 12 descobertas de gás nesse bloco, que deverão ser desenvolvidas
com um gasto total de US$ 510 milhões.
Em 2006, essa operação obteve a certificação de processo, “Desenvolvimento, infra-estrutura e manutenção
para atividades em campos de gás não associados” de acordo com o ISO 14001 e OHSAS 18001.
Atividades na África
Temos participações em quatro blocos na Nigéria, OML-127, OML-130, OPL-324 e OPL-315. Somos
parceiros no Campo Agbami, no OML127, operado pela Chevron, atualmente em fase de desenvolvimento, onde a
primeira extração de óleo ocorrerá em meados de 2008, de uma FPSO com capacidade de produção de 250.000
barris de óleo por dia. Temos participação também no Campo Akpo, no bloco OML 130, operado pela Total, com
produção programada para iniciar no final de 2008, também por uma FPSO (185.000 barris de óleo por dia), agora
em construção. Em 2006, perfuramos 6 poços de desenvolvimento no campo Agbami e 6 no campo Apko. O
Agbami e o Akpo são, ambos, considerados campos de óleo de Classe Mundial e esperamos que nossa participação
na produção deles corresponda a um total de 67.000 barris de óleo por dia em seu ponto máximo. Duas outras
descobertas estão sob avaliação no Bloco OML 130: campos Egina e Preowey, onde perfuramos um poço de
extensão bem sucedido em cada campo, em 2006. Durante 2006, também perfuramos um poço de exploração,
conhecido como poço não produtivo pioneiro, no Bloco OML-130.
Somos a empresa operadora em dois outros blocos de exploração na Nigéria. Em OPL-324, com a
ExxonMobil e Statoil como parceiras, perfuramos um poço de exploração em 2006, cumprindo o compromisso de
exploração para a segunda fase contratual, que termina em dezembro de 2008. Nossa participação no Bloco OPL315 foi adquirida na última Rodada de Licitação nigeriana, realizada em agosto de 2005. O Contrato de
Compartilhamento de Produção com a NNPC foi assinado em fevereiro de 2006. Nossos parceiros nesse
empreendimento são a Statoil e a Ask Petroleum.
Nós nos retiramos do bloco de exploração OPL-250 e somos a empresa ativa em dois outros blocos de
exploração, OPL-324 e OPL-315. Em 2006 perfuramos um poço de exploração não produtivo no Bloco 324. A
participação no Bloco OPL-315 foi adquirida na última Rodada da Licitação Nigeriana, realizada em agosto de 2005
e espera-se que o primeiro poço de exploração seja perfurado em 2007.
75
Em 2006, na Guinea Equatorial, tínhamos uma participação de 50% na perfuração de um poço em águas
profundas operado pela Chevron no Bloco L, que se revelou não produtivo. A Chevron e a Hess encerraram as
operações no Bloco L, enquanto nós e nossos outros parceiros, Tollow Oil e Sasol, aguardamos uma decisão do
governo da Guinea Equatorial a respeito da solicitação de uma prorrogação de três anos da atual concessão da fase
de exploração, com cobertura sísmica adicional como compromisso. Nossa participação no Bloco L aumentaria para
67%, e seríamos os operadores.
Em 12 de março de 2005, assinamos um contrato de exploração e produção conjunta com a estatal da Líbia,
National Oil Corporation (NOC). Esse contrato prevê a exploração de quatro blocos na Área 18, que têm uma
extensão de 10.307 quilômetros quadrados e estão localizados no Mar Mediterrâneo em águas com profundidades de
200 a 700 metros. Detemos uma participação de 70% em um consórcio com a Oil Search Limited (OSL) e seremos a
empresa ativa na área. De acordo com esse contrato, a fase de exploração durará cinco anos e poderá ser prorrogada
por mais 25 anos se forem feitas descobertas. Seremos obrigados a perfurar um poço e conduzir avaliações sísmicas.
A filial angolana de nossa subsidiária integral, Petrobras Internacional Braspetro B.V., continuou a atuar
como parceira não operacional em duas licenças nos termos de contratos de compartilhamento de petróleo.
Nenhuma perfuração exploratória foi realizada em Angola durante 2006. Em 31 de dezembro de 2006, nossas
reservas provadas combinadas de petróleo e gás natural em Angola eram de aproximadamente 7,4 milhões de barris
de óleo equivalente. No ano de 2006, a produção de petróleo foi de 5,37 mil barris por dia em média.
Participamos recentemente em três rodadas de licitação promovidas pelo governo angolano em 2006 e
adquirimos participações em 4 blocos de exploração no mar em Angola: Blocos em águas profundas 15/06, 18/06 e
26, sendo a operadora nos dois últimos, e Bloco 6 em águas rasas, também sendo a operadora. A atividade de
perfuração nesses blocos começará no mínimo em 2008. O Bloco 18/06 é a área restante do Bloco 18, operado pela
BP. Da mesma forma, o Bloco 18/06, que é a área restante do Bloco 15/06, é operado pela Exxon.
Na Tanzânia, adquirimos e processamos novos dados sísmicos nos Blocos 5 e 6, localizados em águas
profundas e ultra-profundas da Bacia Mafia. O contrato de compartilhamento de produção do Bloco 6 (11.099 km2)
foi assinado em dezembro, que, juntamente com o Bloco 5, totaliza 20,3 mil km2. Detemos 100% dos direitos e do
direito operacional em ambos os blocos. Dependendo dos estudos agora em andamento, podemos entrar em uma
parceria no Bloco 5 para ir para a fase seguinte garantindo uma licença de exploração e perfurando o primeiro poço
nesse Bloco.
Adquirimos uma participação de 17% no Bloco Zambezi Delta em Moçambique, uma área de 45.000 km2
localizada no mar de Moçambique. A Empresa tem o compromisso de perfurar um poço em 2007. Também
esperamos um estudo sísmico para este ano.
Em novembro de 2006, também assinamos um Memorando de Entendimento com uma estatal local
denominada Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH), para realizar conjuntamente estudos de E&P e
atividades de biocombustível relacionadas no país, bem como treinamento profissional.
Atividades no Oriente Médio
No Irã, temos uma empresa denominada Petrobras Middle East B.V. (PEMID) e a principal atividade é a
exploração e produção de petróleo. Em 14 de julho de 2004, a PEMID assinou um Contrato de Prestação de Serviço
com a National Iranian Oil Company, ou NIOC, com relação à operação de exploração no bloco Tusan em águas
rasas do Golfo Pérsico ou Área de Contrato. O período de exploração previsto no Contrato deverá ser de 3,5 anos.
As operações autorizadas pela NIOC a serem realizadas pela PEMID estão relacionadas principalmente à exploração
e avaliação de petróleo por métodos topográficos, geológicos, geofísicos e outros métodos incluindo atividades de
aquisição sísmica, perfuração e todas as outras atividades normalmente relacionadas à exploração na Área de
Contrato. Detemos uma participação de 100% nesse bloco. A exploração será realizada pela Petrobras Middle East
B.V., que foi constituída em outubro de 2004. O primeiro poço de exportação do Bloco Tusan foi perfurado no final
de 2006. Durante 2006, avaliamos outras oportunidades de exploração no Oriente Médio.
De acordo com os termos do Contrato, durante o período de exploração, um valor mínimo de US$ 32,2
milhões deve ser gasto e se o Contrato entrar no período de exploração opcional, um outro valor mínimo de US$
10,0 milhões deverá ser gasto para as operações de exploração na área de Contrato. Em 20 de dezembro de 2005, a
76
Empresa recebeu a aprovação da NIOC para gastar US$ 77,8 milhões. Além disso, o total de gastos incorridos será
recuperável da NIOC somente se as operações de exploração resultarem na descoberta comercial.
Atividades na Turquia
Na Turquia, temos uma empresa denominada Petrobras Oil & Gas (PO&G) e formamos uma parceria com
a Turkish National Oil Company, Turkiye Petrolleri Anonim Ortaklig (TPAO) para explorar e produzir petróleo em
dois blocos com um potencial significativo de reserva no Mar Negro. O primeiro é denominado bloco Kirklarelli
(Licença 3920), localizados na parte oeste da parte turca do Mar Negro em uma profundidade de água de 1.200
metros. O segundo é denominado bloco Sinop (Licença 3922), localizado na parte central do Mar Negro em uma
profundidade de 2.200 metros abaixo da água. Os dois Contratos Operacionais Conjuntos (JOA) foram assinados
em 17 de agosto de 2006 e validados pelo governo turco em 27 de dezembro de 2006. De acordo com nossa
avaliação técnica concluída, os dois blocos que foram comprados são os que apresentam as melhores possibilidades
geológicas.
No final de fevereiro de 2007, concluímos nosso compromisso de levantamento sísmico 3D para ambos os
blocos. De acordo com nosso compromisso de perfuração, prestaremos serviços de perfuração para o segundo
trimestre de 2009. A esse respeito, assinamos um Memorando de Entendimento (MOU) em março de 2007, com
relação ao nosso compromisso de perfuração.
Obtivemos dois dos três blocos oferecidos no processo de concorrência para exploração em águas
profundas e produção no Mar Negro realizado pela TPAO.
PifCo
A PifCo foi estabelecida em 24 de setembro de 1997 como uma subsidiária integral da Braspetro Oil
Services Company, ou Brasoil, uma subsidiária integral da Petrobras Internacional S.A. (Braspetro), a qual, desde
então, foi absorvida por nós. A PifCo foi inicialmente constituída sob a denominação Brasoil Finance Company, a
qual foi alterada por uma deliberação especial dos acionistas da PifCo para Petrobras Internacional Finance
Company em 25 de setembro de 1997. Em 14 de janeiro de 2000, o conselho de administração da Braspetro e da
Petrobras aprovaram a transferência de 100% das ações com direito a voto da PifCo da Brasoil para nossa Empresa.
Desde 1o de abril de 2000, a PifCo tem sido nossa subsidiária integral. Em 7 de maio de 2007, substituímos o
Contrato Social e Estatuto Social existentes em sua totalidade, por um novo, alterado e consolidado Contrato e
Estatuto Social. A PifCo é uma empresa com isenção fiscal constituída com responsabilidade limitada em
conformidade com as leis das Ilhas Cayman. A sede da PifCo está localizada em Harbour Place, 103 South Church
Street, 4o andar, George Town, Grand Cayman, Ilhas Cayman, e o número de telefone da PifCo é 55-21-2240-1258.
Estamos em processo de revisar o atual Contrato e Estatuto Social para aumentar o capital social e alterar o objeto
declarado da PifCo. Vide o Item 19 para obter uma descrição do Anexo 1.2 deste Relatório Anual.
Visão Geral dos Negócios da PifCo
A PifCo foi constituída para facilitar e financiar a importação de petróleo e derivados pela Petrobras para o
Brasil. Conseqüentemente, a função principal da PifCo é atuar como intermediária entre fornecedores de óleo
terceiros e a Petrobras, dedicando-se a compras de petróleo e derivados de fornecedores internacionais e revendendo
petróleo e derivados em dólares norte-americanos para a Petrobras, em uma base de pagamento diferido, a um preço
que inclui um ágio para compensar a PifCo por seus custos de financiamento. A PifCo em geral é capaz de obter
crédito para financiar compras nas mesmas condições concedidas a nós, e a PifCo compra petróleo e derivados com
o mesmo preço que os fornecedores cobrariam da Petrobras diretamente.
Como parte de nossa estratégia para expandir nossas operações internacionais e facilitar nosso acesso aos
mercados de capitais internacionais, a PifCo obtém empréstimos me mercados de capitais internacionais com o
nosso suporte, principalmente por Standby Purchase Agreement dos títulos relacionados.
Além disso, a PifCo também se dedica a diversas atividades que são conduzidas por três subsidiárias
integrais:
77
•
A Petrobras Europe Limited, ou PEL, empresa do Reino Unido que atua como agente e consultora em
relação às nossas atividades de negociações na Europa, no Oriente Médio, no Extremo Oriente e na
África do Norte;
•
A Petrobras Finance Limited, ou PFL, empresa das Ilhas Cayman, que conduz um programa de
financiamento com o suporte de vendas futuras de bunker e óleo combustível; e
•
A Bear Insurance Company Limited, ou BEAR, empresa constituída nas Bermudas que contrata
seguro para nós e nossas subsidiárias.
•
Petrobras Singapore Private Limited, ou PSPL, empresa constituída em Cingapura para comercializar
petróleo e derivados com relação às nossas atividades de comercialização na Ásia. Essa empresa
iniciou suas operações em julho de 2006.
Como parte de nossa reestruturação de nossa área de negócios internacionais, em janeiro de 2003, a PifCo
transferiu para nós a Petrobras Netherlands B.V., ou PNBV, empresa holandesa dedicada a atividades de leasing
principalmente de equipamentos marítimos a serem usados por nós para a exploração e produção de petróleo e gás
natural. A PNBV se tornou nossa subsidiária integral, com entrada em vigor em janeiro de 2003.
Iniciando em 2004, como parte de nossa reestruturação de nossas subsidiárias estrangeiras para centralizar
as operações mercantis, a PifCo se dedicou a exportações limitadas de óleo e derivados e começou a armazenar óleo
e derivados na Ásia.
Principais Atividades Comerciais da PifCo
A principal atividade da PifCo é a compra de petróleo e derivados para revenda para nossa Empresa e, em
uma medida limitada, para terceiros. A PifCo adquire substancialmente todo o seu petróleo e derivados por compras
no mercado de taxa a vista ou contratos de fornecimento de curto prazo. A PifCo adquire uma pequena parte de seu
petróleo e derivados por contratos de fornecimento de longo prazo. As obrigações de compra da PifCo de petróleo e
derivados são, na maioria dos casos, garantidas pela Petrobras. A PifCo vende os produtos para nós ao preço de
compra que ela pagou, mais um ágio, determinado de acordo com uma fórmula destinada a repassar os custos
médios de capital da PifCo para nós.
Além disso, a PifCo financia suas atividades mercantis de óleo principalmente em bancos comerciais,
incluindo linhas de crédito e programas de títulos negociáveis, bem como por empréstimos feitos por nós e pela
emissão de títulos nos mercados de capitais internacionais.
78
O gráfico a seguir ilustra como a PifCo atua como intermediária entre os fornecedores internacionais de
petróleo e a Petrobras.
Linhas Comerciais e Emissão de Títulos
Bancos Estrangeiros
e
Mercados de capitais
US$
US$
Reembolso
do Crédito
30 dias a contar do
conhecimento de
embarque
Fornecedores
Estrangeiros de
Óleo
PIFCo
Até 330 dias a
contar do
conhecimento
de embarque
Após
coletar
documentos
Produto
US$
Petrobras
A PifCo compra petróleo e derivados de fornecedores internacionais de óleo em uma base FOB [livre a
bordo] de acordo com termos padrão que tradicionalmente exigem o pagamento em 30 dias a contar do
conhecimento de embarque. Antes de fevereiro de 2005, comprávamos petróleo e derivados da PifCo de acordo com
os termos que permitiam o pagamento em até 270 dias a contar da data do conhecimento de embarque. Desde
fevereiro de 2005, começamos a comprar petróleo e derivados da PifCo de acordo com os termos que permitem o
pagamento em até 330 dias a contar da data do conhecimento de embarque. Normalmente seríamos incapazes de
cumprir o prazo de pagamento de 30 dias imposto por fornecedores internacionais em virtude da complexidade da
alfândega brasileira e dos regulamentos de importação. Por exemplo, se um embarque ao qual um conhecimento de
embarque se relaciona tiver que ser entregue a diferentes partes do Brasil, diferentes jogos de documentos devem ser
entregues para cada ponto de entrega. Dependendo da localização dos portos de descarregamento, esse processo
pode ser concluído em até 120 dias a contar da partida do navio. Em virtude de a PifCo não estar sujeita aos
regulamentos brasileiros aplicáveis à Petrobras, a PifCo pode pagar ao fornecedor internacional de forma
tempestiva, sem ter que apresentar esses diferentes jogos de documentos. Para cobrir seus custos financeiros, a
PifCo inclui um ágio quando ela vende petróleo e derivados para nós.
As subsidiárias da PifCo são:
Petrobras Europa Limited (PEL)
Em maio de 2001, a PifCo constituiu a PEL, a subsidiária integral constituída e estabelecida no Reino
Unido, para consolidar nossas atividades mercantis na Europa, no Oriente Médio, no Extremo Oriente e África do
Norte. Essas atividades consistem em consultoria, e negociação de termos e condições para o petróleo e derivados
fornecidos para a PifCo e a Petrobras, bem como a comercialização de petróleo e derivados brasileiros exportados
para áreas geográficas nas quais a PEL opera. A PEL tem um papel de consultora em relação a essas atividades e
não assume nenhum risco financeiro ou comercial direto ou indireto. A PEL presta esses serviços de consultoria e
comercialização na qualidade de contratada independente, de acordo com um contrato de prestação de serviços entre
a PEL e a Petrobras. Em troca, remuneramos a PEL por todos os custos incorridos em relação a essas atividades,
mais uma margem.
Petrobras Finance Limited (PFL)
Em dezembro de 2001, a PifCo constituiu a PFL, uma subsidiária integral constituída e registrada nas Ilhas
Cayman. A PFL compra, principalmente, óleo combustível da Petrobras e vende os produtos no mercado
internacional para gerar recebíveis de exportação para cobrir suas obrigações para transferir esses recebíveis para
uma fidúcia de acordo com um programa de pré-pagamento de exportação. Até 1o de junho de 2006, a PFL também
79
comprou bunker da Petrobras. O programa de pré-pagamento de exportação ajuda a fornecer para a PFL os recursos
necessários para comprar derivados da Petrobras, conforme descrito abaixo.
Bear Insurance Company Limited (BEAR)
Em janeiro de 2003, a PifCo recebeu a BEAR da Brasoil. Essa transação ocorreu como parte da
reestruturação de nossa área de negócios internacionais. A BEAR atualmente atua como nossa intermediária,
fornecendo consultoria e negociando os termos e condições de algumas de nossas apólices de seguro.
Petrobras Singapore Private Limited (PSPL)
Em abril de 2006, a PifCo constituiu uma nova subsidiária integral: Petrobras Singapore Private Limited,
ou PSPL, empresa constituída em Cingapura para comercializar petróleo e derivados em relação às nossas atividades
mercantis na Ásia. Essa empresa iniciou as operações em 1o de julho de 2006.
Programa de Pré-Pagamento de Exportação
Vendemos e entregamos óleo combustível e, sujeito a certas condições, outros derivados (conjuntamente,
“Produtos Qualificados”) para a PFL de acordo com dois contratos principais: Contrato Mestre de Exportação e
Contrato de Pré-Pagamento. Até 1o de junho de 2006, o bunker também era um Produto Qualificado de acordo com
o Contrato, mas foi excluído do Programa após uma Solicitação de Consentimento aprovada pelos investidores em
23 de maio de 2006. A PF Export Receivables Master Trust, ou Trust, foi constituída em conformidade com as leis
das Ilhas Cayman para fornecer à PFL os recursos necessários para comprar os Produtos Qualificados da Petrobras e
revender esses produtos pelos acordos descritos abaixo.
Em 21 de maio de 2003, a Trust emitiu para a PFL US$ 550 milhões de Senior Trust Certificates
(doravante denominados “Senior Trust Certificates Série 2003-A”), com vencimento em 1o de junho de 2015. Na
mesma data, a Trust emitiu US$ 200 milhões de Senior Trust Certificates (doravante denominados “Senior Trust
Certificates Série 2003-B”), com vencimento em 1o de junho de 2013. Os Senior Trust Certificates Série 2003-A,
junto aos Senior Trust Certificates Série 2003-B e aos Senior Trust Certificates Série 2001, representam
participações beneficiárias não divididas primárias nos bens da Trust (que não certos bens de caridade detidos pela
Trust).
Na mesma data, a Trust também emitiu para a PFL US$ 110 milhões em Series 2003-A Junior Trust
Certificates e US$ 40 milhões em Junior Trust Certificates Série 2003-B (conjuntamente, doravante denominados
“Junior Trust Certificates Série 2003”). Os Junior Trust Certificates Série 2003 representam, participações
beneficiárias não divididas subordinadas secundárias nos bens da Trust (que não os bens de caridade).
Os Senior Trust Certificates série 2003-A, os Senior Trust Certificates série 2003-B e os Junior Trust
Certificates série 2003-A, os Junior Trust Certificates série 2003-B são denominados, conjuntamente, Trust
Certificates série 2003.
A PFL concordou em transferir para a Custodiante, em troca pelos Senior Trust Certificates Série 2003 e
Junior Trust Certificates Série 2003, o direito a um valor especificado adicional de recebíveis a serem gerados com
a venda pela PFL dos Produtos Qualificados com um valor igual ao valor total programado a ser pago a respeito dos
Senior Trust Certificates Série 2003 e dos Junior Trust Certificates Série 2003. O valor de recebíveis programado a
ser designado para a venda em qualquer período trimestral representa uma parte, porém, não todos, os recebíveis
previstos a serem gerados da venda de Produtos Qualificados pela PFL nesse período. O restante desses recebíveis
permanece propriedade da PFL.
O pagamento tempestivo dos juros, e do principal programado, dos Senior Trust Certificates Série 2003-B
é garantido de forma incondicional e irrevogável por apólices de seguro de garantia financeira emitidas pela MBIA
Insurance Corporation. Os Senior Trust Certificates Série 2003-A não têm o benefício de nenhuma apólice de
seguro de garantia financeira.
Além dos Senior Trust Certificates Série 2003 atualmente em circulação, séries adicionais de senior trust
certificates (que podem ou não ter o benefício de uma apólice de seguro de garantia financeira) poderão ser emitidas
80
para a PFL periodicamente se a Petrobras concordar em vender Produtos Qualificados adicionais para a PFL em um
valor que seja adequado para fazer todos os pagamentos exigidos nos termos das séries adicionais de senior trust
certificates e se outras determinadas condições forem cumpridas.
Os outros Senior Trust Certificates, emitidos em 2001, foram pré-pagos. A PFL pagou previamente os
Senior Trust Certificates (Série 2001-A2 e 2001-C) à taxa flutuante em 1o de setembro de 2005 e os Senior Trust
Certificates (Série 2001-A1 e 2001-B) à taxa fixa em 1o de março de 2006, de acordo com as disposições aplicáveis
dos contratos regentes.
Negócios de Bunker e Óleo Combustível da Petrobras
Conforme descrito acima, a PFL, subsidiária integral da PifCo, compra óleo combustível da Petrobras e
vende os produtos no mercado internacional para gerar recebíveis de exportação para cobrir suas obrigações nos
termos do programa de pré-pagamento de exportação. Até 1o de junho de 2006, a PFL também comprava bunker dos
EUA, mas, desde então, estamos vendendo bunker no mercado internacional diretamente e esse produto não está
mais sujeito ao nosso programa de pré-pagamento de exportação.
Bunker é um termo comum para combustíveis marítimos que não queimados nas caldeiras ou motores dos
navios. A Petrobras produz e exporta dois tipos de bunker: óleo combustível intermediário ou combustível marítimo
(para os principais motores de navios e, ocasionalmente, motores auxiliares) e óleo diesel marítimo ou gasóleo
marítimo (para motores auxiliares e motores principais de navios militares).
A produção de bunker da Petrobras em 2006 foi de 29.629 milhões de barris, em comparação com os
28.000 milhões de barris em 2005 e 27,425 milhões de barris em 2004. A produção total de bunker da Petrobras
totalizou 141.664 milhões de barris para o período de 1o de janeiro de 2002 a 31 de dezembro de 2006. A Petrobras
exporta aproximadamente 80% do bunker que ela produz, com exceção do bunker usado pela frota da Petrobras. O
bunker vendido no Brasil pela Petrobras para navios detidos por empresas não brasileiras é considerado uma
exportação nos termos dos regulamentos brasileiros.
PRODUÇÃO ANUAL DE BUNKER DA PETROBRAS
2006
2005
2004
2003
2002
21.402
1.048
4.291
26.741
23.653
1.620
4.596
29.869
(milhões de barris)
Exportação......................................................
Consumo Doméstico ......................................
Frota da Petrobras...........................................
Total...............................................................
23.588
1.614
4.427
29.629
22.948
1.313
3.739
28.000
22.452
1.061
3.912
27.425
O óleo combustível é originado de frações residuais de unidades de destilação na refinaria e de outros
processos tais como desasfaltação. Os diluentes em forma de cutter stocks mais leves são misturados ao pool de
resíduo para criar a viscosidade desejada para diferentes tipos de óleo combustível.
Os principais compradores de óleo combustível da Petrobras incluem empresas de serviços públicos,
refinarias e negociantes. O óleo combustível é usado pelas indústrias e empresas de serviços públicos para operar
máquinas e gerar eletricidade. Os edifícios comerciais e residências usam óleo combustível para fins de
aquecimento, e as refinarias usam o óleo combustível para fins de mistura.
Vendas de Exportação de Óleo Combustível
A tabela a seguir estabelece as vendas de exportação de óleo combustível da Petrobras no período de 2002
a 2006:
81
VENDAS DE EXPORTAÇÃO DE ÓLEO COMBUSTÍVEL
Milhões de US$ ...................................................
Milhões de Barris..................................................
2006
1.500,1
67,3
2005
1.077,6
25,5
2004
1.306,1
47,5
2003
967,3
38,4
2002
697,0
30,8
Estrutura Organizacional
Todas as nossas 22 subsidiárias diretas estabelecidas abaixo foram constituídas em conformidade com as
leis do Brasil, salvo a PifCo, a Petrobras International Braspetro B.V. (PIB BV), a Braspetro Oil Company (BOC), a
Braspetro Oil Services Company (Brasoil) e a Petrobras Netherlands B.V. (PNBV), que foram constituídas no
exterior. Vide o Anexo 8.1 para obter uma lista completa de nossas subsidiárias.
82
O diagrama a seguir apresenta nossas subsidiárias consolidadas significativas em 31 de dezembro de 2006:
BRASIL
BRAZIL
PETROBRAS
EXTERIOR
ABROAD
BR
Gaspetro
PifCo
TBG
Petroquisa
Brasoil
Transpetro
Downstream
REFAP
BOC
Termorio
FAFEN Energia
PNBV
Petrobras
Comercializadora de Energia
PIB BV
Usina Térmica Nova Piratininga
Petrobras Negócios Eletrônicos
PPSL
Baixada Santista
5283
PAI
SFE-Soc. Fluminense de Energia
PEPSA
Pasadena
Refining
System
Termoceará
Termomacaé Ltda
Termomacaé Comercialização de Energia
Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística
Vide o Anexo 8.1 para obter uma lista completa de nossas subsidiárias, incluindo seus nomes completos, jurisdições
de constituição e a porcentagem de nossa participação patrimonial.
83
Ativo Permanente
Petrobras
De acordo com as leis brasileiras, o governo brasileiro detém todas as reservas de petróleo e gás natural no
Brasil, e temos certos direitos de explorar essas reservas de acordo com concessões. Substancialmente todos os
nossos bens, consistindo em instalações de refino e armazenagem, produção, fabricação e transporte, estão
localizados no Brasil. Nossos principais ativos tangíveis próprios e arrendados consistem em nossos poços, nossas
plataformas, nossas instalações de refino, nossos dutos, nossos navios e outros ativos de transporte e nossas usinas
de energia. Alguns desses ativos estão sujeitos a ônus, porém, o valor desses ativos onerados não é relevante. Vide o
Item 4. “Informações sobre a Empresa” para obter uma descrição de nossas reservas, fontes de petróleo e gás
natural, principais ativos tangíveis e planos relevantes para expansão e aprimoramentos em nossas instalações.
PifCo
A PifCo não detém nem arrenda nenhum bem tangível relevante nem ativo permanente. A maioria dos
ativos da PifCo consiste em melhorias em imóveis arrendados, computadores e móveis e equipamentos. Em janeiro
de 2003, a PifCo transferiu sua subsidiária PNBV para a Petrobras como parte de nossa reestruturação de nossas
subsidiárias de acordo com as áreas de negócios que cada subsidiária conduz.
Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil
Estrutura Regulamentar
De acordo com as leis brasileiras, o governo brasileiro detém todas as reservas de petróleo e gás natural no
Brasil. Além disso, o Artigo 1 da Lei no 2.004 de 1953 concedeu ao governo brasileiro um monopólio sobre a
pesquisa, exploração, produção, refino e transporte de petróleo e derivados no Brasil e sua plataforma continental,
sujeito somente ao direito de as empresas dedicadas ao refino de petróleo e à distribuição de derivados naquele
momento continuarem com essas atividades. De acordo com o Artigo 2 da Lei no 2.004, o governo brasileiro nos
tornou seu representante exclusivo para fins de exploração do monopólio do governo brasileiro. Em 1988, quando
ele promulgou a atual Constituição brasileira, o Congresso brasileiro incorporou o Artigo 1 da Lei no 2.004 à
Constituição e incluiu dentro do escopo do monopólio do governo brasileiro a importação e exportação de petróleo e
derivados.
Com início em 1995, o governo brasileiro assumiu uma reforma abrangente do sistema regulamentar de
petróleo e gás do país. Em 9 de novembro de 1995, o Congresso brasileiro alterou a Constituição brasileira para
autorizar o governo brasileiro a contratar qualquer empresa estatal ou privada para conduzir as atividades
relacionadas às áreas de exploração e produção e de distribuição e refino do setor de petróleo e gás brasileiro.
Conseqüentemente, essa alteração tornou possível encerrar nosso monopólio concedido pelo governo. A alteração
foi implementada pela promulgação da Lei do Petróleo no 9.478, que revogou a Lei no 2.004.
A Lei do Petróleo previu o estabelecimento de uma nova estrutura regulamentar, encerrando nossa
representação exclusiva e possibilitando a concorrência em todos os aspectos do setor de petróleo e gás no Brasil.
Como resultado dessa alteração à constituição e à subseqüente e contínua implementação das alterações de acordo
com a Lei do Petróleo, suas alterações e regulamentos relacionados, estamos operando em um ambiente de
desregulamentação gradual e concorrência crescente.
A Lei do Petróleo também criou uma agência reguladora independente, Agência Nacional de Petróleo, Gas,
e Combustíveis Renováveis (ANP). A função da ANP é controlar o setor de óleo e gás natural no Brasil. O principal
objetivo da ANP é criar um ambiente competitivo para as atividades de petróleo e gás no Brasil que levarão o mais
baixo preço e os melhores serviços para os consumidores. Entre suas principais responsabilidades está o controle dos
termos de concessões para desenvolvimento de exploração e produção e fazer novas concessões de exploração. Vide
o Item 10. “Informações Adicionais — Contratos Relevantes — Petrobras — Contratos de Concessão com a ANP.”
A Lei do Petróleo nos concedeu o direito exclusivo de explorar as reservas de petróleo em todos os campos
nos quais tivermos iniciado anteriormente a produção, de acordo com o contrato de concessão celebrado com a ANP
84
em 6 de agosto de 1998. Para cada área de concessão, recebemos um período de exclusividade de 27 anos a partir da
data em que o campo foi declarado comercialmente lucrativo.
A Lei do Petróleo também estabeleceu uma estrutura de procedimentos para que nós reivindiquemos
direitos exploratórios exclusivos por um período de até três anos, que foi, posteriormente, prorrogado para cinco
anos, a respeito de áreas nas quais pudemos demonstrar que tínhamos “perspectivas estabelecidas” antes da
promulgação da Lei do Petróleo. Para formalizar nossa reivindicação de explorar e desenvolver essas áreas, tivemos
que demonstrar que tínhamos a capacidade financeira necessária para conduzir essas atividades, de forma isolada ou
por nossos acordos de cooperação.
Todo ano somos obrigados a apresentar nosso orçamento de investimentos para o exercício fiscal seguinte
para o Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão e o Ministério das Minas e Energias. Depois de revisado
por esses órgãos, o orçamento de investimentos é, então, submetido ao Congresso brasileiro para aprovação. Como
resultado desse processo, o nível total de nossos investimentos para cada exercício fiscal é controlado, apesar da
aplicação específica de recursos ser deixada a nosso critério. Desde meados de 1991, obtemos valores substanciais
de nosso financiamento dos mercados de capitais internacionais, principalmente através da emissão de títulos
negociáveis e títulos de curto, médio e longo prazo, e temos sido cada vez mais capazes de obter recursos de longo
prazo para grandes itens de investimentos tais como sondas e plataformas.
Nossos objetivos estratégicos e planejamento estão sujeitos à supervisão do Ministério do Planejamento,
Orçamento e Gestão. Nossas atividades também estão sujeitas ao controle do Ministério da Fazenda e do Ministério
das Minas e Energia, entre outros. Além disso, como nossas ações ordinárias e preferenciais e nossas ADSs são
negociadas na Bolsa de Valores de São Paulo e na Bolsa de Valores de Nova York, respectivamente, também somos
controladas pela Comissão de Valores Mobiliários (ou CVM), pela Securities and Exchange Commission, Comisión
Nacional del Mercado de Valores – CNMV e Comisión Nacional de Valores, ou CNV, em 27 de abril de 2006.
O Brasil não é membro da OPEC, mas fomos convidados para participar das reuniões da OPEC como
observadores. Portanto, nem o Brasil nem nós estamos vinculados pelas diretrizes da OPEP. Entretanto, à medida
que a OPEP influencia os preços internacionais de petróleo, nossos preços são afetados, já que nossos preços estão
ligados aos preços internacionais de petróleo.
Regulamentação de Preços
Desde 2 de janeiro de 2002, de acordo com a Lei no 9.990, e conforme estabelecido abaixo, o governo
brasileiro eliminou os controles de preço para petróleo e derivados, salvo o gás natural vendido para usinas
termoelétricas qualificadas. Isso levou a uma maior concorrência e ajustes adicionais de preço, já que outras
empresas foram autorizadas a participar no mercado brasileiro e importar e exportar petróleo, derivados e gás natural
para o Brasil e do Brasil.
Os preços permanecem controlados, entretanto, por certos contratos de venda de gás natural e eletricidade.
Para permitir a tributação de todo petróleo, derivados e gás natural importados junto à abertura do mercado
a todos os participantes, o governo brasileiro estabeleceu um imposto sobre consumo a ser aplicado a respeito da
venda e importação de petróleo, derivados e de gás natural (Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico, ou
CIDE). Até 30 de abril de 2004, os valores pagos como CIDE podiam ser deduzidos dos pagamentos dos tributos
PIS/PASEP e COFINS.
Em 1o de maio de 2004, importantes alterações foram feitas a respeito da tributação de vendas de
derivados. O valor pago como CIDE que pode ser deduzido do PIS (Programa de Integração Social)/PASEP
(Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público) e COFINS (Contribuição para o Financiamento da
Seguridade Social) foi reduzido a zero. Os tributos PIS/PASEP e COFINS, anteriormente impostos de valor
agregado sobre produtos importados, foram convertidos em impostos de valor específico, e a CIDE foi alterada para
as seguintes alíquotas:
85
Alíquota de
PIS/PASEP e
COFINS
CIDE
Produto
(reais/m3, exceto GLP/tonelada métrica)
Gasolina...........................................
Diesel...............................................
Combustível para aeronaves............
GLP .................................................
R$ 261,60
148,00
71,20
167,70
280,0
70,0
-
Para certas transações mercantis, o contribuinte pode até optar por pagar o PIS/PASEP e COFINS como
impostos de valor agregado.
Anteriormente, desde a implementação da Lei do Petróleo em 1997 e até 31 de dezembro de 2001, houve
uma significativa desregulamentação no setor brasileiro de petróleo e gás e o governo brasileiro alterou suas
políticas de regulamentação de preço. De acordo com esses regulamentos, o governo brasileiro:
•
Introduziu uma nova metodologia para determinar o preço de derivados destinada a acompanhar os
preços internacionais vigentes e a taxa de câmbio real/dólar norte-americano;
•
Eliminou a regulamentação do custo no qual podemos registrar petróleo e derivados importados em
nossos custos de vendas;
•
Eliminou gradativamente os controles sobre os preços no atacado nos quais podemos vender nossos
derivados, exceto o diesel, a gasolina e o GLP;
•
Com validade a partir de 28 de julho de 1998, eliminou os subsídios de equalização de custo de
transporte conhecido como Frete para Uniformização de Preços (ou FUP), no caso dos subsídios de
transporte para derivados, e o Frete para Uniformização de Preços do Álcool (ou FUPA), no caso dos
subsídios de transporte para álcool combustível; e
•
Continuou a exigir que atuemos como administradores do governo brasileiro para o programa de álcool
combustível.
Até a aprovação da Lei do Petróleo 9.478 em 1997, o governo brasileiro tinha o poder para controlar todos
os aspectos da determinação de preço de petróleo, derivados, álcool combustível e outras fontes de energia no
Brasil, incluindo gás natural e energia.
Derivados e Refinado
De acordo com a Lei do Petróleo e subseqüentemente à legislação de acordo com a Lei no 10.336 datada de
19 de dezembro de 2001, os mercados de petróleo e gás no Brasil passaram por uma alteração regulamentar a partir
de 2 de janeiro de 2002. Como parte dessa medida:
•
O governo brasileiro não determina mais os preços de vendas para petróleo e derivados; e
•
O governo brasileiro estabeleceu a CIDE, um imposto de consumo pagável ao governo brasileiro
exigida a ser paga por produtores, instalações de mistura e importadores sobre vendas e compras de
produtos específicos de petróleo e combustível a um valor determinado para diferentes produtos com
base na unidade de medida normalmente usada para esses produtos.
Até a promulgação da Lei do Petróleo, o governo brasileiro controlava todos os aspectos da determinação
de preço de petróleo e derivados no Brasil, a partir do preço de petróleo importado para uso em nossas refinarias, até
o preço de derivados refinados cobrados do consumidor.
86
Gás Natural
A partir de janeiro de 2002, os controles de preço de gás natural no Brasil foram eliminados. Alguns
contratos que foram assinados de acordo com o sistema antigo de controles de preço ainda estão em vigor, mas
novos contratos devem conter cláusulas que garantam que os preços são negociados livremente entre as partes.
A Conta de Petróleo e Álcool – Certificação e Liquidação. Conforme previsto na Lei do Petróleo 9.478, o
mercado de combustível no Brasil foi liberado dos controles de preço a partir de 1o de janeiro de 2002, permitindo
que outras empresas produzam e vendam no mercado doméstico e, também, importar e exportar óleo e derivados.
Além disso, a partir de 1o de janeiro de 2002, não fomos mais obrigados a cobrar os preços estabelecidos pelo
governo brasileiro sobre a venda de derivados, e o preço de realização não é mais estabelecido por uma fórmula
ajustada ao mercado internacional.
Considerando a liberação do mercado e a legislação vigente, a partir de 1º de janeiro de 2002, a Conta de
Petróleo e Álcool não é mais usada para reembolsar as despesas relacionadas ao fornecimento de derivados e álcool
combustível para a Petrobras e terceiros. Os movimentos na conta nos períodos posteriores a 2002 se relacionam
apenas a (i) pagamentos e ajustes determinados pela Agência Nacional do Petróleo - ANP sem impacto na
demonstração do resultado e (ii) ajustes resultantes da auditoria da conta pela ANP.
O Comitê de Auditoria Integrada ANP/STN apresentou, em 23 de junho de 2004, seu relatório final
certificando e aprovando o saldo da contra de Petróleo e Álcool. A conclusão desse processo de auditoria para a
conta de Petróleo e Álcool estabelece a base para concluir o processo de liquidação entre o governo brasileiro e nós.
Conforme definido na Lei no 10.742 datada de 06 de outubro de 2003, a liquidação da conta de Petróleo e
Álcool com o governo brasileiro deveria ter sido concluída até 30 de junho de 2004. Estivemos trabalhando com o
Ministério das Minas e Energia – MME e a Secretaria do tesouro Nacional – STN para resolver as questões restantes
necessárias para concluir o processo de liquidação.
Para facilitar a liquidação exigida, em 30 de junho de 1998, o governo brasileiro emitiu Notas do Tesouro
Nacional - Série H para a Petrobras, representando o crédito devido à Petrobras pelo governo brasileiro da Conta de
Petróleo e Álcool. As notas foram depositadas em um depositário federal para dar suporte ao saldo dessa conta.
As Notas do Tesouro Nacional - Série H venceram em 30 de junho de 2004. Em 30 de junho de 2004, havia
138.791 Notas do Tesouro Nacional - Série H em circulação no valor de US$ 56 milhões contra o saldo da Conta de
Petróleo e Álcool, que era de US$ 241 milhões. Em 2 de julho de 2004, o Governo brasileiro fez um depósito em
uma conta em nosso nome no valor de US$ 56 milhões para pagamento das notas. Entretanto, somente US$ 3
milhões desse valor foram disponibilizados para a Petrobras. Não temos acesso aos restantes US$ 53 milhões, que
representam uma garantia parcial do saldo da Conta de Petróleo e Álcool, de acordo com a determinação da
Secretaria do Tesouro Nacional (STN). A natureza legal, válida e vinculativa da conta não é afetada por nenhuma
diferença entre o saldo da conta e o valor das notas em circulação.
O saldo restante da conta de Petróleo e Álcool pode ser pago conforme a seguir: (1) Notas do Tesouro
Nacional emitidas no mesmo valor que o saldo final da conta de Petróleo e Álcool; (2) compensação do saldo da
conta de Petróleo e Álcool, com qualquer outro valor que devemos para o Governo brasileiro, incluindo impostos;
ou (3) por uma combinação das opções acima.
87
A tabela a seguir resume as alterações na Conta de Petróleo e Álcool de 2006, 2005 e 2004:
No Exercício Findo em 31 de dezembro de
2006
2005
2004
(em milhões de dólares norte-americanos)
Saldo de abertura ..............................................................................
Reembolsos para a Petrobras: transporte de derivados.....................
Receita financeira .............................................................................
Resultados de certificação/processo de auditoria conduzido pelo
governo brasileiro.............................................................................
Liquidação parcial ............................................................................
Ganho (perda) de conversão(1) .......................................................
Saldo final........................................................................................
(1)
$329
—
7
$282
—
9
$239
1
4
—
—
32
$368
—
—
38
$329
16
(3)
25
$282
Os ganhos (perdas) de conversão de taxa de câmbio são registrados como um componente de ajustes de conversão
acumulados.
O aumento de US$ 39 milhões no saldo da Conta de Petróleo e Álcool durante 2006 foi, principalmente,
um resultado da valorização de 10,7% do real frente ao dólar norte-americano.
Regulamento de Exploração e Desenvolvimento
Durante a época em que tínhamos um monopólio concedido pelo governo no Brasil para operações de
petróleo e gás, tínhamos o direito de explorar todas as áreas de produção, exploração e desenvolvimento no Brasil.
Quando o monopólio concedido pelo governo foi encerrado, o governo brasileiro foi autorizado a contratar qualquer
empresa estatal ou privada para o desenvolvimento das áreas de exploração e produção e de distribuição e refino do
setor brasileiro de petróleo e gás. Antes de estabelecer as rodadas de licitação para concessões, o governo brasileiro
nos concedeu o direito exclusivo de explorar as reservas de petróleo nas quais tínhamos iniciado anteriormente as
operações. Em 1998, a ANP começou a conduzir rodadas de licitação para conceder concessões para as áreas de
produção, exploração e desenvolvimento, e fomos obrigados a concorrer por concessões.
Com a entrada em vigor da Lei do Petróleo e dos regulamentos promulgados pela ANP em seus termos, as
concessionárias são obrigadas a pagar ao governo o seguinte:
•
Bônus de assinatura;
•
Aluguéis para a ocupação ou manutenção das áreas;
•
Participação especial; e
•
Royalties.
Os bônus mínimos de assinatura são publicados nas normas da licitação para as concessões que estão sendo
leiloadas, porém, o valor real tem como base o valor da oferta vencedora e deverá ser pago na assinatura do contrato
de concessão.
Os aluguéis para a ocupação e manutenção das áreas de concessão são determinados pelas normas da
licitação relacionadas e são pagáveis anualmente. Para os fins de calcular os aluguéis, a ANP leva em consideração
fatores tais como a localização e o tamanho do bloco de concessão relevante, a bacia sedimentar e suas
características geológicas.
A participação especial é um encargo extraordinário que devemos pagar no caso de altos volumes de
produção e/ou lucratividade em nossos campos, de acordo com critérios estabelecidos pelo regulamento aplicável, e
é pagável trimestralmente para cada campo a partir da data na qual a produção extraordinária ocorrer. Essa taxa de
participação, sempre que for devida, varia entre 0% e 40% dependendo:
88
•
Do volume de produção; e
•
De se o bloco está em terra ou no mar e, se estiver no mar, se está em águas rasas ou águas profundas.
De acordo com a Lei do Petróleo e os regulamentos aplicáveis, a participação especial é calculada com
base nas receitas líquidas trimestrais de cada campo, que consistem nas receitas brutas calculadas usando preços de
referência publicados pela ANP (refletindo os preços internacionais e a taxa de câmbio) menos:
•
Os royalties pagos;
•
Investimento em exploração;
•
Custos operacionais; e
•
Ajustes de depreciação e impostos aplicáveis.
A ANP também é responsável por determinar os royalties mensais pagáveis a respeito da produção. Os
royalties gerados correspondem a uma porcentagem que varia entre 5% e 10% aplicada aos preços de referência
para óleo ou gás natural, conforme estabelecido no edital de licitação pertinente e no contrato de concessão.
Praticamente toda a nossa produção atualmente paga a taxa máxima de 10%. Na determinação dos royalties
aplicáveis a um bloco de concessão específico, a ANP considera, entre outros fatores, os riscos geológicos
envolvidos e os níveis de produção previstos.
A Lei do Petróleo também exige que as concessionárias de campos em terra paguem para o proprietário do
imóvel uma taxa de participação especial que varia entre 0,5% e 1,0% das receitas operacionais líquidas derivadas
da produção do campo.
Regulamentos Ambientais
Todas as fases dos negócios de petróleo e gás natural apresentam riscos e perigos ambientais. Nossas
instalações no Brasil estão sujeitas a uma ampla variedade de exigências de leis, regulamentos e permissões federais,
estaduais e locais em relação à proteção da saúde humana e do meio ambiente. No nível federal, nossas atividades
no mar e as atividades que envolvem mais de um estado da Federação estão sujeitas à autoridade administrativa do
Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis, ou IBAMA, e à autoridade
regulamentar do Conselho Nacional do Meio Ambiente, que emite licenças operacionais ou de perfuração. A
manutenção das licenças exige a apresentação de relatórios, incluindo relatórios de monitoramento de poluição e
segurança (IOPP) para o IBAMA. As condições ambientais, de saúde e segurança em terra são controladas no nível
estadual e não no federal. A Lei no 6.938 de 31 de agosto de 1981, e os regulamentos e decretos subseqüentes,
estabeleceram a responsabilidade civil por dano ambiental, mecanismos para execução de padrões ambientais e
exigências de licenciamento para atividades poluentes.
A Resolução no 23 do CONAMA de 1994 exige que a Petrobras conduza estudos ambientais em relação a
algumas de nossas atividades. Devemos eliminar, reduzir ou compensar as partes pertinentes por quaisquer efeitos
ambientais desfavoráveis identificados através desses estudos.
Em 27 de dezembro de 2000, a Lei no 10.165, modificando a Lei no 6.938, criou a Taxa de Controle e
Fiscalização Ambiental (ou TCFA). A lei confere poderes ao IBAMA para cobrar, trimestralmente, certas taxas da
Petrobras e outras empresas que cumprem um limite mínimo de receitas, se dedicam a atividades com potencial de
danos ambientais e/ou estão explorando recursos naturais no Brasil. No presente, não consideramos que essa taxa
imposta pelo IBAMA seja relevante. A Confederação Nacional da Indústria brasileira (ou CNI), está atualmente
contestando essas taxas com base em inconstitucionalidade no Supremo Tribunal Federal, or STF.
As leis e regulamentos ambientais brasileiros prevêem restrições e proibições sobre vazamentos e
liberações ou emissões de várias substâncias perigosas produzidas junto às nossas operações. As leis e regulamentos
ambientais brasileiros também regem a operação, manutenção, abandono e reclamação de poços, refinarias,
terminais, estações de serviço e outras instalações. A conformidade com essas leis e regulamentos pode exigir gastos
significativos, e as violações podem resultar em multas e penalidades, algumas das quais podem ser relevantes.
89
Além disso, as operações e empreendimentos que têm um impacto ambiental significativo, especialmente a
perfuração de novos poços e a expansão de refinarias, exigem que nós solicitemos avaliações de impacto ambiental
de acordo com os procedimentos de licenciamento federais e estaduais. De acordo com as leis ambientais brasileiras,
propusemos a assinatura de contratos de compromisso ambiental, ou celebramos esses contratos, com as agências de
proteção ambiental e/ou ministérios públicos federais ou estaduais, nos quais concordamos em tomar certas medidas
para concluir o licenciamento ambiental para diversas de nossas instalações operacionais.
De acordo com a Lei no 9.605 de 12 de fevereiro de 1998, as pessoas físicas ou jurídicas cuja conduta ou
atividades causarem estragos ao ambiente estão sujeitas a sanções criminais e administrativas, bem como quaisquer
custos para reparar os danos reais resultantes desse estrago. As pessoas físicas ou jurídicas que cometerem um crime
contra o ambiente estão sujeitas a penalidades e sanções que variam de multas a prisão, para pessoas físicas, ou,
suspensão ou interrupção de atividades ou proibição para celebrar quaisquer contratos com órgãos governamentais
por até dez anos para pessoas jurídicas. As agências de proteção ambiental governamentais também poderão impor
sanções administrativas àqueles que não cumprirem as leis e regulamentos ambientais, incluindo, entre outros:
•
multas;
•
suspensão parcial ou total das atividades;
•
obrigações de prover recursos para obras de recuperação e projetos ambientais;
•
prescrição ou restrição de incentivos ou benefícios fiscais;
•
fechamento dos estabelecimentos ou empreendimentos; e
•
prescrição ou suspensão da participação em linhas de crédito com estabelecimentos de crédito oficiais.
De acordo com a Lei no 9.966 de 2000, as entidades que operam portos organizados e instalações portuárias
e proprietários ou operadores de plataformas e suas instalações de suporte devem realizar auditorias ambientais
independentes a cada dois anos, com a finalidade de avaliar a administração ambiental e os sistemas de controle em
suas unidades. Estamos em total conformidade com essa lei.
A Lei no 9.985 de 19 de julho de 2000 estabelece uma compensação ambiental de no mínimo 0,5% do valor
de um projeto em relação às atividades que tiverem um impacto ambiental negativo que não puder ser reduzido.
Essa compensação somente pode ser aplicada em unidades de conservação, conforme definido pelo Sistema
Nacional de Unidades de Conservação da Natureza (ou SNUC). As agências ambientais ainda estão implementando
essa lei, mas elas podem tentar aplicá-la de uma forma retroativa.
Em 2006, investimos aproximadamente US$ 645 milhões em projetos ambientais em comparação a
aproximadamente US$ 521 milhões em 2005. Esses investimentos foram direcionados principalmente para a
redução de emissões e resíduos resultantes de processos industriais, administrando o uso de água e efluentes,
remediando áreas que receberam o impacto, implementando novas tecnologias ambientais e aprimorando nossos
dutos.
Em março de 2006, o Congresso brasileiro promulgou a Lei no 11.284, que, entre outras coisas, cria o
conceito de seguro ambiental como um instrumento de política econômica. As empresas brasileiras serão obrigadas
a contratar seguro ambiental somente quando o Congresso brasileiro aprovar a nova lei para reger a Lei no 11.284
que cria explicitamente essa obrigação. Não conhecemos os termos e condições sob os quais o seguro ambiental será
contratado no futuro e, portanto, não podemos estimar se a exigência de obtenção de seguro ambiental terá um efeito
desfavorável relevante em nossos negócios, nossa condição financeira e nossos resultados operacionais.
Estamos sujeitos a diversos processos administrativos e reivindicações civis e criminais relacionadas a
questões ambientais. Vide o Item 8. “Informações Financeiras — Processos Judiciais — Reivindicações
Ambientais.”
90
Iniciativas Ambientais, de Saúde e Segurança
Iniciativas
A proteção da saúde humana e do meio ambiente é uma das nossas principais preocupações, e é essencial
para o nosso sucesso como uma empresa de energia integrada. Para tratar e dar prioridade às questões de saúde,
segurança e ambientais e garantir a conformidade com os regulamentos ambientais, nós:
•
desenvolvemos o programa PEGASO para aprimorar nossos dutos e outros equipamentos,
implementar novas tecnologias, aprimorar nossa prontidão de resposta de emergência, reduzir as
emissões e resíduos e impedir acidentes ambientais. De abril de 2000 a dezembro de 2006, gastamos
aproximadamente US$ 4.081 bilhões nesse programa, incluindo o Programa de Integridade de Dutos
pelo qual conduzimos inspeções de nossos dutos e aprimoramentos em nossos dutos. Em 2006,
gastamos aproximadamente US$ 562 milhões em relação ao programa PEGASO;
•
propusemos a assinatura de contratos de compromisso ambiental, ou celebramos esses contratos, com
diversas agências de proteção ambiental e/ou ministérios públicos federais ou estaduais, nos quais
concordamos em tomar certas medidas para concluir o licenciamento ambiental para várias de nossas
instalações operacionais;
•
integramos nosso departamento de saúde empresarial ao já existente departamento de segurança e
ambiente corporativo, dessa forma facilitando o desenvolvimento de procedimentos sistemáticos, por
toda a empresa para tratar das questões relacionadas à saúde, segurança e meio ambiente, ou HSE.
•
estabelecemos nossas novas diretrizes corporativas e política de HSE, que mantém o foco nos
princípios de desenvolvimento sustentável, conformidade com a legislação e a disponibilidade e o uso
de indicadores de desempenho ambiental;
•
realizamos investimentos de capital para reduzir o risco de HSE de nossas operações, inclusive
fazendo aprimoramentos às nossas refinarias e instalações de transporte e desenvolvendo e
implementando diretrizes de prevenção de poluição por óleo;
•
construímos nove centros de proteção ambiental e sete bases avançadas para prevenção de
derramamento de óleo, controle e resposta, estabelecemos planos de contingência no mar e em terra
locais e regionais envolvendo serviços públicos e comunidades para lidar com vazamentos de óleo, e
afretamos três navios de recuperação de derramamento de óleo dedicados (OSRVs) totalmente
equipados para controle de derramamento de óleo e combate ao fogo;
•
recebemos certificados de gestão integrada de HSE para nossas unidades operacionais. Em dezembro
de 2006, a Petrobras detinha 34 certificados para suas unidades operacionais no Brasil e 20 para
unidades no exterior. Esses certificados reconhecem a conformidade com os padrões de sistema de
gestão de HSE com o ISO 14001 (meio ambiente), e OHSAS 18001 (saúde e segurança). Em virtude
de alguns desses certificados abrangerem mais do que um local, o número total de locais certificados é
159 no Brasil e 20 no exterior. A Frota Nacional de Petroleiros foi totalmente certificada pelo Código
de Gestão Internacional IMO para a Operação Segura de Navios e para Prevenção de Poluição (Código
ISM) desde dezembro de 1997;
•
implementamos pelo Programa de Segurança de Processo diretrizes padronizadas, por toda a empresa,
para gestão de HSE, para investigar de forma efetiva incidentes e para fortalecer nosso compromisso
institucional com HSE pelo treinamento de funcionários. O Manual de Gestão de HSE desenvolvido
por esse programa é uma ferramenta de gestão diária que está sendo aplicado atualmente em todas as
nossas unidades operacionais;
•
implementamos o Projeto “Excelência em Saúde, Segurança e Meio-Ambiente”, incluído em nossa
Agenda Estratégica, que, por atos já definidos em todos as nossas áreas de negócios e serviços e em
nossas subsidiárias, busca garantir que até 2015, atingiremos o mesmo nível de desempenho
91
mensurado pelos índices de segurança, meio-ambiente e saúde como as empresas líderes de Petróleo,
Gás e Energia no mundo;
•
desenvolvemos um Sistema de Gestão de Emissões de Ar, junto a uma empresa de consultoria
internacional, para nossas operações no Brasil e na América do Sul. O sistema coleta informações
sobre emissões de dióxido de enxofre, óxidos de nitrogênio, monóxido de carbono, os principais gases
de efeito estufa (dióxido de carbono, metano e óxido nitroso), compostos orgânicos voláteis (VOCs) e
materiais particulados, nos permitindo aprimorar a gestão de nossas emissões. Registramos nosso
Resumo Anual de Emissões de 2004 no Global Greenhouse Gas Register do Fórum Econômico
Mundial. O relatório coleta dados fornecidos pelo Sistema de Gestão de Emissões de Ar e está
disponível para acesso público pelo website do Fórum;
•
estabelecemos uma meta corporativa, incluída em nosso Balanced Scorecard, para impedir emissões
de gases de efeito estufa (GHG). Considerando os projetos incluídos em nosso Plano de Negócios de
2007-2011, visamos cortar 18,5 milhões de toneladas de emissões de GHG até 2011, pela
implementação de projetos que também podem ser qualificados para o Mecanismo de
Desenvolvimento Limpo do Protocolo de Kyoto
•
participamos em negociações conduzidas pelo Ministério das Minas e Energia brasileiro de nossos
regulamentos de indenização ambiental relacionados à implementação de novos projetos;
•
participamos com o Ministério das Minas e Energia brasileiro e o IBAMA em um grupo de
acompanhamento governamental criado para supervisionar a implementação de novos gasodutos
planejados e projetos de produção de petróleo e gás;
•
participamos regularmente na agenda de discussões do Ministério das Minas e Energia e do Ministério
do Meio Ambiente brasileiros sobre as questões ambientais que afetam os nossos negócios;
•
participamos diretamente de discussões com o Ministério do Meio Ambiente e com o IBAMA a
respeito de questões que possam afetar os negócios da Petrobras;
Além disso, conduzimos estudos ambientais para todos os novos projetos, conforme exigido pela legislação
ambiental brasileira, e nosso departamento de HSE avalia todos e cada um dos projetos com um orçamento total
superior a US$ 25 milhões para confirmar sua conformidade com todas as exigências de HSE e a adoção das
melhores práticas de HSE durante todo o ciclo de vida do projeto.
Continuaremos a avaliar e desenvolver iniciativas para tratar de questões de HSE e para reduzir nossa
exposição aos riscos de HSE.
Nossa Diretoria Executiva aprovou a construção de três plantas de produção de biodiesel, com uma
capacidade total de 150.000 toneladas por ano. As plantas exigirão um investimento de cerca de US$ 90,5 milhões e
espera-se que iniciem as operações em dezembro de 2007;
Compramos 70.000 metros cúbicos de biodiesel, certificado com o rótulo “combustível social”, a ser
entregue durante 2006. O combustível social é o combustível produzido de acordo com um programa do governo
destinado a promover empresas agrícolas familiares;
Em 2006, a BR comprou uma participação em pequenas usinas hidrelétricas do Brasil por um valor total de
R$ 74,6 milhões, para deter uma participação de 49%. Isso permitiu a distribuição de 13 pequenas usinas
hidrelétricas por todos os estados de Minas Gerais, Espírito Santo, Rio de Janeiro, Goiás e Mato Grosso do Sul, com
um potencial de energia total de 291 MW.
Um empreendimento adicional nessa área é nossa participação em duas outras pequenas usinas hidrelétricas
por meio de nossa coligada, Termoeléctrica Potiguar S.A.: Clean Water e Air. Juntas, as duas permitem 25,4 MW
de energia em potencial.
92
As 15 pequenas usinas hidrelétricas estão ligadas ao PROINFA, o Programa de Incentivo do Governo
Brasileiro para Fontes de Energia Alternativa.
Gestão
Temos um Comitê de Gestão de HSE, que foi criado por nossos diretores executivos para garantir que as
questões de HSE sejam tratadas em toda a empresa. O comitê é composto de gerentes executivos de nossas
diferentes áreas de negócios e de conselheiros de nossas empresas controladas, a BR Distribuidora e a Transpetro. O
trabalho do Comitê de Gestão de HSE é mantido por quatro subcomitês permanentes e por comissões temporária e
grupos de trabalho, cada um responsável por uma questão específica de HSE, tais como licenciamento e indenização
ambiental, avaliação de risco operacional, gestão de mudança, novos projetos e gestão de saúde.
Também criamos um Comitê Ambiental, que é composto de três membros de nosso Conselho de
Administração, incluindo nosso Presidente e nosso Diretor Presidente. O Comitê é responsável por, entre outras
coisas: (1) supervisionar e administrar as questões ambientais e de segurança no trabalho que nos afetam; (2)
estabelecer metas ambientais mensuráveis e garantir a conformidade; e (3) recomendar alterações na política
ambiental, de saúde e segurança, se necessário, para nosso conselho de administração. O estatuto do Comitê
Ambiental ainda está sujeito à aprovação de nosso Conselho de Administração.
Concorrência
Como resultado da reforma regulamentar do setor de petróleo e gás no Brasil, esperamos enfrentar uma
concorrência cada vez maior em nossas operações de distribuição e refino e nas de exploração e produção.
Na área de exploração e produção, o processo de leilão do governo brasileiro para novas áreas exploratórias
possibilitou que empresas multinacionais e regionais de petróleo e gás comecem a exploração de petróleo no Brasil.
Se essas empresas descobrirem petróleo em quantidades comerciais e forem capazes de desenvolvê-lo
comercialmente, esperamos que a concorrência com nossa produção aumente.
No passado, enfrentamos pouca concorrência como resultado das leis vigentes que, efetivamente, nos
deram um monopólio. Com o final desse monopólio e da reforma regulamentar, outros participantes podem, agora,
explorar, produzir, transportar e distribuir derivados no Brasil. Como resultado, alguns participantes já começaram a
importar derivados refinados, que concorrerão com os derivados de nossas refinarias brasileiras, bem como os
derivados que atualmente importamos. Agora temos que concorrer com importações globais a preços internacionais.
Esperamos que essa concorrência adicional possa afetar os preços que podemos cobrar por nossos derivados, que,
por sua vez, afetam o lucro que podemos obter. Estimamos que tivemos uma participação de mercado de
aproximadamente 98,1% na área brasileira de produção de petróleo em 2006. Não temos concorrentes significativos
na área de produção de petróleo no Brasil. Na área de exploração de óleo, estimamos que as atividades de
exploração conduzidas exclusivamente por nós representaram aproximadamente 72% (número de poços de
exploração que perfuramos isoladamente comparados ao número total de poços de exploração perfurados no Brasil
em 2006) do mercado brasileiro de exploração de óleo em 2006, e as atividades de exploração conduzidas por nós
junto a outros parceiros representaram aproximadamente 86% (número de poços de exploração que perfuramos
isoladamente e com parceiros comparados ao número de poços de exploração perfurados no Brasil em 2006) do
mercado de exploração de óleo no Brasil em 2005. Nossos principais concorrentes na área de exploração de óleo
são a Agip, Devon, Shell, Maersk, Statoil, Chevron Texaco, Encana e El Paso e BG Group. Também esperamos uma
concorrência contínua em nossa área de distribuição, onde atualmente enfrentamos a concorrência mais significativa
de qualquer um de nossas áreas de negócios. De forma específica, enfrentamos uma concorrência de pequenos
distribuidores, muitos dos quais foram capazes, e podem continuar a ser capazes, de evitar o pagamento de impostos
sobre vendas e misturar sua gasolina com solventes baratos, possibilitando que eles vendam gasolina a preços abaixo
dos nossos. Tínhamos uma participação de mercado de aproximadamente 42,6% na área brasileira de distribuição de
derivados de acordo com o Sindicom, uma associação brasileira do setor de empresas de distribuição de petróleo e
gás. Nossos principais concorrentes nesta área são a Shell, a Esso e a Texaco.
Na área de gás natural e energia, esperamos concorrência de novos participantes que estão adquirindo
participações em empresas de distribuição de gás natural e empresas de geração de energia a gás, e concorrentes
existentes que estão expandindo as operações para consolidar sua posição no Brasil. Tínhamos uma participação de
mercado de aproximadamente 94,3% na área brasileira de gás natural com base nos volumes de 2006 vendidos para
93
as Empresas Locais de Distribuição e no total do mercado de gás natural, de acordo com a Associação Brasileira das
Empresas de Gás Natural (ou ABEGÁS).
Na área internacional, planejamos continuar a expandir as operações, apesar de esperarmos enfrentar uma
concorrência contínua nas áreas nas quais já somos ativos, incluindo o Golfo do México, a África e o Cone Sul. Já
nos tornamos o principal participante em alguns dos países nos quais temos operações internacionais. Na Argentina,
estimamos que temos uma participação de mercado de 13,5% para combustível para automóveis e 12,3% para
lubrificantes. Na Bolívia, temos uma participação de mercado de 92% do mercado de refino de óleo, 0,3% do
mercado de combustíveis, e 72% de lubrificantes.
Seguro
Nossos programas de seguro mantêm o foco principalmente na concentração de riscos e na importância e
valor de substituição de ativos. De acordo com a nossa política de gerenciamento de risco, os riscos relacionados a
nossos principais ativos, tais como refinarias, petroleiros, nossa frota e produção e plataformas de perfuração no
mar, são segurados por seu valor de substituição com seguradoras brasileiras terceiras. Apesar de as apólices serem
emitidas no Brasil, a maior parte de nossas apólices é ressegurada no exterior com resseguradoras com classificação
A- ou superior da agência de classificação Standard & Poor’s ou B+ ou superior da A.M. Best. Substancialmente
todas as nossas operações internacionais são seguradas ou resseguradas por nossa subsidiária das Bermudas, Bear
Insurance Company Limited, seguindo exatamente os mesmos critérios de classificação.
Os ativos menos valiosos, tais como pequenos barcos auxiliares, certas instalações de armazenagem e
algumas instalações administrativas, têm auto-seguro. Não mantemos cobertura para interrupção das atividades,
salvo para uma minoria de nossas operações internacionais. Também não mantemos cobertura para nossos poços
para substancialmente todas as nossas operações brasileiras.
Mantemos cobertura para responsabilidade operacional de terceiros a respeito de nossas atividades em terra
ou no mar, incluindo riscos ambientais tais como vazamentos de óleo. A apólice de seguro cobre qualquer dano
resultante das nossas atividades ou das atividades de nossas coligadas, com exceção de nossas atividades
internacionais, que têm seu seguro próprio e não estão, portanto, incluídas nessa apólice. No Brasil, nossa cobertura
nessa apólice é de até US$ 220 milhões por acidente, no total (as multas impostas por autoridades governamentais
não estão cobertas). No caso de um acidente, essa cobertura pode não ser suficiente para nos compensar pelas perdas
incorridas. Apesar de não termos seguro para a maior parte de nossos dutos, temos seguro contra danos ou perdas
resultantes de incidentes específicos, bem como poluição por óleo de nossos dutos. Nossa frota e a maior parte de
nossas Unidades Marítimas Móveis são registradas em mútuos de Seguro de Indenização e Proteção (“P&I Clubs”),
que prevêm auto-seguros coletivos para seus membros contra passivos e despesas de terceiros originados do fato de
deter navios ou operar navios como principais.
Também mantemos cobertura para riscos relacionados aos riscos de transporte, casco e máquinas, e
cobertura de seguro de conselheiros e diretores (D&O). Todos os projetos e instalações em construção são segurados
em conformidade com os termos dos contratos de financiamento pertinentes, geralmente por um seguro de garantia
de desempenho em relação ao cumprimento do contrato e/ou outro seguro contra danos e perdas. Todos os projetos e
instalações em construção que têm uma perda máxima estimada superior a US$ 40 milhões são cobertos por uma
apólice de construção.
O prêmio para renovar nossa apólice de seguro de risco de propriedades para um período de 12 meses
iniciando em junho de 2006 era de US$ 34,5 milhões. Isso representou um aumento de 17% sobre o período de 12
meses anterior. O aumento foi devido, principalmente, a um aumento no valor segurado de nossos ativos, que, no
mesmo período, aumentou em 32%, de US$ 32,7 bilhões para US$ 43,2 bilhões. Desde 2001, nossa retenção de
risco aumentou e nossos dedutíveis podem atingir US$ 40 milhões em certos casos.
Nossas instalações estão regularmente sujeitas a inspeções de risco feitas por consultores internacionais de
risco. Os relatórios e as recomendações elaborados nessas inspeções são divulgados ao público, bem como os atos
praticados por nós para cumprir essas recomendações. Todos os acidentes significativos e suas causas, bem como as
melhorias que fizemos aos nossos padrões de HSE são liberados periodicamente para o público.
94
ITEM 5.
ANÁLISE E PERSPECTIVAS FINANCEIRAS E OPERACIONAIS .
Análise e Discussão da Administração sobre a Condição Financeira e Resultados Operacionais da Petrobras
A discussão a seguir sobre nossa condição financeira e os resultados operacionais deve ser considerada
junto às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas e às notas explicativas anexas iniciando na página
F-1 deste relatório anual.
Visão Geral
Recebemos receitas de:
•
vendas domésticas, que consistem principalmente em vendas de derivados (tais como gasolina, óleo
diesel, combustível para aeronaves, óleo combustível, nafta e gás liquefeito de petróleo), gás natural,
produtos petroquímicos e eletricidade;
•
vendas de exportação, que consistem principalmente em vendas de petróleo e derivados;
•
vendas internacionais (excluindo vendas de exportação), que consistem em vendas de petróleo, gás
natural e derivados que são produzidos e refinados no exterior; e
•
outras fontes, incluindo serviços, receita de investimentos e ganhos cambiais.
Nossas despesas incluem:
•
custos de vendas (que são compostos de despesas com mão-de-obra, custos operacionais e compras de
petróleo e derivados); manutenção e reparo de propriedades, plantas e equipamentos; depreciação e
amortização de ativos permanentes; exaustão de campos de petróleo; e custos de exploração;
•
despesas de vendas (que incluem as despesas para transporte e distribuição de nossos produtos), gerais
e administrativas; e
•
despesas financeiras e perdas cambiais.
As flutuações em nossa condição financeira e no resultado operacional são o resultado de uma combinação
de fatores, incluindo:
•
o volume do petróleo, derivados e gás natural que produzimos e vendemos;
•
alterações nos preços internacionais de petróleo e derivados, que são denominados em dólares norteamericanos;
•
alterações relacionadas nos preços domésticos do petróleo e derivados, que são denominados em reais;
•
flutuações nas taxas de câmbio do real/dólar norte-americano e peso argentino/dólar norte-americano;
•
condições políticas e econômicas brasileiras; e
•
o valor de impostos e tributos que são exigidos a serem pagos a respeito de nossas operações, em
virtude de nossa posição de empresa brasileira e nosso envolvimento no setor de petróleo e gás.
Volumes de Vendas e Preços
A lucratividade de nossas operações em qualquer período contábil específico está relacionada ao volume de
vendas, e aos preços do petróleo, derivados e gás natural que vendemos. Nossas vendas líquidas consolidadas em
2006 totalizaram aproximadamente 1.104.723 milhões de barris de óleo equivalente, representando US$ 72.347
milhões em receitas operacionais líquidas, em comparação a aproximadamente 1.025.033 milhões de barris de óleo
95
equivalente, representando US$ 56.324 milhões em receitas operacionais líquidas em 2005 e aproximadamente
989.719 milhões de barris de óleo equivalente e US$ 38.428 milhões em receitas operacionais líquidas em 2004.
Como uma empresa integrada verticalmente, processamos a maior parte de nossa produção de petróleo em
nossas refinarias e vendemos os derivados refinados principalmente no mercado doméstico brasileiro. Portanto, é o
preço dos derivados, e não o preço do petróleo, que afeta mais diretamente nossos resultados financeiros. Entretanto,
conforme a produção de petróleo aumentar, e conforme as exportações aumentarem, o aumento na produção de
petróleo terá uma maior importância relativa.
Os preços do derivado do petróleo variam com o decorrer do tempo como resultado de muitos fatores,
incluindo o preço do petróleo. A média dos preços do Brent, uma referência internacional de petróleo, era de
aproximadamente US$ 65,14 por barril em 2006, US$ 54,38 por barril em 2005 e US$ 38,21 por barril em 2004.
Em dezembro de 2006, os preços do Brent eram, em média, de US$ 62,33 por barril. Para o primeiro trimestre de
2007, apesar de os preços do petróleo estarem mostrando certa volatilidade, eles também estão mantendo o nível de
US$ 60,00 por barril.
Volumes Domésticos de Vendas e Preços
Durante 2006, aproximadamente 69,7% de nossas receitas operacionais líquidas eram derivados de vendas
de petróleo e derivados no Brasil, em comparação aos 72,4% em 2005 e 73,2% em 2004. Como os volumes de
exportação de petróleo e derivados aumentaram, as vendas domésticas como uma porcentagem das receitas
operacionais líquidas caíram.
Nossas receitas são derivadas principalmente das vendas no Brasil. A tabela a seguir mostra nossas vendas
por volume de derivados, gás natural e etanol para cada um dos anos de 2006, 2005 e 2004:
96
Exercício Findo em 31 de dezembro de
2006
Volume
(mil barris,
exceto quando
declarado de
outra forma)
Produtos de energia:
Gasolina para automóveis
Diesel
Óleo combustível
Gás liquefeito de petróleo
112.541
245.159
36.340
73.382
Total de produtos de energia
467.422
Produtos não de energia:
Nafta petroquímica
Outros
60.197
96.369
Total de produtos não de
energia
156.566
Etanol
Gás natural (barris de óleo
equivalente)
Sub-total
Vendas líquidas de
distribuição
Vendas líquidas intercompanhia
Total do mercado doméstico
Vendas líquidas de
exportação
Vendas líquidas
internacionais
Outras
Sub-Total
Serviços
Vendas líquidas consolidadas
(1)
Preço
Médio
Líquido
(US$)(1)
2005
Receitas
Operacionais
Líquidas
(em milhões de
US$)
73,86
83,65
47,47
36,00
63,31
63,09
59
67,80
Volume
(mil barris,
exceto quando
declarado de
outra forma)
Preço
Médio
Líquido
(US$)(1)
8.312
20.507
1.725
2.642
104.901
242.831
36.243
77.891
33.186
461.866
3.811
6.080
57.281
80.953
9.891
138.234
4
126
23,81
2004
Receitas
Operacionais
Líquidas
(em milhões de
US$)
$60,08
68,20
40,81
34,55
53,49
58,35
Volume
Preço
Médio
Líquido
Receitas
Operacionais
Líquidas
(mil barris,
exceto
quando
declarado
de outra
forma)
(US$)(1)
(em milhões
de US$)
$ 6.302
16.561
1.479
2.691
100.712
240.237
39.654
76.982
$41,58
44,64
28,45
28,14
27.033
457.585
3.064
4.724
57.595
77.652
7.788
135.247
3
455
30,77
$ 4.188
10.725
1.128
2.166
18.207
42,28
41,96
2.435
3.258
5.693
14
88.839
26,27
2.334
83.090
21,77
1.809
77.310
18,61
1.439
712.886
63,71
45.415
683.316
53,61
36.633
670.597
37,81
25.353
204.649
91,46
18.718
201.347
78,53
15.811
182.327
57,36
10.458
(195.903)
69,89
(13.692)
(187.268)
62,22
(11.651)
(164.730)
46,69
(7.692)
721.632
69,90
50.441
697.395
58,49
40.793
688.194
40,86
28.119
259.630
55,39
14.381
187.008
47,80
8.938
186.221
31,81
5.923
73.363
50.098
383.091
—
62,72
47,87
55,81
—
4.601
2.398
21.380
526
64.860
75.770
327.638
—
48,41
40.09
46,14
—
3.140
3.038
15.116
415
83.800
31.504
301.525
—
33,89
39,17
33,15
—
2.840
1.234
9.997
312
72.347
1.025.033
1.104.723
$56.324
989.719
Preço médio líquido calculado pela divisão das vendas líquidas pelo volume do ano.
Durante 2006, não anunciamos nenhum aumento em nossos preços de gasolina e diesel no mercado
doméstico.
Volumes de Vendas e Preços de Exportação
Apesar de nosso principal mercado ser o mercado brasileiro, como nossa produção doméstica de petróleo
aumentou, começamos a exportar maiores quantidades de petróleo e derivados que excederam a demanda brasileira.
Também exportamos volumes de petróleo pesado produzido domesticamente que nossas refinarias são incapazes de
processar de forma operacional ou econômica. Vide o Item 4. “Informações sobre a Empresa — Refino, Transporte
e Comercialização.” Nossas exportações de petróleo e derivados totalizaram 212.210 milhões de barris de óleo
equivalente em 2006, em comparação aos 187.007 milhões de barris de óleo equivalente em 2005 e 186.221 milhões
de barris de óleo equivalente em 2004. Temos como base para nossos preços de exportação de petróleo os preços
internacionais, ajustados para refletir as condições específicas do mercado. Determinamos os preços de exportação
de nossos derivados e gás natural por referência às condições de mercado, bem como as negociações diretas com
nossos clientes. Como resultado de um aumento no preço médio e no volume de exportação de petróleo e derivados,
o valor total de nossas exportações de petróleo e derivados (mensuradas em uma base FOB) em 2006 foi de US$
14.381 milhões em comparação aos US$ 8.938 milhões de 2005 e US$ 5.923 milhões em 2004, representando
aproximadamente 19,9% de nossas receitas operacionais líquidas em 2006, em comparação aos 15,9% em 2005 e
15,4% em 2004. Vide o Item 4. “Informações sobre a Empresa — Refino, Transporte e Comercialização Exportações.”
97
$38.428
Volumes e Preços Internacionais
Produzimos, refinamos, transportamos, distribuímos e comercializamos petróleo e gás natural
internacionalmente. As vendas de produção fora do Brasil para fontes fora do Brasil foram de US$ 2.398 milhões
em 2006, US$ 3.038 milhões em 2005, US$ 2.840 milhões em 2004, representando aproximadamente 3.3% de
nossas receitas operacionais líquidas em 2006 em comparação aos 5,4% em 2005 e 7,4% em 2004. Esperamos que
nossas vendas internacionais continuem a crescer já que nossa produção internacional continua a crescer e
aumentamos nossa capacidade de refino e distribuição no exterior. Vide o Item 4. “Informações sobre a Empresa —
Internacional.”
Volumes de Vendas e Preços de Importação
Continuamos a importar petróleo mais leve para misturar em nossas próprias refinarias, bem como
quantidades menores de diesel, gás liquefeito de petróleo, nafta e outros derivados, para atender à demanda do
mercado de varejo brasileiro. Temos aprimorado continuamente nossas refinarias para processar petróleo mais
pesado e assim reduzir nossas importações de petróleo e derivados uma vez que refinamos uma porção maior de
nossa produção de petróleo mais pesado. Isso afetou de forma positiva a margem entre nossas receitas operacionais
líquidas e o custo das mercadorias vendidas, já que é mais barato produzir petróleo domesticamente do que importar
petróleo. Em 2006, a margem líquida diminuiu para 17,7% em comparação aos 18,4% em 2005, como resultado de
um aumento no petróleo importado para 370 mil barris por dia em 2006, dos 352 mil barris por dia em 2005. O
aumento na importação de petróleos mais leves acompanha a estratégia de comercialização internacional que torna a
importação de petróleos mais leves mais viável do que a importação de destilados médios.
Antes de 31 de dezembro de 2001, éramos a única empresa com autorização para importar derivados para
atender à demanda do mercado brasileiro por esses produtos. Agora que outras partes têm autorização por lei para
importar derivados e abastecer o mercado, reavaliamos continuamente nossa estratégia para atingir níveis ideais de
importações para maximizar nossa lucratividade. Importamos um total de 43,1 milhões de barris de derivados em
2006, em comparação aos 34,8 milhões de barris em 2005 e 40,1 milhões de barris em 2004. Vide o Item 4.
“Informações sobre a Empresa — Refino, Transporte e Comercialização - Importações.”
Efeito de Impostos em nosso Lucro
Geral
Além dos impostos pagos em nome dos consumidores para governos federais, estaduais e municipais, tais
como o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços, ou ICMS, somos obrigados a pagar três principais
encargos sobre nossas atividades de produção de petróleo no Brasil:
•
Royalties, que, em geral, correspondem a uma porcentagem entre 5% e 10% da produção, são
calculadas com base em um preço de referência para petróleo ou gás natural, e, portanto, variarão com
o preço internacional de petróleo. A ANP também considera os riscos geológicos envolvidos, e os
níveis de produtividade esperados em uma concessão específica. Praticamente toda nossa produção de
petróleo é atualmente tributada à alíquota máxima de royalty.
•
Participação Especial, que se aplica a nossos maiores e mais lucrativos campos, e varia de 0% a 40%
dependendo dos volumes de petróleo produzidos nos campos, do local dos campos (incluindo se eles
estão em terra ou no mar), profundidade da água e número de anos que o campo está em produção. Em
2006, o imposto foi cobrado sobre 19 de nossos campos, incluindo Marlim, Albacora, Roncador, Leste
do Urucu, Rio Urucu, Canto do Amaro, Marimbá, Marlim Sul, Namorado, Carapeba, Pampo, Albacora
Leste, Barracuda, Caratinga, Cherne, Pilar, Fazenda Alegre, Miranga e Carmópolis. O imposto tem
como base as receitas líquidas de um campo, que consistem em receitas brutas menos royalties pagos,
investimentos em exploração, custos operacionais e ajustes de depreciação e impostos aplicáveis. O
Imposto de Participação Especial usa como referência os preços internacionais do petróleo convertidos
para reais à taxa de câmbio vigente.
•
Bônus de Retenção, que é um imposto pagável sobre as concessões que estão disponíveis para
exploração e produção, e é calculado a uma alíquota estabelecida pela ANP, considerando fatores tais
98
como localização e tamanho do bloco de concessão pertinente, a bacia sedimentar e suas características
geológicas.
Esses encargos impostos pelo governo brasileiro são incluídos em nosso custo de mercadorias vendidas.
Além disso, estamos sujeitos ao imposto sobre nossa renda a uma alíquota vigente de 25% e uma contribuição
socialsobre o lucro a uma alíquota vigente de 9%, o imposto de renda padrão de pessoa jurídica no Brasil. Vide a
Nota Explicativa 3 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.
Alteração Potencial na Legislação do ICMS
Em junho de 2003, o Estado do Rio de Janeiro instituiu uma lei (Lei Estadual no 4.117, datada de 27 de
junho de 2003, também conhecida como “Lei Noel”) que impõe a cobrança do ICMS sobre as atividades de
exploração e produção. A lei foi regulamentada pelo Decreto no 34.761, datado de 3 de fevereiro de 2004, que foi
suspenso pelo Decreto no 34.783 de 4 de fevereiro de 2004, por um período indeterminado. Entretanto, o Estado do
Rio de Janeiro pode decidir aplicar a lei em qualquer momento.
A constitucionalidade dessa lei está sendo contestada atualmente. A ação foi ajuizada pelo Procurador
Geral da República e a Advocacia Geral da União deu um parecer favorável. O Supremo Tribunal provisoriamente
não suspendeu a exeqüibilidade da lei.
De acordo com a legislação atualmente em vigor, o ICMS para combustíveis derivados é cobrado no ponto
de venda, mas não na cabeça do poço. Como resultado, o imposto é cobrado principalmente nos estados nos quais as
vendas de combustíveis são feitas. Se o Estado do Rio de Janeiro aplicar a lei, é improvável que os outros estados
nos permitam usar o imposto cobrado na cabeça do poço no Rio de Janeiro como crédito para compensar o imposto
cobrado na venda. Portanto, teremos que pagar o ICMS nos dois níveis, a menos que obtenhamos êxito na
contestação desse imposto em juízo. Se o Supremo Tribunal decidir que essa lei é constitucional, nossa capacidade
de contestar o pagamento de ICMS nos dois níveis dependerá do fundamento da decisão do Supremo Tribunal.
Estimamos que o valor do ICMS que seremos obrigados a pagar para o Estado do Rio de Janeiro possa
aumentar em aproximadamente R$ 9,4 bilhões (US$ 4,3 bilhões) ao ano como resultado dessa mudança na
legislação. Esse aumento pode ter um efeito desfavorável relevante em nossos resultados operacionais e na condição
financeira.
Receitas e Despesas Financeiras
Obtemos receitas financeiras principalmente dos juros sobre as disponibilidades. A maioria de nossas
disponibilidades é de títulos de curto prazo do governo brasileiro, incluindo títulos indexados ao dólar norteamericano. Também temos depósitos em dólar norte-americano.
Nossa receita financeira foi de US$ 1.165 milhões em 2006, US$ 710 milhões em 2005 e US$ 956 milhões
em 2004.
Incorremos em despesas financeiras da dívida de curto e longo prazo denominadas em dólares norteamericanos, reais e outras moedas. Nossas despesas financeiras foram de US$ 1.340 milhões em 2006, US$ 1.189
milhões em 2005 e US$ 1.733 milhões em 2004. Além disso, capitalizamos US$ 1.001 milhões em juros em 2005,
em comparação aos US$ 612 milhões em 2005 e US$ 267 milhões em 2004.
Inflação e Variação Cambial
Inflação
Desde a introdução do real como a nova moeda brasileira em julho de 1994, a inflação no Brasil
permaneceu relativamente estável, apesar de ela ter aumentado notavelmente em 2002. A inflação foi de 3,8% em
2006, 1,2% em 2005 e 12,1% em 2004 , conforme mensuração feita pelo IGP-DI, um índice geral de preços. A
inflação teve, e pode continuar a ter, efeitos em nossa condição financeira e nos resultados operacionais. Uma
grande porcentagem de nossos custos totais é em Reais, e nossos fornecedores e prestadores de serviço, em geral,
tentam aumentar seus preços para refletir a inflação brasileira. Esses aumentos são contrabalanceados pelos ajustes
99
que fazemos em nossos preços para compensar os efeitos da inflação e uma valorização do dólar norte-americano
frente ao real.
Variação Cambial
Desde que adotamos o real como nossa moeda funcional em 1998, as flutuações no valor do real frente ao
dólar norte-americano, especialmente as desvalorizações do real, tiveram, e continuarão a ter, múltiplos efeitos em
nossos resultados operacionais. Nossa moeda usada nos relatórios para todos os períodos é o dólar norte-americano.
Mantemos nossos registros financeiros em reais, e convertemos nossas demonstrações para dólares norte-americanos
à taxa média do período. Os valores reportados em nossas demonstrações em qualquer período determinado serão
reduzidos à mesma taxa que o real tiver sido desvalorizado em relação ao dólar norte-americano durante esse
período. Durante 2006, houve uma valorização de 8,7% do real frente ao dólar norte-americano, em comparação a
uma valorização de 11,8% em 2005 e uma valorização de 8,1% em 2004.
Praticamente todas as nossas vendas são de petróleo ou derivados, que, em geral, são negociados
livremente nos mercados internacionais a preços expressos em dólares norte-americanos. De julho de 1998 até o
final de 2001, nossas receitas operacionais líquidas refletiram as variações na taxa de câmbio dólar norteamericano/real, com atraso de um mês, em virtude de a fórmula usada pelo governo para estabelecer os preços de
realização para petróleo e derivados ter incluído ajustes nas flutuações da taxa de câmbio. Vide o Item 4.
“Informações sobre a Empresa — Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil — Regulamentação de
Preços.”
Desde 2 de janeiro de 2002, quando os preços foram desregulamentados, estamos livres para estabelecer
preços para nossos produtos com base nas condições do mercado e, em geral, temos sido capazes de manter uma
paridade com os preços internacionais. Como resultado, apesar de substancialmente todas as nossas receitas serem
em reais, elas estiveram, e continuam a estar, ligadas aos preços internacionais com base em dólar norte-americano.
Quando o real é desvalorizado frente ao dólar norte-americano, assumindo que os preços internacionais permaneçam
constantes em dólares norte-americanos, podemos aumentar os preços de nossos produtos em reais, em cujo caso
nossas receitas operacionais líquidas em reais aumentam. Um aumento em nossas receitas operacionais líquidas em
reais, entretanto, não é refletido em nossa receita operacional líquida quando reportada em dólares norte-americanos,
quando o real sofre uma desvalorização.
Um outro efeito da depreciação é que nossos custos e despesas operacionais, quando expressos em dólares
norte-americanos, tendem a cair. Isso acontece principalmente em virtude do fato de que uma parte substancial de
nossos custos e despesas operacionais é denominada em reais. Antes de 2003, nossos custos denominados em reais
aumentaram a uma taxa mais lenta do que a depreciação. Conseqüentemente, o efeito foi a redução dos custos de
produtos fornecidos e serviços prestados localmente quando reportados em dólares norte-americanos. Os efeitos
opostos ocorrem quando o real sofre uma valorização frente ao dólar norte-americano, como ocorreu em 2004, 2005
e 2006. Nos períodos recentes, a flutuação da taxa de câmbio teve os seguintes efeitos adicionais, entre outros, em
nossa condição financeira e resultados operacionais:
•
Registramos os efeitos de nova mensuração de nossos ativos e passivos não denominados em reais
mantidos no Brasil (por exemplo, caixa, disponibilidades e obrigações financeiras) em nossas
demonstrações do resultado. Principalmente em virtude de nossos passivos substanciais denominados
em moeda estrangeira, registramos em nossa demonstração de resultado de 2006 um ganho cambial
líquido de US$ 55 milhões, em comparação a US$ 269 milhões em 2005 e US$ 368 milhões em 2004.
A medida que essas flutuações não são reconhecidas em uma transação (tal como o repagamento de
dívida no período no qual há uma depreciação), o ganho cambial é acrescido de volta para fins de
determinar o fluxo de caixa;
•
Nossos outros ativos e passivos no Brasil, principalmente as contas a receber, estoques e ativo
permanente, disponibilidades e títulos do governo, passivos de plano de pensão, benefícios de
assistência médica e impostos de renda diferidos, são todos convertidos em dólares norte-americanos.
Portanto, qualquer depreciação (apreciação) do real frente ao dólar norte-americano será refletida como
uma redução (ganho) no valor em dólar norte-americano desses ativos e passivos, debitados
diretamente ao patrimônio líquido. Os efeitos da conversão de moeda estão fora do nosso controle.
100
Conseqüentemente, registramos em nossa demonstração das mutações no patrimônio líquido de 2006
um crédito de US$ 3.230 milhões diretamente ao patrimônio líquido, sem afetar o lucro líquido, para
refletir a valorização do real frente ao dólar norte-americano de aproximadamente 8,7%, em
comparação a um crédito de US$ 3.107 milhões em 2005 para refletir a valorização de 11,8% e de US$
1.911 milhões em 2004 para refletir a apreciação de 8,1%.
Os ajustes de conversão de moeda estrangeira refletindo uma depreciação têm o maior impacto no balanço
patrimonial de uma empresa como a nossa, cujos ativos são denominados principalmente em reais, mas cujos
passivos são denominados principalmente em moedas estrangeiras. As reduções nos valores de nossos ativos
debitadas ao patrimônio líquido, entretanto, não afetam necessariamente nossos fluxos de caixa, já que nossas
receitas e rendimentos em dinheiro estão, em uma ampla medida, ligados ao dólar norte-americano, e uma parte de
nossas despesas operacionais está ligada ao real.
A flutuação da taxa de câmbio também causa um impacto no valor do lucro acumulado disponível para
distribuição pela Petrobras quando mensurado em dólares norte-americanos. Os valores reportados como disponíveis
para distribuição em nossos registros contábeis regulamentares elaborados de acordo com os princípios contábeis
brasileiros diminuem ou aumentam quando mensurados em dólares norte-americanos, já que o real sofre
desvalorizações ou valorizações frente ao dólar norte-americano. Além disso, a flutuação da taxa de câmbio cria
ganhos e perdas cambiais que são incluídos em nossos resultados operacionais determinados de acordo com
princípios contábeis brasileiros e afeta o valor de nosso lucro não acumulado disponível para distribuição.
Resultados das Operações
As diferenças em nossos resultados operacionais, ano a ano, ocorrem como resultado de uma combinação
de fatores, incluindo, principalmente: o volume de petróleo, derivados e gás natural que produzimos e vendemos, o
preço pelo qual vendemos nosso petróleo, derivados e gás natural e o diferencial entre a taxa de inflação brasileira e
a depreciação ou apreciação do real frente ao dólar norte-americano. A tabela abaixo mostra o valor pelo qual cada
uma dessas variáveis mudou durante os últimos três exercícios:
2006
Produção de Petróleo e LGN (Mbpd)
Brasil ..................................................................................................
Internacional .......................................................................................
Produção internacional não consolidada(1) ...................................................
2005
2004
1.778
130
12
1.684
163
-
1.493
168
-
Total da Produção de Petróleo e LGN ......................................
Alteração na Produção de Petróleo e LGN ..................................................
Preço Médio de Venda para Petróleo (US$ por bbl)
Brasil ..................................................................................................
Internacional .......................................................................................
1.920
4,0%
1.847
11,2%
1.661
(2,4)%
$ 54,71
$ 44,02
$ 45,42
$ 34,91
$ 33,49
$ 26,51
Produção de Gás Natural (Mmcfpd)
Brasil ..................................................................................................
Internacional .......................................................................................
Produção internacional não consolidada (1) ...............................
1.660
595
12
1.644
576
-
1.590
564
-
2.267
2,2%
2.220
3,1%
2.154
7,2%
2,61
2,16
2,14
8,7%
2,18
10,7%
2,17
1,64
2,34
11,8%
2,44
16,8%
1,93
1,17
2,65
8,1%
2,93
4,8%
Total da Produção de Gás Natural................................................................
Alteração na Produção de Gás Natural (apenas vendido) ............................
Preço de Venda Médio para Gás Natural (US$ por Mcf)............................
Brasil ..................................................................................................
Internacional .......................................................................................
Taxa de Câmbio do Final do Exercício ........................................................
Valorização (Desvalorização) durante o exercício(2) ....................................
Taxa de Câmbio Média do exercício............................................................
Valorização (Desvalorização) durante o exercício(3) ....................................
101
Taxa de Inflação (IGP-DI) ...........................................................................
(1)
Empresas não consolidadas na Venezuela.
(2)
Considerando a taxa de câmbio do final do exercício.
(3)
Considerando a taxa de juros média do exercício
2006
3,8%
2005
1,2%
2004
12,1%
Resultados Operacionais do exercício findo em 31 de dezembro de 2006 (“2006”) comparados ao exercício findo
em 31 de dezembro de 2005 (“2005”).
A comparação entre nossos resultados operacionais de 2006 e 2005 foi afetada pela redução de 10,7% na
taxa de câmbio média real/dólar norte-americano de 2006 em comparação com a taxa de câmbio média real/dólar
norte-americano de 2005.
A variação cambial dos ativos e passivos monetários relativos às operações de subsidiárias consolidadas
cuja moeda funcional não é o real não é eliminada no processo de consolidação e esses resultados são contabilizados
como ajustes de conversão acumulados.
Receitas
As receitas operacionais líquidas aumentaram 28,4% para US$ 72.347 milhões em 2006, em comparação
com US$ 56.324 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente a um aumento nos preços de nossos
produtos, tanto no mercado doméstico quanto fora do Brasil, um aumento no volume de vendas nos mercados
doméstico e internacional, e o aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em
comparação com 2005.
As vendas consolidadas de produtos e serviços aumentaram 26,8% para US$ 93.893 milhões em 2006, em
comparação com US$ 74.065 milhões em 2005, principalmente em virtude dos aumentos mencionados
imediatamente acima.
Incluídos nas vendas de produtos e serviços estão os seguintes valores que cobramos dos clientes em nome
dos governos federais e estaduais:
•
Valor Agregado, PASEP, COFINS e outros impostos sobre vendas de produtos e serviços e
contribuições de seguro social. Esses impostos aumentaram 21,9% para US$ 17.906 milhões em 2006,
em comparação com US$ 14.694 milhões em 2005, principalmente em virtude do aumento nos preços
e no volume de venda de nossos produtos e serviços; e
•
CIDE, um imposto anterior à transação devido ao governo brasileiro, que aumentou 19,5 % para US$
3.640 milhões em 2006, em comparação com US$ 3.047 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído
principalmente ao aumento no volume de venda de nossos produtos e serviços e ao aumento de 10,7%
no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com 2005.
Custo de vendas (excluindo Depreciação, Exaustão e Amortização)
O custo de vendas de 2006 aumentou 34,3% para US$ 40.061 milhões, em comparação com US$ 29.828
milhões em 2005. Esse aumento foi principalmente resultante de:
•
Um aumento de US$ 3.376 milhões no custo das importações em virtude de preços mais altos e
maiores volumes de produtos importados;
•
Um aumento de US$ 2.588 milhões nos custos em virtude do aumento de 19,4% em nosso volume de
vendas no mercado internacional;
102
•
Um aumento de US$ 2.033 milhões em impostos e encargos pagos ao governo brasileiro totalizando
US$ 7.443 milhões em 2006, em comparação com US$ 5.410 milhões em 2005, como resultado do
aumento do preço internacional do petróleo e da nova interpretação da ANP proibindo a dedutibilidade
de encargos relacionados a project financing para o campo de Marlim, incluindo um aumento no
encargo de participação especial (um encargo extraordinário pagável no caso de alta produção e/ou
lucratividade em nossos campos) para US$ 3.885 milhões em 2006, em comparação com US$ 3.016
milhões em 2005, como resultado de preços internacionais do óleo mais altos; e um aumento de US$
249 milhões em virtude da nova interpretação pela ANP mencionada acima;
•
uma despesa de US$ 187 milhões relacionada ao gás produzido e reinjetado nas reservas nas bacias
Solimões, Campos e Espírito Santo.
•
Um aumento de US$ 156 milhões nos custos relacionados às nossas atividades comerciais
internacionais, em virtude de aumentos no volume e nos preços de operações em mar, conduzidas pela
PifCo;
•
Um aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com
2005.
Depreciação, exaustão e amortização
Calculamos a depreciação, exaustão e amortização de ativos de exploração e produção com base no método
de unidades de produção. As despesas de depreciação, exaustão e amortização aumentaram 25,5% para US$ 3.673
milhões em 2006, em comparação com US$ 2.926 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente ao
seguinte:
•
Maiores investimentos em ativos permanentes relacionados à produção de petróleo e gás natural; e
•
O aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com
2005.
Exploração, incluindo poços secos
Os custos de exploração, incluindo poços secos, diminuíram 7,4% para US$ 934 milhões em 2006, em
comparação com US$ 1.009 milhões em 2005. Essa redução foi atribuída principalmente aos US$ 71 milhões de
ganhos resultantes da revisão dos custos estimados relacionados ao abandono de poços e à redução de US$ 109
milhões nas despesas relacionadas aos poços secos. Essas reduções foram parcialmente compensadas pelo aumento
de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, comparado com 2005.
Desvalorização de propriedades de petróleo e gás
Em 2006, registramos perdas de US$ 21 milhões, em comparação com perdas de US$ 156 milhões em
2005. Durante 2006, as perdas foram relacionadas principalmente às propriedades de produção no Brasil e os
valores mais significativos foram relacionados aos nossos campos de Três Marias, Trilha e Córrego de Pedras.
Durante 2005, as perdas foram relacionadas principalmente a perdas em alguns de nossos investimentos na
Venezuela (US$ 134 milhões), em virtude das alterações fiscais e legais implementadas pelo Ministério da Energia e
Petróleo da Venezuela (MEP) relacionadas às medidas de nacionalização. Vide a nota explicativa 9(c) e 9(e) às
nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício findo em dezembro de 2006.
Despesas de venda, gerais e administrativas
As despesas de venda, gerais e administrativas aumentaram 11,5% para US$ 4.989 milhões em 2006, em
comparação com US$ 4.474 milhões em 2005.
As despesas de vendas aumentaram 11,8% to US$ 2.394 milhões em 2006, em comparação com US$ 2.141
milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente ao seguinte:
103
•
um aumento de aproximadamente US$ 43 milhões nas despesas relacionadas ao maior consumo de
materiais;
•
um aumento de aproximadamente US$ 23 milhões em despesas com pessoal em virtude do aumento da
força de trabalho e dos salários;
•
um aumento de aproximadamente US$ 13 milhões nas despesas relacionadas principalmente aos
custos de transporte de derivados, resultante do aumento nas exportações; e
•
o aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, comparado com 2005.
As despesas gerais e administrativas aumentaram 11,2% para US$ 2.595 milhões em 2006, em comparação com
US$ 2.333 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente ao aumento de 10,7% no valor do real
frente ao dólar norte-americano em 2006, comparado com 2005.
Despesas com pesquisa e desenvolvimento
As despesas com pesquisa e desenvolvimento aumentaram 82,2% para US$ 727 milhões em 2006
comparado com US$ 399 milhões em 2005. Esse aumento foi devido principalmente a:
•
uma provisão para um investimento em pesquisa e desenvolvimento da ANP, relacionado ao
regulamento ANP 05/2005, no valor de aproximadamente US$ 249 milhões;
•
investimentos adicionais em programas para segurança ambiental, incluindo tecnologias de águas
profundas e refino, de aproximadamente US$ 31 milhões; e
•
o aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com
2005.
Outras despesas operacionais
As outras despesas operacionais diminuíram 25,6% para um total de US$ 1.081 milhões para 2006, em
comparação com US$ 1.453 milhões em 2005.
Os encargos mais significativos em 2006 foram:
•
uma despesa de US$ 568 milhões para relacionamentos institucionais e projetos culturais;
•
uma despesa de US$ 331 milhões de capacidade ociosa de usinas termoelétricas;
•
uma despesa de US$ 75 milhões de perdas resultantes de processos judiciais e contingências
relacionadas a ações judiciais em trâmite;
•
uma despesa de US$ 64 milhões de paradas não programadas de instalações e equipamentos; e
•
um ganho de US$ 46 milhões relacionado a bônus recebidos de parceiros e outros resultados com
atividades não essenciais.
Os encargos mais significativos de 2005 foram:
•
uma despesa de US$ 457 relacionada à capacidade ociosa, multas e contingências de usinas
termoelétricas;
•
uma despesa de US$ 397 milhões de relacionamentos institucionais e projetos culturais;
104
•
uma perda de US$ 255 milhões relacionada à troca de ativos entre nós e a Repsol que ocorreu em
2001. Vide a Nota Explicativa 10(b) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2006;
•
uma despesa de US$ 139 milhões de perdas resultantes de processos judiciais e contingências
relacionados a ações judiciais em trâmite;
•
uma despesa de US$ 64 milhões de paradas não programadas de instalações e equipamentos; e
•
uma despesa de US$ 61 milhões relacionada a perdas contratuais em conformidade com nossos
compromissos de ship or pay a respeito de nossos investimentos no duto OCP no Equador
Participação nos resultados de empresas não consolidadas
A participação em resultados de empresas não consolidadas diminuiu 79,9% para um ganho de US$ 28
milhões em 2006, em comparação com um ganho de US$ 139 milhões em 2005, principalmente como resultado de
perdas em investimentos em certas empresas coligadas da Petrobras Distribuidora S.A., no valor de US$ 52 milhões
e em certas empresas coligadas da Petrobras S.A., no valor de US$ 43 milhões.
Receita financeira
Obtemos nossa receita financeira de diversas fontes, incluindo juros sobre as disponibilidades. A maior
parte de nossas disponibilidades consiste em títulos do governo brasileiro de curto prazo, incluindo títulos indexados
ao dólar norte-americano. Também temos depósitos em dólar norte-americano.
A receita financeira aumentou 64,1% para US$ 1.165 milhões em 2006 em comparação com US$ 710
milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente a um aumento na receita financeira de investimentos
de curto prazo, no valor de US$ 229 milhões, em 2006 como resultado de disponibilidades maiores em virtude de
aumentos na geração de caixa operacional, e um aumento na receita financeira de clientes no valor de US$ 147
milhões, em comparação com 2005. Uma descrição das receitas e despesas financeiras é apresentada na Nota
Explicativa 13 às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de
2006.
Despesas financeiras
As despesas financeiras aumentaram 12,7% para US$ 1.340 milhões em 2006, em comparação com US$
1.189 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente ao aumento de US$ 378 milhões de perdas em
instrumentos derivativos principalmente em virtude do cancelamento de contrato de hedge de gás; e US$ 143
milhões de perdas com títulos recomprados. Esses aumentos foram parcialmente compensados pelo aumento de US$
389 milhões em nossos juros capitalizados como parte do custo de construção e desenvolvimento de projetos de
produção de petróleo e gás natural. Uma descrição das receitas e despesas financeiras é divulgada na Nota
Explicativa 13 às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de
2006.
Variação monetária e cambial em ativos e passivos monetários, líquida
A variação monetária e cambial líquida em ativos e passivos monetários gerou um ganho de US$ 75
milhões em 2006, em comparação com um ganho de US$ 248 milhões em 2005. A redução na variação monetária e
cambial líquida nos ativos e passivos monetários é atribuída principalmente ao efeito da valorização de 8,7% no
valor do final do exercício do real frente ao dólar norte-americano durante 2006, em comparação com a valorização
de 11,8% do real frente ao dólar norte-americano durante 2005.
Despesa com benefícios a funcionários para participantes aposentados
As despesas de benefícios a funcionários consistem de custos financeiros relacionados a custos previstos de
pensão e assistência médica. Nossas despesas de benefícios a funcionários aumentaram 2,3% para US$ 1.017
milhões em 2006, em comparação com US$ 994 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído principalmente ao
105
aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com 2005. Esse
aumento foi parcialmente compensado pela redução de US$ 96 milhões na despesa com benefícios a funcionários
não ativos em virtude do aumento no retorno previsto sobre os ativos do plano em virtude do bom desempenho do
mercado financeiro durante 2006.
Outros impostos
Os outros impostos, consistindo em impostos diversos de valor agregado, transação e vendas, aumentaram
59,2% para US$ 594 milhões em 2006, em comparação com US$ 373 milhões em 2005. Esse aumento foi atribuído
principalmente a:
•
um aumento de US$ 54 milhões no PASEP/COFINS relacionado ao aumento na receita financeira;
•
um aumento de US$ 49 milhões na CPMF, um imposto pagável em certas transações bancárias;
•
um aumento de US$ 48 milhões em impostos relacionados às operações com SPEs, principalmente
com a Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos – CLEP, Nova Transportadora do Sudeste NTS e Nova Transportadora do Nordeste - NTN;
•
um aumento de US$ 12 milhões em impostos na Colômbia e Bolívia, com relação a contas de remessa
estrangeira e dividendos; e
•
o aumento de 10,7% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2006, em comparação com
2005.
Outras despesas, líquidas
As outras despesas, líquidas, são compostas principalmente de ganhos e perdas registrados em vendas de
ativos fixos e outros encargos não recorrentes. As outras despesas, líquidas, diminuíram 39,3% para US$ 17 milhões
em 2006, em comparação com US$ 28 milhões em 2005, principalmente em virtude da redução nas despesas
relacionadas a plataformas que não estavam produzindo.
Benefício (despesa) de imposto de renda
O lucro antes de impostos de renda, participação minoritária e itens extraordinários aumentou 31,3% para
US$ 19.161 milhões em 2006, em comparação com US$ 14.592 milhões em 2005. A despesa de imposto de renda
aumentou 28,1% para US$ 5.691 milhões em 2006, em comparação com US$ 4.441 milhões em 2005,
principalmente em virtude do aumento no lucro mencionado acima. Esse aumento foi compensado parcialmente
pelos benefícios fiscais adicionais relacionados aos juros sobre capital próprio que totalizou US$ 1.012 milhões em
2006, em comparação com US$ 791 milhões em 2005. A reconciliação entre o imposto calculado com base nas
alíquotas fiscais regulamentares para despesa de imposto de renda e as alíquotas vigentes está apresentada na Nota
Explicativa 3 às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2006.
Ganho extraordinário, líquido de impostos
Registramos um ganho extraordinário, líquido de impostos, no valor de US$ 158 milhões em virtude do
Contrato de Liquidação de Fatores de Reajuste celebrado em 29 de dezembro de 2005, e em vigor a partir de 1o de
janeiro de 2006, relacionado a um ajuste de preço de compra contingente sobre a troca de ativos entre a Petrobras e a
Repsol que ocorreu em 2001. Vide a Nota Explicativa 10 (b) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do
exercício findo em 31 de dezembro de 2006.
Resultados de Operações do exercício findo em 31 de dezembro de 2005 (“2005”) em comparação ao exercício
findo em 31 de dezembro de 2004 (“2004”).
A comparação entre nossos resultados operacionais em 2005 e 2004 foi afetada pela redução de 16,8% na
taxa de câmbio média real/dólar norte-americano em 2005 em comparação com a taxa de câmbio média real/dólar
106
norte-americano em 2004. Para facilitar, denominamos a alteração na taxa de câmbio média “aumento de 16,8% no
valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com 2004.”
A variação cambial dos ativos e passivos monetários relacionados às operações de subsidiárias
consolidadas cuja moeda funcional não são reais não é eliminada no processo de consolidação e esses resultados são
contabilizados como ajustes de conversão acumulados.
Certos valores de anos anteriores foram reclassificados para estar em conformidade com os padrões de
apresentação do exercício atual. Essas reclassificações não tiveram impacto no lucro líquido da Empresa.
Receitas
As receitas operacionais líquidas aumentaram 46,6% para US$ 56.324 milhões em 2005, em comparação
com US$ 38.428 milhões em 2004. Esse aumento foi atribuído principalmente a um aumento nos preços de nossos
produtos, no mercado doméstico e internacional, um aumento no volume de venda no mercado doméstico, e o
aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com 2004.
As vendas consolidadas de produtos e serviços aumentaram 42,6% para US$ 74.065 milhões em 2005, em
comparação com US$ 51.954 milhões em 2004, principalmente em virtude dos aumentos mencionados
imediatamente acima.
Incluídos nas vendas de produtos e serviços estão os seguintes valores que cobramos dos clientes em nome
do governo federal e estadual:
•
Valor agregado (ICMS), PASEP, COFINS outros impostos sobre vendas de produtos e serviços e
contribuições de seguro social. Esses impostos caíram 34,7% para US$ 14.464 milhões em 2005, em
comparação com US$ 10.906 milhões em 2004, principalmente em virtude do aumento nos preços e
volume de venda de nossos produtos e serviços; e
•
CIDE, o imposto anterior à transação devido ao governo brasileiro, que aumentou 16,3% para US$
3.047 milhões em 2005, em comparação com US$ 2.620 milhões em 2004. Esse aumento foi atribuído
principalmente ao aumento no volume de venda de nossos produtos e serviços e ao aumento de 16,8%
no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com 2004.
Custo de vendas (excluindo Depreciação, Exaustão e Amortização)
O custo de vendas em 2005 aumentou 40,2% para US$ 29.828 milhões, em comparação com US$ 21.279
milhões em 2004. Esse aumento foi principalmente resultante de:
•
um aumento de US$ 1.834 milhões nos impostos e encargos pagos ao governo brasileiro totalizando
US$ 5.410 milhões em 2005, em comparação com US$ 3.576 milhões em 2004, incluindo um aumento
no encargo de participação especial (um encargo extraordinário pagável no caso de alta produção e/ou
lucratividade de nossos campos) para US$ 3.016 milhões em 2005, em comparação com US$ 1.883
milhões em 2004, como resultado de preços internacionais de petróleo mais altos;
•
um aumento de US$ 1.654 milhões no custo de importações em virtude de preços mais altos para
produtos importados;
•
um aumento de US$ 1.375 milhões nos custos atribuídos a: (1) serviços de manutenção e serviços
técnicos para restauração de poço, materiais, suporte de navios, operações submarinas, frete com
terceiros (esses preços tendem a acompanhar os preços internacionais do petróleo) consumo de
produtos químicos para limpar e eliminar gases tóxicos – principalmente em Marlim; e (2) despesas
maiores com pessoal relacionadas principalmente a: pagamentos de horas extras, conforme
estabelecido em nosso acordo coletivo; um aumento em nossa equipe; e uma revisão nos cálculos
atuariais com relação a futuros benefícios de assistência médica e pensão;
107
•
um aumento de US$ 1.281 milhões em custos relacionados às nossas atividades de comércio
internacionais, em virtude de aumentos no volume e nos preços de operações marítimas, conduzidas
pela PifCo;
•
um aumento de US$ 561 milhões nos custos relacionados a um aumento de 9,0% em nossos volumes
de vendas no mercado internacional;
•
um aumento de US$ 534 milhões nos custos em nossa subsidiária argentina PEPSA principalmente em
virtude de compras de derivados como resultado da utilização da capacidade total de suas refinarias e
maior volume de vendas de produtos petroquímicos;
•
um aumento de US$ 198 milhões nos custos relacionados a um aumento de 1,7% em nossos volumes
domésticos de vendas; e
•
um aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com
2004.
Depreciação, exaustão e amortização
Calculamos a depreciação, exaustão e amortização dos ativos de exploração e produção com base no
método de unidades de produção. As despesas de depreciação, exaustão e amortização aumentaram 17,9% para US$
2.926 milhões em 2005, em comparação com US$ 2.481 milhões em 2004. Esse aumento foi atribuído
principalmente ao seguinte:
•
maiores investimentos e um aumento na produção de petróleo e gás natural; e
•
um aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação
com 2004.
Exploração, incluindo poços secos
Os custos de exploração, incluindo poços secos aumentaram 64,6% para US$ 1.009 milhões em 2005, em
comparação com US$ 613 milhões em 2004. Adotamos o FAS 19-1 alterado com validade a partir de 1o de janeiro
de 2005, sem impacto relevante. Esse aumento foi atribuído principalmente ao seguinte:
•
um aumento de US$ 196 milhões em virtude de uma revisão nas despesas estimadas na
desmontagem de áreas de produção de petróleo e gás e futuro abandono de poço que afetou os
custos de exploração e estava relacionado a novas áreas comerciais, estimativas maiores de custo
para abandono e mudanças nas obrigações de aposentadoria de ativos previstas por operadores em
joint ventures;
•
um aumento de US$ 98 milhões em despesas geológicas e geofísicas;
•
um aumento de US$ 16 milhões em despesas com poços secos; e
•
um aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação
com 2004.
Desvalorização de propriedades de óleo e gás
Em 2005, registramos um encargo de desvalorização de US$ 156 milhões, em comparação com um
encargo de desvalorização de US$ 65 milhões em 2004. Durante 2005, o encargo de desvalorização foi relacionado
principalmente a investimentos na Venezuela (US$ 134 milhões), em virtude de alterações fiscais e legais
implementadas pelo Ministério de Energia e Petróleo da Venezuela (MEP). Durante 2004, o encargo de
desvalorização foi relacionado a propriedades de produção no Brasil e os principais valores foram relacionados ao
campo marítimo Cioba (US$ 30 milhões). Vide a Nota Explicativa 10(d) às nossas demonstrações financeiras
consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005.
108
Despesas de venda, gerais e administrativas
As despesas de venda, gerais e administrativas aumentaram 54,2% para US$ 4.474 milhões em 2005, em
comparação com US$ 2.091 milhões em 2004.
As despesas de venda aumentaram 38,7% para US$ 2.141 milhões em 2005, em comparação com US$
1.544 milhões em 2004. Esse aumento foi atribuído principalmente ao seguinte:
•
um aumento de US$ 338 milhões em despesas relacionadas com os custos de transporte de derivados
em virtude principalmente de um aumento nas exportações; e;
•
um aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação com
2004.
As despesas gerais e administrativas aumentaram 71,9% para US$ 2.333 milhões em 2005, em comparação
com US$ 1.357 milhões em 2004. Esse aumento foi atribuído principalmente ao seguinte:
•
um aumento de aproximadamente US$ 287 milhões em despesas com funcionários em virtude do
aumento da força de trabalho e dos salários; e um aumento nos cálculos atuariais relacionados a futuros
benefícios de assistência médica e pensão em virtude de alterações nas premissas atuariais;
•
um aumento de aproximadamente US$ 212 milhões nas despesas com relação a serviços de consultoria
técnica em linha com a maior terceirização de atividades periféricas; e
•
o aumento de 16,8% no valor médio do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação
com 2004.
Despesas de pesquisa e desenvolvimento
As despesas de pesquisa e desenvolvimento aumentaram 60,9% para US$ 399 milhões em 2005, em
comparação com US$ 248 milhões em 2004. Esse aumento foi relacionado principalmente a investimentos
adicionais em programas para segurança ambiental, tecnologias de águas profundas e refino de aproximadamente
US$ 101 milhões e ao aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em comparação
com 2004.
Outras despesas operacionais
As outras despesas operacionais totalizaram US$ 1.453 milhões em 2005, em comparação com uma
despesa de US$ 480 milhões em 2004.
Os encargos em 2005 foram:
•
uma despesa de US$ 457 milhões de capacidade ociosa, multas e contingências de usinas
termoelétrica;
•
uma despesa de US$ 397 milhões com relacionamentos institucionais e projetos culturais;
•
uma perda de US$ 255 milhões relacionada à troca de ativos entre nós e a Repsol que ocorreu em
2001. Vide a Nota Explicativa 10(b) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício
encerrado em 31 de dezembro de 2006;
•
uma despesa de US$ 139 milhões com perdas resultantes de processos judiciais e contingências
relacionadas a ações judiciais em trâmite;
•
uma despesa de US$ 64 milhões de paradas não programadas de instalações e equipamentos; e
109
•
uma despesa de US$ 61 milhões relacionada a perdas contratuais em conformidade com nossos
compromissos de ship or pay a respeito de nossos investimentos no duto OCP no Equador.
Os encargos em 2004 foram:
•
uma despesa de US$ 262 milhões com relacionamentos institucionais e projetos culturais;
•
uma despesa de US$ 87 milhões com responsabilidade legal e contingências relacionadas a ações
judiciais em trâmite; e
•
uma despesa de US$ 85 milhões de paradas não programadas de instalações e equipamentos.
Participação nos resultados de empresas não consolidadas
A participação nos resultados de empresas não consolidadas diminuiu 19,2% para um ganho de US$ 139
milhões em 2005, em comparação com um ganho de US$ 172 milhões em 2004, principalmente em virtude dos
resultados de nossos investimentos em certas empresas termoelétricas e petroquímicas terem sido menores já que
algumas dessas empresas foram subseqüentemente compradas e agora estão consolidadas linha por linha; e como
resultado de perdas em investimentos em certas empresas coligadas da Petrobras Energia Venezuela S.A, no valor
de US$ 19 milhões.
Receita financeira
Obtemos receita financeira de diversas fontes, incluindo juros sobre disponibilidades. A maior parte de
nossas disponibilidades é composta de títulos do governo brasileiro de curto prazo, incluindo títulos indexados ao
dólar norte-americano. Também temos depósitos em dólar norte-americano.
A receita financeira diminuiu 25,7% para US$ 710 milhões em 2005 em comparação com US$ 956 milhões
em 2004. Essa redução foi atribuída principalmente à redução de ajustes no valor justo em transações de hedge de
gás no valor de US$ 460 milhões.
Essa redução foi parcialmente compensada por um aumento na receita financeira de investimentos de curto
prazo, no valor de US$ 138 milhões, atribuída principalmente a maiores investimentos em títulos em 2005 em
comparação com 2004, em virtude de um maior valor de disponibilidades. Uma discriminação das receitas e
despesas financeiras é apresentada na Nota Explicativa 14 às nossas demonstrações financeiras consolidadas do
exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005.
Despesas financeiras
As despesas financeiras aumentaram 31,4% para US$ 1.189 milhões em 2005, em comparação com US$
1.733 milhões em 2004. Essa redução foi principalmente atribuída a:
•
um aumento de US$ 345 milhões em nossa despesa financeira capitalizada como parte do custo de
construção e desenvolvimento de projetos de petróleo e gás natural. Uma discriminação das receitas e
despesas financeiras é apresentada na Nota Explicativa 14 às nossas demonstrações financeiras
consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2005;
•
uma redução de US$ 130 milhões de despesas relacionadas a transações de hedge; e
•
uma redução de US$ 120 milhões nas despesas relacionadas a recompras de nossos próprios títulos.
Variação monetária e cambial em ativos e passivos monetários, líquida
A variação monetária e cambial líquida em ativos e passivos monetários gerou um ganho de US$ 248
milhões em 2005, em comparação com um ganho de US$ 450 milhões em 2004. A redução na variação monetária e
cambial líquida nos ativos e passivos monetários é atribuída principalmente ao efeito da valorização de 11,8% do
110
real frente ao dólar norte-americano durante 2005, em comparação com a valorização de 8,1% do valor do final do
exercício do real frente ao dólar norte-americano durante 2004.
Despesa com benefícios a funcionários para participantes aposentados
As despesas de benefícios a funcionários consistem de custos financeiros relacionados a custos previstos de
pensão e assistência médica. Nossas despesas de benefícios a funcionários aumentaram 52,9% para US$ 994
milhões em 2005, em comparação com US$ 650 milhões em 2004. Esse aumento nos custos foi atribuído
principalmente a um aumento de US$ 212 milhões do cálculo atuarial anual de nosso passivo de plano de pensão e
assistência médica e ao aumento médio de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em
comparação com 2004.
Outros impostos
Os outros impostos, consistindo em diversos impostos de valor agregado, sobre transações e vendas,
diminuíram 15,2% para US$ 373 milhões em 2005, em comparação com US$ 440 milhões em 2004. Essa redução
foi atribuída principalmente a uma redução de US$ 149 milhões nos impostos PASEP/COFINS na receita
financeira, em virtude de uma redução a zero na alíquota aplicável em 2 de agosto de 2004. Essa redução foi
parcialmente compensada pelo aumento de 16,8% no valor do real frente ao dólar norte-americano em 2005, em
comparação com 2004.
Outras despesas, líquidas
As outras despesas, líquidas, são compostas principalmente de ganhos e perdas registrados nas vendas de
ativos permanentes e alguns outros encargos não recorrentes. As outras despesas, líquidas, diminuíram 84,5% para
US$ 28 milhões em 2005, em comparação com uma despesa de US$ 181 milhões em 2004, principalmente em
virtude da redução nas despesas relacionadas a plataformas que não estão produzindo.
Benefício (despesa) de imposto de renda
O lucro antes de impostos de renda, participação minoritária, itens extraordinários e alterações contábeis
aumentou 63,3% para US$ 14.592 milhões em 2005, em comparação com US$ 8.935 milhões em 2004. A despesa
de imposto de renda aumentou 99,1% para US$ 4.441 milhões em 2005, em comparação com uma despesa de US$
2.231 milhões em 2004, principalmente em virtude do aumento no lucro mencionado acima. Esse aumento foi
parcialmente compensado pelos benefícios fiscais adicionais relacionados aos juros sobre capital próprio que
totalizou US$ 791 milhões em 2005, em comparação com US$ 650 milhões em 2004
A reconciliação entre o imposto calculado com base nas alíquotas fiscais regulamentares para despesa de
imposto de renda e as alíquotas vigentes está apresentada na Nota Explicativa 4 às nossas demonstrações financeiras
consolidadas auditadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2005.
Ganho extraordinário, líquido de impostos
Registramos um ganho extraordinário, líquido de impostos, no valor de US$ 158 milhões em virtude do
Contrato de Liquidação de Reajuste celebrado em 29 de dezembro de 2005, e com vigência a partir de 1o de janeiro
de 2006, com relação ao ajuste do preço de compra contingente na troca de ativos entre nós e a Repsol ocorrido em
2001. Vide a Nota Explicativa 11(c) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31
de dezembro de 2005.
Segmentos Comerciais
Estabelecidos abaixo estão dados financeiros selecionados por área em 2006, 2005 e 2004:
111
DADOS FINANCEIROS SELECIONADOS POR SEGMENTO
Exercício Findo em 31 de dezembro de
2006
2005
2004
(Em milhões de dólares norteamericanos)
Exploração, Desenvolvimento e Produção (Segmento de Exploração e Produção)
Receitas líquidas para terceiros (1)(2)
Receitas líquidas entre áreas
Total de receitas operacionais líquidas (2)
Depreciação, exaustão e amortização
Lucro líquido (3)
Investimentos
Imobilizado, líquido
Refino, Transporte e Comercialização (Segmento de Abastecimento)
Receitas líquidas para terceiros (1)(2)
Receitas líquidas entre áreas
Total de receitas operacionais líquidas (2)
Depreciação, exaustão e amortização
Lucro líquido (3)
Investimentos
Imobilizado, líquido
Distribuição (Segmento de Distribuição)
Receitas líquidas para terceiros (1)
Receitas líquidas entre áreas
Total de receitas operacionais líquidas
Depreciação, exaustão e amortização
Lucro líquido (3)
Investimentos
Imobilizado, líquido
Gás Natural e Energia (Segmento de Gás e Energia)
Receitas líquidas para terceiros (1)
Receitas líquidas entre áreas
Total de receitas operacionais líquidas
Depreciação, exaustão e amortização
Lucro (prejuízo) líquido (3)
Investimentos
Imobilizado, líquido
Internacional (Segmento Internacional)
Receitas líquidas para terceiros (1)
Receitas líquidas entre segmentos
Total de receitas operacionais líquidas
Depreciação, exaustão e amortização
Lucro líquido (3)
Investimentos
Imobilizado, líquido
$ 3.351
32.387
35.738
(2.166)
11.958
7.329
33.979
$ 1.874
26.950
28.824
(1.571)
9.469
6.127
25.876
$2.487
16.384
18.871
(1.322)
5.949
4.574
20.458
$42.831
15.128
57.959
(669)
2.540
1.936
9.828
$33.229
12.286
45.515
(644)
2.245
1.749
8.098
$20.981
7.786
28.767
(548)
825
1.367
6.333
$ 18.394
287
18.681
(143)
298
351
1.468
$ 15.642
225
15.867
(100)
311
207
1.238
$10.328
158
10.486
(59)
168
47
1.011
$ 2.833
1.257
4.090
(197)
(502)
1.664
6.828
$ 1.932
1.232
3.164
(105)
(342)
694
5.328
$1.547
474
2.021
(100)
(347)
782
4.506
$ 4.938
1.133
6.071
(417)
123
2.637
5.722
$ 3.647
880
4.527
(461)
526
1.175
4.655
$3.085
519
3.604
(423)
568
727
4.160
(1)
Na qualidade de uma empresa verticalmente integrada, nem todos as nossas áreas têm receitas de terceiros significativas.
Por exemplo, nossa área de exploração e produção responde por uma grande parte de nossa atividade econômica e
investimentos, porém, tem poucas receitas de terceiros.
(2)
Desde 2005, as receitas da comercialização de óleo para terceiros estão sendo classificadas de acordo com os pontos de
venda, que pode ser a área de Exploração e Produção ou a área de Abastecimento. Até 2004, as receitas da comercialização
de óleo foram alocadas totalmente para a área de Exploração e Produção. Essa classificação não gerou nenhum impacto
significativo nos resultados reportados para essas áreas e as informações de áreas não foram reformuladas já que é
impraticável juntar e coletar dados de períodos anteriores em relação ao ponto de venda.
(3)
Para alinhar as demonstrações financeiras a cada área comercial com as melhores práticas de empresas do setor de Petróleo
e Gás e aprimorar o entendimento da nossa administração, desde o primeiro trimestre de 2006 passamos a alocar todos os
resultados financeiros e itens de uma natureza financeira ao nível corporativo, incluindo anos anteriores.
112
Análise e Discussão da Administração sobre a Condição Financeira e os resultados operacionais da PifCo
Visão Geral
A PifCo é nossa subsidiária integral. Conseqüentemente, a condição financeira e os resultados operacionais
da PifCo são significativamente afetadas por nossas decisões, na qualidade de sua empresa controladora. A
capacidade da PifCo de cumprir suas obrigações de dívida em aberto depende de diversos fatores, incluindo:
•
nossa condição financeira e os resultados operacionais;
•
à medida na qual continuamos a usar os serviços da PifCo para comprar petróleo e derivados no
mercado;
•
nosso desejo de continuar a fazer empréstimos para a PifCo e fornecer à PifCo outros tipos de suporte
financeiro;
•
a capacidade da PifCo de acessar fontes de financiamento, incluindo os mercados de capitais
internacionais e linhas de crédito de terceiros; e
•
a capacidade da PifCo de transferir seus custos de financiamento para nós.
PifCo recebe receita de:
•
vendas de petróleo e derivados para a Petrobras;
•
vendas limitadas de petróleo e derivados para terceiros; e
•
receita financeira derivada do financiamento de vendas para a Petrobras, empréstimos para a Petrobras
e investimentos em títulos e outros instrumentos financeiros.
As despesas operacionais da PifCo incluem:
•
custo de vendas, que são compostos principalmente de compras de petróleo e derivados;
•
despesas de venda, gerais e administrativas; e
•
despesa financeira, principalmente de juros em suas linhas de crédito, e dívida dos mercados de
capitais, vendas de recebíveis futuros e empréstimos da Petrobras.
Compras e Vendas de Petróleo e Derivados
A PifCo normalmente compra petróleo e derivados em transações com termos de pagamento de
aproximadamente 30 dias. Normalmente pagamos por embarques de petróleo e derivados que a PifCo nos vende em
um período de até 330 dias, o que nos permite tempo suficiente para reunir a documentação necessária de acordo
com as leis brasileiras para iniciar o processo de pagamento para esses embarques. Antes de fevereiro de 2005, a
PifCo vendeu petróleo e derivados para a Petrobras de acordo com os termos que permitiram o pagamento em até
270 dias a contar da data do conhecimento de embarque. Durante esse período, a PifCo normalmente financia a
compra de petróleo e derivados por recursos previamente fornecidos pela Petrobras ou por acordos de trade finance
com terceiros. A diferença entre o valor que a PifCo paga pelo petróleo e derivados e o valor que pagamos pelo
mesmo petróleo e derivados é diferida e reconhecida como parte da receita financeira da PifCo de acordo com o
método linear durante o período no qual nossos pagamentos para a PifCo são realizados.
113
Resultados das Operações
Resultados das operações do exercício findo em 31 de dezembro de 2006 comparados ao exercício findo em 31 de
dezembro de 2005.
Prejuízo Líquido
A PifCo teve um prejuízo líquido de US$ 210,5 milhões em 2006, em comparação com um prejuízo líquido
de US$ 27,8 milhões em 2005, principalmente em virtude de (1) títulos recomprados em uma oferta de recompra de
títulos resultando em uma despesa de US$ 160,0 milhões, e (2) pagamento do ágio relacionado ao pré-pagamento
dos Senior Trust Certificates (Series A1 e B) de taxa fixa da PFL no valor de US$ 13,7 milhões.
Vendas de Petróleo, Derivados e Serviços
As vendas da PifCo de petróleo e derivados e serviços aumentaram 28,8% de US$ 17.136,1 milhões em
2005 para US$ 22.069,8 milhões em 2006. Esse aumento foi, principalmente, em virtude de um aumento de 19,8%
no preço médio do petróleo Brent, de US$ 54,38 por barril durante 2005 para US$ 65,14 por barril em 2006 e de um
aumento de 15,3% no volume comercializado de petróleo e derivados.
Custo de Vendas
O custo das vendas aumentou 29% de US$ 16.983,3 milhões em 2005 para US$ 21.900,5 milhões em
2006. Esse aumento foi principalmente em virtude do aumento no preço médio do petróleo Brent e do aumento no
volume, descrito acima.
Despesas de Vendas, Gerais e Administrativas
As despesas de vendas, gerais e administrativas da PifCo consistem principalmente em custos de embarque
e taxas para serviços, incluindo serviços contábeis, jurídicos e de classificação de risco. Essas despesas aumentaram
25,1% de US$ 165,7 milhões em 2005 para US$ 207,4 milhões em 2006, das quais US$ 171 milhões consistiam em
despesas de embarque em virtude de um aumento na média das taxas de frete no período, como resultado de
mudanças nas tendências de mercado e rotas de embarque internacionais.
Receitas Financeiras
A receita financeira da PifCo consiste em financiamento de vendas para a Petrobras e empréstimos para a
Petrobras, investimentos em títulos e outros instrumentos financeiros. A receita financeira da PifCo aumentou 30,6%
de US$ 984,0 milhões em 2005 para US$1.285,2 milhões em 2006, principalmente em virtude de (1) um aumento
nas vendas para nós durante 2005 em comparação com 2004 bem como o valor de vendas durante 2006, resultando
em receita financeira adicional em virtude de termos de financiamento concedido a nós e em virtude de juros
calculados mensalmente (consultar “Compras e Vendas de Petróleo e Derivados”), (2) um aumento em empréstimos
para partes relacionadas, e (3) um aumento na receita financeira de investimentos de curto e longo prazo como
resultado de retornos maiores.
Despesas Financeiras
As despesas financeiras da PifCo consistem em juros pagos e acumulados sobre suas dívidas em aberto e
outras taxas relacionadas à sua emissão de dívida. As despesas financeiras da PifCo aumentaram 45,9% de US$
998,9 milhões em 2005 para US$ 1,457.8 milhões em 2006, principalmente em virtude de (1) títulos recomprados na
oferta de recompra de títulos resultando em uma despesa de US$ 160,0 milhões, (2) um aumento dos empréstimos
inter-companhia feitos por nós, (3) um aumento nas despesas financeiras relacionadas a linhas de crédito e (4) o
pagamento do ágio relacionado ao pré-pagamento dos Senior Trust Certificates (Series A1 e B) de taxa fixa da PFL
no valor de US$ 13,7 milhões.
114
Liquidez e Recursos de Capital
Petrobras
Visão Geral
Nossos principais usos de recursos são para investimentos, pagamentos de dividendos e pagamento de
dívida. Temos, historicamente, atendido a essas exigências com recursos gerados internamente, dívida de curto
prazo, dívida de longo prazo, project financings e contratos de leasing. Acreditamos que essas fontes de recursos,
junto às nossas fortes disponibilidades, continuarão a nos permitir atender nossas exigências de capital atualmente
previstas. Em 2007, nossas principais necessidades de caixa incluem os investimentos planejados de US$ 23.706
milhões, dividendos anunciados de US$ 3.693 milhões e pagamentos de US$ 4.519 milhões sobre nossa dívida de
longo prazo, contratos de leasing e project financing.
Estratégia de Financiamento
O objetivo de nossa estratégia de financiamento é nos ajudar a atingir as metas estabelecidas em nosso
Plano Estratégico divulgado em 30 de junho de 2006, que prevê investimentos de US$ 87,1 bilhões de 2007 até
2011. Continuaremos com nossa política de ampliar o prazo de nosso perfil de vencimento da dívida, mantendo a
alavancagem dentro da faixa confortável, para que, apesar da expansão dos investimentos, a média da alavancagem
financeira esteja próxima à do plano anterior. Também pretendemos reduzir nosso custo de capital por meio de uma
variedade de acordos de financiamento de médio e longo prazo, incluindo financiamento a fornecedores, project
financing, financiamento bancário, securitização e emissão de dívida, e um programa de recompra de ações que foi
aprovada pelo nosso Conselho de Administração em 15 de dezembro de 2006.
Controle Governamental
O Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão controla o valor total da dívida de médio e longo prazo
que nós e nossas subsidiárias brasileiras temos autorização para incorrer através do processo de aprovação do
orçamento anual (Plano de Dispêndio Global, ou PDG). Antes de emitir dívida de médio e longo prazo, nós e nossas
subsidiárias brasileiras também devemos obter a aprovação do Tesouro Nacional pouco antes da emissão.
De acordo com a Resolução no 96/89 do Senado, o nível de nossos empréstimos está sujeito a um valor
máximo anual, excluindo certas obrigações comerciais permitidas, com base no patrimônio líquido, despesa de juros
da dívida e outros fatores do ano anterior e sujeito a certos ajustes trimestrais contínuos. Em 2006, o nível máximo
de dívida que a Petrobras pode incorrer foi estabelecido em US$ 985 milhões. O nível máximo foi estabelecido em
US$ 891,6 milhões em 2005 e US$ 958 milhões em 2004.
Toda a nossa dívida denominada em moeda estrangeira, bem como a dívida denominada em moeda
estrangeira de nossas subsidiárias brasileiras exige registro no Banco Central. A emissão de dívida de nossas
subsidiárias internacionais, entretanto, não está sujeita ao registro no Banco Central ou à aprovação do Tesouro
Nacional. Além disso, todas as emissões de títulos de médio e longo prazo e debêntures exigem a aprovação de
nosso conselho de administração. Os empréstimos que excederem o valor orçado aprovado para qualquer exercício
também exigem a aprovação do Senado brasileiro.
Fontes de Recursos
Nosso Fluxo de Caixa
Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos disponibilidades no valor de US$ 12.688 milhões em comparação
com US$ 9.871 milhões em 31 de dezembro de 2005.
As atividades operacionais forneceram fluxos de caixa líquidos de US$ 21.077 milhões em 2006, em
comparação com US$ 15.115 milhões em 2005. Os principais efeitos sobre o caixa gerado por atividades
operacionais foram receitas operacionais líquidas que aumentaram US$ 16.023 milhões, principalmente em virtude
de um aumento no volume vendido e nos preços no mercado doméstico e internacional.
115
O caixa líquido usado em atividades de investimento aumentou para US$ 14.681 milhões em 2006 em
comparação com US$ 10.207 milhões em 2005. Esse aumento foi devido principalmente a nossos investimentos
relacionados a nossas atividades operacionais, que usaram US$ 14.643 milhões de caixa incluindo US$ 7.329
milhões aplicados em nossos projetos de exploração e produção no Brasil, principalmente na Bacia de Campos.
As atividades de financiamento usaram caixa líquido de US$ 4.354 milhões em 2006, em comparação com
US$ 2.625 milhões usados em 2005. Esse aumento foi principalmente em virtude de um aumento no valor de
dividendos pago aos acionistas em 2006 em comparação com 2005, e à oferta de recompra de títulos da PifCo, no
valor de US$ 1.046 milhões.
Dívida de Curto Prazo
Nossa dívida de curto prazo em aberto serve principalmente para dar suporte às nossas importações de
petróleo e derivados, e é fornecida quase que inteiramente por bancos internacionais. Em 31 de dezembro de 2006,
nossa dívida de curto prazo (excluindo as partes atuais das obrigações de longo prazo) totalizava US$ 1.293 milhões
em comparação com US$ 950 milhões em 31 de dezembro de 2005.
Dívida de Longo Prazo
Nossa dívida total de longo prazo consolidada em aberto consiste principalmente de títulos emitidos nos
mercados de capitais internacionais, debêntures emitidas no mercado de capitais doméstico, valores em aberto em
linhas de crédito garantidas por agências de crédito de exportação e agências multilaterais, e financiamentos do
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (ou BNDES) e outras instituições financeiras. A dívida de
longo prazo em aberto, mais a parte de curto prazo de nossa dívida de longo prazo, totalizavam US$ 12.616 milhões
em 31 de dezembro de 2006, em comparação com US$ 12.931 milhões em 31 de dezembro de 2005.
Incluídas nesses valores em 31 de dezembro de 2006 estão as seguintes emissões de dívida internacionais:
Títulos
Valor do Principal
Step Down Notes de 6,625% com vencimento em 2007 (1)
Notes da PifCo de 9,125% com vencimento em 2007 (2)
Notes da PifCo de 9,875% com vencimento em 2008 (2)
Notes da PifCo de 9,750% com vencimento em 2011 (2)
Senior Exchangeable Notes da PifCo de 4,750% com
vencimento em 2007
Global Step-up Notes da PifCo de 12,375% com
vencimento em 2008 (3)
Global Notes da PifCo de 9,125% com vencimento em
2013
Global Notes da PifCo de 8,375% com vencimento em
2018
Senior Trust Certificates da PifCo de 3,748% com
vencimento em 2013
Senior Trust Certificates da PifCo de 6,436% com
vencimento em 2015
Notes da PEPSA de 9,375% com vencimento em 2013
Global Notes da PifCo de 7,75% com vencimento em 2014
Global Notes da PifCo de 6,125% com vencimento em
2016
Japanese Yen Bonds da PifCo de 2,15% com vencimento
em 2016 (4)
Notes da PEPSA de 9,00% com vencimento em 2009
Notes da PEPSA de 8,13% com vencimento em 2010
Notes da PEPSA de 6,55% com vencimento em 2011
Notes da PEPSA de 9,38% com vencimento em 2013
116
EUR 134 milhões
US$ 500 milhões
US$ 450 milhões
US$ 600 milhões
US$ 338 milhões
US$ 400 milhões
US$ 750 milhões
US$ 750 milhões
US$ 200 milhões
US$ 550 milhões
US$ 100 milhões
US$ 600 milhões
US$ 500 milhões
US$ 294 milhões
US$ 181 milhões
US$ 349 milhões
US$ 87 milhões
US$ 200 milhões
(1)
(2)
(3)
(4)
Euro; US$ 1,3191 = EUR 1,00 em 31 de dezembro de 2006.
Emitidos pela PifCo, com suporte da Petrobras através de um standby purchase agreement e com seguro contra 18 meses de
inconversibilidade e risco de transferência para pagamentos de juros.
Os Global Step-up Notes incorrem juros a partir de 31 de março de 2003 a uma taxa de 9,00% ao ano até 1o de abril de
2006 e a uma taxa de 12,375% ao ano posteriormente, com os juros pagáveis semestralmente. Emitidas pela PifCo, com o
nosso suporte por meio de um standby purchase agreement.
Emitidos pela PifCo em 27 de setembro de 2006 no valor de ¥ 35 bilhões
Project Finance
Desde 1997, estamos utilizando project financings para fornecer capital para nossos grandes projetos de
exploração e produção e projetos relacionados, incluindo alguns sistemas de transporte e processamento de gás
natural. Todos esses projetos, e as dívidas das sociedades de propósito específico (SPEs) criadas para esses projetos,
são registrados em nosso balanço patrimonial e contabilizados no item “Project Financings”. De acordo com
arranjos contratuais normais, somos responsáveis por desenvolver os campos de petróleo e gás, operar os campos,
pagar todas as despesas operacionais relacionadas aos projetos e remeter uma parte dos recursos líquidos gerados
dos campos para financiar a dívida das SPEs e o retorno sobre o patrimônio líquido. No final de cada project
financing, temos a opção de comprar os ativos do projeto da SPE ou, em alguns casos, adquirir o controle sobre a
própria SPE.
Os project financings em aberto, mais a parte de curto prazo de nossos project financings, totalizavam US$
6.374 milhões em 31 de dezembro de 2006, em comparação com US$ 6.042 milhões em 31 de dezembro de 2005.
Durante 2006, fizemos investimentos de US$ 7.329 milhões (50,1% de nossos investimentos) em projetos
de exploração e produção no Brasil, principalmente na Bacia de Campos, dos quais vários estão sendo financiados
por project financings.
Do valor projetado de US$ 2.955 milhões de despesas com project financings em 2007, esperamos que
aproximadamente US$ 819 milhões sejam usados por nossa área de exploração e produção e US$ 397 milhões por
nossa área de abastecimento e US$ 1.739 milhões por nossa área de gás e energia. O valor da área de gás e energia
será aplicado diretamente pelas SPEs criadas para essa finalidade.
Em 31 de dezembro de 2006, a parte de longo prazo dos project financings vence nos seguintes anos:
(Milhões
de US$)
2008
2009
2010
2011
2012
2013 e posteriormente
1.252
993
666
401
158
722
4.192
PifCo
Visão Geral
A PifCo financia suas atividades de comercialização de petróleo principalmente com bancos comerciais,
incluindo linhas de crédito, bem como por empréstimos inter-companhia e pela emissão de títulos nos mercados de
capitais internacionais. Na qualidade de uma empresa não brasileira, a PifCo não é legalmente obrigada a receber a
aprovação prévia do Tesouro Nacional brasileiro para incorrer em dívida ou registrar dívida no Banco Central.
Como política, entretanto, a emissão de qualquer dívida é recomendada por qualquer um entre: nosso Diretor
117
Financeiro, nossa Diretoria Executiva ou nosso Conselho de Administração, dependendo do valor total do principal
e do prazo da dívida a ser emitida.
Fontes de Recursos
Fluxo de Caixa da PifCo
Em 31 de dezembro de 2006, a PifCo tinha disponibilidades de US$ 510,8 milhões, em comparação com
US$ 230,7 milhões em 31 de dezembro de 2005. O aumento no caixa foi principalmente um resultado de recursos de
empréstimos de curto e longo prazo feitos por nós durante 2006. As atividades operacionais da PifCo usaram um
caixa líquido de US$ 1.967,4 milhões em 2006, em comparação com o uso de caixa líquido de US$ 5,9 milhões em
2005, principalmente como resultado de (i) um aumento nas contas a receber de partes relacionadas, como resultado
de um aumento no preço médio do petróleo Brent, (ii) uma alteração do período durante o qual pagamos a PifCo por
embarques de petróleo e derivados de 270 para 330 dias e (iii) um aumento no volume das transações comerciais de
petróleo e derivados. As atividades de investimento da PifCo usaram um caixa líquido de US$ 1.891,0 milhões em
2006, em comparação com o uso do caixa líquido de US$ 2.271,0 milhões em 2005, principalmente como resultado
de uma redução na posição em aberto de títulos em virtude da amortização dos títulos da CLEP no valor de US$ 630
milhões. As atividades de financiamento da PifCo geraram um caixa líquido de US$ 4.138,5 milhões em 2006, em
comparação com a geração de caixa líquido de US$ 1.400,3 milhões em 2005, principalmente como resultado de um
aumento nos recursos de empréstimos de curto e longo prazo feitos por nós.
Contas a Receber
As contas a receber de partes relacionadas aumentaram 22,8% de US$ 8.681,1 milhões em 31 de dezembro
de 2005 para US$ 10.658,9 milhões em 31 de dezembro de 2006, principalmente como resultado de um aumento de
19,8% no preço médio do petróleo Brent e em virtude de um aumento de 15,3% no volume de transações comerciais
de petróleo e derivados
Empréstimos de Curto Prazo da PifCo
Os empréstimos de curto prazo da PifCo são denominados em dólares norte-americanos e consistem de
linhas de crédito e empréstimos a pagar. A posição em aberto da PifCo em 31 de dezembro de 2006 em cartas de
crédito irrevogável era de US$ 552,1 milhões, em comparação com US$ 369,5 milhões em 31 de dezembro de 2005.
Considerando somente a emissão de cartas de crédito irrevogáveis que dão suporte às importações de óleo, a posição
em aberto da PifCo em 31 de dezembro de 2006 era de US$ 365 milhões, em comparação com US$ 300,6 milhões
em 31 de dezembro de 2005. Em 31 de dezembro de 2006, a PifCo acessou US$ 329,2 milhões em linhas de crédito,
incluindo a parte de curto prazo das linhas de crédito de longo prazo, em comparação com US$ 493,6 milhões
acessados em 31 de dezembro de 2005. A média ponderada da taxa de juros anual sobre esses empréstimos de curto
prazo era de 6,76% em 31 de dezembro de 2006, em comparação com 5,0% em 31 de dezembro de 2005. Em 31 de
dezembro de 2006, a PifCo utilizou todos os recursos de linhas de crédito para a compra de importações.
A parte de curto prazo dos títulos da PifCo a pagar para partes relacionadas, que é composta principalmente
de títulos a pagar para a Petrobras, aumentou 23,9% de US$ 4.346,1 milhões em 31 de dezembro de 2005 para US$
5.386,8 milhões em 31 de dezembro de 2006, principalmente como resultado das necessidades de financiamento de
curto prazo da PifCo.
Empréstimos de Longo Prazo da PifCo
Os empréstimos de longo prazo da PifCo da petrobras aumentaram de US$ 3.734,1 milhões em 31 de
dezembro de 2005 para US$ 7.441,7 milhões em 31 de dezembro de 2006, com taxas de juros variando de 8,3% a
8,6% e com vencimentos entre 2010 e 2021.
Em 31 de dezembro de 2006, a PifCo tinha em aberto US$ 1.041,3 milhões em linhas de crédito de longo
prazo com vencimentos entre 2008 e 2017, em comparação com US$ 1.194,7 milhões em 31 de dezembro de 2005.
Em 24 de julho de 2006, a PifCo concluiu sua oferta de recompra de dívida (Oferta) anunciada em 18 de
julho de 2006. O valor dos títulos recomprados das cinco séries de títulos relacionados abaixo foi US$ 888,3
118
milhões. Incluindo os títulos previamente recomprados por nós e nossas coligadas, também incluídos na oferta, o
valor total atingido foi de US$ 1.215,7 milhões. A finalidade dessa iniciativa foi reduzir o total da dívida em aberto e
simplificar o perfil de dívida, aproveitando a forte geração de caixa da PifCo. A transação foi liquidada em 27 de
julho de 2006 e todos os títulos recomprados foram cancelados a partir dessa data. Mediante a conclusão da Oferta, a
PifCo incorreu despesas no valor total de US$ 160,0 milhões.
Taxa de
Juros
Data de
Vencimento
12,375%
9,875%
9,750%
9,125%
8,375%
2008
2008
2011
2013
2018
Títulos Recomprados
Global step-up notes.............
Senior notes..........................
Senior notes..........................
Global notes .........................
Global notes .........................
Valor do Principal
(em milhões de US$)
US$ 265,4
211,8
313,6
251,7
173,2
US$ 1.215,7
Após a Oferta, o valor em aberto dos outros empréstimos de longo prazo era:
•
US$ 524,6 milhões (US$ 500 milhões de curto prazo) em duas séries de Senior Notes de longo prazo
com vencimento em 2008 e 2011. Em 24 de julho de 2006, esses títulos foram recomprados no valor
de US$ 525,4 milhões. Os títulos incorrem juros de 9,875% e 9,75%, respectivamente.
•
US$ 329,9 milhões (parte atual) em Senior Exchangeable Notes de 4,75% com vencimento em 2007,
emitidos em 17 de outubro de 2002, em linha com a nossa compra da Perez Companc S.A. (atualmente
conhecida como Petrobras Energia Participaciones–PEPSA). Na troca, a PifCo recebeu títulos
emitidos pela Petrobras International Braspetro BV (PIB BV), uma parte relacionada, no mesmo valor,
termos e condições que as Senior Exchangeable Notes. Na aquisição da Perez Companc, a PifCo
também concedeu à PIB BV um empréstimo de US$ 724,5 milhões, com uma taxa de juros de 4,79%.
•
US$ 134,6 milhões em Global Step-up Notes com vencimento em abril de 2008. Os títulos incorrem
juros a partir de 31 de março de 2003 a uma taxa de 12,375% ao ano até 1o de abril de 2006 e a uma
taxa de 12,375% ao ano posteriormente, com os juros pagáveis semestralmente. Em 1o de abril de
2006, os proprietários dos títulos tinham o direito de exercer uma opção de venda e exigir que a PifCo
recomprasse os títulos, total ou parcialmente, ao valor nominal. Os proprietários dos títulos não
exerceram esse direito de venda. A PifCo usou os recursos dessa emissão principalmente para repagar
a dívida comercial e empréstimo inter-companhia. Em 24 de julho de 2006, esses títulos foram
ofertados no valor de US$ 265,4 milhões.
•
US$ 464,4 milhões (US$ 65,0 milhões, curto prazo) relacionados ao nosso programa de pré-pagamento
de exportação. Em 21 de dezembro de 2001, a Trust (PF Export) emitiu para a PFL, subsidiária da
PifCo, US$ 750 milhões de Senior Trust Certificates em quatro séries e US$ 150 milhões de Junior
Trust Certificates. Além disso, em 13 de maio de 2003, a Trust emitiu US$ 550 milhões em Senior
Trust Certificates de 6,436% com vencimento em 2015, e em 14 de maio de 2003, a Trust emitiu US$
200 milhões em Senior Trust Certificates de 3,748% com vencimento em 2013 e US$ 150 milhões
adicionais de Junior Trust Certificates. Em maio de 2004, a PFL e a PF Export Trust assinaram uma
alteração ao Contrato de Trust permitindo que os Junior Trust Certificates sejam compensados contra
os Notes relacionados, ao invés de integralmente pagos, após o cumprimento de todas as obrigações de
acordo com os Senior Trust Certificates. O efeito dessa alteração é que os valores relacionados aos
Junior Trust Certificates agora são apresentados líquidos, ao invés de brutos, nas demonstrações
financeiras consolidadas da PifCo, e dessa forma US$ 150 milhões foram reduzidos da “parte atual da
dívida de longo prazo” e da rubrica do passivo “dívida de longo prazo” a respeito das vendas de
direitos de contas a receber futuras, com uma redução similar no item do ativo “ativos relacionados a
pré-pagamentos de exportação.”
119
Em 1o de setembro de 2005, a PFL pagou previamente os Senior Trust Certificates (Séries A2 e C) de taxa
flutuante de acordo com as disposições aplicáveis dos acordos regentes. Para facilitar esse pagamento antecipado,
pagamos previamente para a PFL um valor de US$ 330,3 milhões relacionados ao programa de pré-pagamento de
exportação.
Em 1o de março de 2006, a PFL pagou previamente os Senior Trust Certificates (Séries A1 e B) de taxa
fixa, de acordo com as disposições aplicáveis dos acordos regentes, no valor de US$ 333,9 milhões.
Em 26 de maio de 2006, a PFL concluiu com êxito uma solicitação de consentimento dos detentores dos
Senior Trust Certificates Série 2003-A de 6,436% com vencimento em 2015 emitidos pela PF Export Receivables
Master Trust. As alterações buscaram eliminar as exportações de bunker da transação de forma que os títulos foram
garantidos somente pelas contas a receber das vendas de óleo combustível exportado por nós e para reduzir a média
mínima das exportações brutas diárias de óleo combustível para qualquer período de doze meses consecutivos. A
PFL também obteve o consentimento dos detentores da Série 2003-B, de 3,748% com vencimento em 2013. As
alterações entraram em vigor em 1o de junho de 2006.
Como resultado dessas alterações, a taxa de ágio da garantia da Série 2003-B foi reduzida de 1,8% para
1,1%.
•
US$ 2.181,4 milhões em Global Notes, dos quais US$ 500 milhões foram emitidos em 2 de julho de
2003 e têm vencimento em julho de 2013. Os títulos incorrem juros à taxa de 9,125% ao ano, pagáveis
semestralmente. Em setembro de 2003, a PifCo emitiu US$ 250 milhões adicionais em Global Notes,
que formam uma única série fungível com os US$ 500 milhões de Global Notes da PifCo com
vencimento em julho de 2013. Os recursos dessas emissões foram usados principalmente para pagar
dívidas comerciais e empréstimos inter-companhia. Em 24 de julho de 2006, esses títulos foram
recomprados no valor de US$ 251,7 milhões. Em 10 de dezembro de 2003, a PifCo emitiu US$ 750
milhões adicionais de Global Notes com vencimento em dezembro de 2018. Os títulos incorrem juros a
uma taxa de 8,375% ao ano, pagáveis semestralmente. Em 24 de julho de 2006, esses títulos foram
recomprados no valor de US$ 173,2 milhões. Em setembro de 2004, a PifCo emitiu US$ 600 milhões
adicionais de Global Notes com vencimento em 2014. Os títulos incorrem juros a uma taxa de 7,75%
ao ano, pagáveis semestralmente. Os recursos da emissão desses títulos foram usados principalmente
para fins corporativos gerais, incluindo o financiamento de importações de derivados e o pagamento de
dívidas comerciais existentes e empréstimos inter-companhia. Em 6 de outubro de 2006, a PifCo
emitiu Global Notes de US$ 500.000 com vencimento em outubro de 2016. Os títulos incorrem juros a
uma taxa de 6,125% ao ano, pagáveis semestralmente. A PifCo usou os recursos dessa emissão
principalmente para pagar dívidas comerciais e empréstimos inter-companhia.
•
US$ 293,9 milhões (¥35 bilhões) em Yen Bonds japoneses emitidos em setembro de 2006 e com
vencimento em setembro de 2016. A emissão foi uma colocação privada no mercado japonês com uma
garantia parcial do Japan Bank for International Cooperation (JBIC) e sua principal finalidade foi
entrar novamente no mercado japonês, acessar uma nova base de investidores e reduzir o custo
financeiro. Os títulos incorrem juros a uma taxa de 2,15% ao ano, pagáveis semestralmente. Na
mesma data, a PifCo celebrou um contrato de swap com o Citibank, fazendo o swap do valor total
dessa dívida para dívida denominada em dólar norte-americano.
Em 31 de dezembro de 2006, a PifCo tinha disponível linhas de crédito comprometidas standby no valor de
US$ 675 milhões, que não são específicas quanto às exigências de uso. A PifCo não tem valores sacados
relacionados a essa linha de crédito e, na data deste registro, não tem programada uma data para o saque.
120
A tabela a seguir apresenta as fontes da dívida de curto e de longo prazo da PifCo em 31 de dezembro de
2006 e 31 de dezembro de 2005:
DÍVIDA DE CURTO PRAZO E LONGO PRAZO
31 de dezembro de 2006
Curto Prazo
Instituições de financiamento
Senior notes
Global step-up notes
Global notes
Venda de direito a contas a receber
futuras
Senior exchangeable notes
Japanese yen bonds
Ativos relacionados ao prépagamento de exportação a ser
compensado pelas vendas de
direitos a contas a receber
futuras
Títulos recomprados
31 de dezembro de 2005
(em milhões de dólares norte-americanos)
Longo Prazo
Curto Prazo
Longo Prazo
US$ 329,2
533,9
4,2
32,7
US$ 1.041,2
524,6
134,6
2.181,4
US$ 493,6
53,5
9,0
26,3
US$ 1.194,7
1.550,0
400,0
2.115,3
68,4
333,7
1,7
614,4
293,9
567,4
3,7
-
679,4
329,9
-
US$ 1.303,8
(150,0)
US$ 4.640,1
(150,0)
(4,7)
US$ 998,8
(150,0)
(210,9)
US$ 5.908,4
Títulos Extintos
Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, tínhamos valores investidos no exterior em um fundo de investimento
exclusivo que mantinha títulos de dívida de algumas de nossas empresas do grupo no valor de US$ 245 milhões e
US$ 2.078 milhões, respectivamente. Quando esses títulos são comprados pelo fundo, os valores relacionados, junto
aos juros aplicáveis, são removidos da rubrica de títulos e dívida de longo prazo. Veja a nota explicativa 12 às
nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2006.
Acordos Não registrados no Balanço Patrimonial
Conforme descrito acima, todos os nossos project financings estão registrados no balanço patrimonial. Em
31 de dezembro de 2006, nem nós nem a PifCo tínhamos acordos não registrados em balanço patrimonial que
tenham, ou seja razoavelmente provável que tenham, um efeito relevante na condição financeira, receitas ou
despesas, resultados operacionais, liquidez, investimentos ou recursos de capital.
Uso de Fundos
Investimentos
Para atingirmos as metas estabelecidas em nosso plano estratégico, continuamos a dar prioridade aos
investimentos para o desenvolvimento de projetos de produção de petróleo e gás natural por investimentos diretos e
por compromissos estruturados com parceiros. Investimos um total de US$ 14.643 milhões em 2006, a aumento de
41,3% em comparação com nossos investimentos em 2005. Nossos maiores investimentos em 2006 foram dirigidos
principalmente para aumentar nossa capacidade de produção na Bacia de Campos, aprimorar nossas refinarias e
expandir nosso sistema de distribuição e transporte por dutos. Do valor total dos investimentos em 2006, US$ 7.329
milhões estavam relacionados com projetos de exploração e produção principalmente na Bacia de Campos (50,1%),
que inclui investimentos financiados por meio de estruturas de project financing. A PifCo utiliza os recursos
principalmente para financiar suas atividades de comercialização de petróleo.
121
A tabela a seguir estabelece nossos investimentos (incluindo project financings e investimento em usinas
termoelétricas) para cada um de nossas áreas de negócios em 2006, 2005 e 2004:
INVESTIMENTOS CONSOLIDADOS
Exercícios findos em
31 de dezembro de
2006
2005
2004
(em milhões de dólares norte-americanos)
Exploração e Produção
Abastecimento
Distribuição
Gás e Energia
Internacional
Exploração e Produção
Abastecimento
Distribuição
Gás e Energia
Corporativo
Total
$7.329
1.936
351
1.664
$6.127
1.749
207
694
$4.574
1.367
47
782
2.304
202
77
54
726
1.067
79
16
13
413
666
43
12
6
221
$14.643
$10.365
$7.718
Em 30 de junho de 2006, anunciamos nosso Plano Estratégico, que contempla investimentos orçados totais
de US$ 87,1 bilhões de 2007 a 2011, aproximadamente US$ 74,9 bilhões dos quais serão dirigidos para nossas
atividades no Brasil, enquanto US$ 12,2 bilhões serão dirigidos para nossas atividades no exterior. A maioria de
nossos investimentos de 2007 a 2011, aproximadamente US$ 49,2 bilhões, serão dirigidos para exploração e
produção, dos quais US$ 40,7 bilhões são dirigidos para nossas atividades no Brasil.
Nosso Plano Estratégico até 2011 contempla despesas domésticas maiores em nossas atividades de
construção e outros projetos. Estimamos que dos US$ 74,9 bilhões em investimentos domésticos até 2011, no
mínimo US$ 49,8 bilhões (66%) serão utilizados para pagar por equipamento fornecidos e serviços prestados por
contratados, fornecedores e outros prestadores de serviço brasileiros.
Nosso orçamento de investimentos para o exercício de 2007, incluindo nossos project financings, é de US$
23,7 bilhões, alocados entre cada uma de nossas áreas de negócios conforme a seguir: (i) Exploração e Produção:
US$ 11,2 bilhões; (ii) Abastecimento: US$ 4.4 bilhões; (iii) Internacional: US$ 3.0 bilhões; (iv) Gás e Energia: US$
4.1 bilhões; (v) Distribuição: US$ 0,4 bilhão; e (vi) Corporativo: US$ 0,6 bilhão.
Planejamos atender aos nossos investimentos principalmente por caixa gerado internamente e emissões nos
mercados de capitais internacionais. Nossos investimentos reais podem variar substancialmente dos números
projetados mencionados acima como resultado das condições de mercado e do custo e disponibilidade dos recursos
necessários.
Dividendos
Em 2006, pagamos dividendos de aproximadamente US$ 3,213 milhões (US$ 0,73 por ação).
Aproximadamente 76% desse valor foi pago em forma de juros sobre o capital próprio.
Em 2 de abril de 2007, a Assembléia Geral Ordinária aprovou dividendos relacionados ao exercício findo
em 2006, totalizando US$ 3.693 milhões, correspondente a US$ 0,84 por ação ordinária e preferencial, incluindo
juros sobre o capital próprio, para a qual US$ 2.052 milhões foram disponibilizados aos acionistas em 4 de janeiro
de 2007. Esse valor corresponde a US$ 0,47 por ação, com base na posição de ação em 31 de outubro de 2006. US$
923 milhões foram concedidos em 30 de março de 2007, com base na posição das ações em 28 de dezembro de
2006, correspondendo a US$ 0,21 por ação. O saldo restante de US$ 718 milhões, correspondente a US$ 0,16 por
ação, foi provisionado dentro do prazo legal, em 17 de maio de 2007, com base na posição das ações em 2 de abril
de 2007
122
Os dividendos são reajustados de acordo com a taxa Selic a partir de 31 de dezembro de 2006 até 17 de
maio de 2007, a data de pagamento de cada parte.
Obrigações Contratuais
Petrobras
A tabela a seguir resume nossas obrigações contratuais em aberto em 31 de dezembro de 2006:
Pagamentos devidos por período
(em milhões de dólares norte-americanos)
Obrigações Contratuais:
Itens do Balanço Patrimonial:
Obrigações de Dívida de Longo Prazo
Obrigações de Fundo de Pensão (1)
Obrigações de Project Finance
Obrigações de Leasing de Capital
(Financeiro)
Total dos Itens do Balanço
Patrimonial
Outras Obrigações Contratuais de Longo
Prazo:
Compromissos Ship-or-Pay de Gás Natural
Obrigações de Serviços Contratuais
Contratos de Abastecimento de Gás Natural
Obrigações de Leasing Operacional
Obrigações de Compra
Obrigações de Compra Internacionais
Total de Outras Obrigações
Contratuais de Longo Prazo
Total
(1)
Inferior a
1 ano
Total
1 a 3 anos
3 a 5 anos
Superior a
5 anos
12.616
17.238
6.374
2.106
830
2.182
2.265
1.887
2.245
2.353
2.274
1.067
5.892
12.247
880
1.055
231
460
285
79
37.283
5.349
6.857
5.979
19.098
6.467
8.444
7.577
8.261
2.736
3.262
491
3.432
822
2.590
1.104
895
988
3.726
1.227
3.800
964
493
996
825
1.106
1.164
234
535
3.992
461
4.422
707
434
1.339
36.747
74.030
9.334
14.683
11.198
18.055
4.860
10.839
11.355
30.453
Há ativos de plano de pensão no valor de US$ 12.395 milhões que garantem as obrigações do plano de pensão. Esses ativos
são apresentados como uma redução aos passivos atuariais líquidos. Vide a Nota Explicativa 16 às nossas demonstrações
financeiras consolidadas auditadas do exercício findo em 31 de dezembro de 2006.
PifCo
A tabela abaixo apresenta as obrigações contratuais em aberto da PifCo em 31 de dezembro de 2006, e a
data de vencimento das obrigações contratuais.
Obrigações Contratuais
Dívida de longo prazo
Títulos a Pagar – Longo prazo
Obrigações de Compra - Longo
prazo
Total
TOTAL
5.697,6
7.441,7
3.272,8
16.412,1
Pagamentos devidos por período
(em milhões de dólares norte-americanos)
Inferior a
1 ano
1 a 3 anos
3 a 5 anos
1.057,5
988,4
704,9
3.927,1
954,6
1.129,7
528,7
2.012,1
123
2.118,1
5.160,7
Superior a
5 anos
2.946,8
3.514,6
659,8
7.121,2
Patrimônio Líquido
Aumento de Capital
Em setembro de 2006, nós, seguindo a recomendação do Conselho de Administração, alteramos a
designação de US$ 120 milhões em adiantamentos para capital futuro e US$ 180 milhões em títulos a receber da
PifCo para aumento de capital.
Oferta de troca
Em 4 de janeiro de 2007, a PifCo anunciou uma oferta para a troca de títulos (Oferta de Troca) totalizando
até US$ 500 milhões para cinco séries de Títulos.
O objetivo da Troca foi oferecer aos investidores a oportunidade de substituir os cinco títulos antigos
relacionados abaixo pelo novo título de referência da PifCo, emitido em 6 de outubro de 2006 com um cupom de
6,125% ao ano e vencimento em 2016.
A liquidação da Oferta de Troca ocorreu em 7 de fevereiro de 2007 e como resultado, a PifCo recebeu e
aceitou uma troca no valor de US$ 399,1 milhões (valor nominal dos Títulos). Todos os Títulos recebidos foram
cancelados no mesmo dia e, como conseqüência, a PifCo emitiu US$ 399,1 milhões de Global Notes com
vencimento em 2016 que incorrem juros a uma taxa de 6,125% ao ano, pagáveis semestralmente. Os novos Títulos
constituem uma única série fungível com os US$ 500 milhões de Global Notes com vencimento em 2016 emitidos
em outubro de 2006. No total, haverá US$ 899,1 milhões em títulos em circulação com vencimento em 2016. A
PifCo também pagou aos investidores um valor em dinheiro equivalente a US$ 56 milhões como resultado da Troca.
A tabela abaixo apresenta o resultado da Troca.
(em milhões de dólares norte-americanos)
Títulos Anteriores da
PifCo
Taxa de
Juros
Global Step-Up Notes
Senior Notes
Senior Notes
Global Notes
Global Notes
12,375%
9,875%
9,750%
9,125%
7,750%
Vencimento
2008
2008
2011
2013
2014
Principal em Aberto
Após a Troca
Valor Total Trocado
US$ 126,9
224,2
235,4
374,2
397,9
US$ 7,8
14,0
51,0
124,1
202,2
US$ 1.358,6
US$ 399,1
(em milhões de dólares norte-americanos)
Novos Títulos da
PifCo
Global Notes
Taxa de
Juros
6,125%
Vencimento
Principal em Aberto
Após a Troca
2016
124
Valor Total Emitido
US$ 899,1
US$ 399,1
US$ 899,1
US$ 399,1
Políticas e Estimativas Contábeis Essenciais
A discussão a seguir descreve as áreas que exigem o melhor critério ou envolvem um grau mais alto de
complexidade na aplicação das políticas contábeis que atualmente afetam nossa condição financeira e os resultados
operacionais. As estimativas contábeis que fazemos nesses contextos exigem que façamos premissas sobre questões
que são altamente incertas. Em cada caso, se tivéssemos feito outras estimativas, ou se alterações nas estimativas
ocorrerem de um período para outro, nossa condição financeira e os resultados operacionais podem ser
relevantemente afetados.
A discussão aborda somente as estimativas que consideramos mais importantes com base no grau de
incerteza e na probabilidade de um impacto relevante se usássemos uma estimativa diferente. Há muitas outras áreas
nas quais usamos estimativas sobre questões incertas, porém, o efeito razoavelmente provável das estimativas
alteradas ou diferentes não é relevante para nossa apresentação financeira.
Reservas de Óleo e Gás
Avaliações de reservas de petróleo e gás são importantes para a administração efetiva de ativos de
exploração e produção. Elas são usadas para tomar decisões de investimento sobre propriedades de petróleo e gás.
As quantidades de reserva de óleo e gás também são usadas como base para o cálculo de taxas de unidade de
produção para depreciação e avaliação de desvalorização. As reservas de óleo e gás são divididas entre reservas
provadas e não provadas. As reservas provadas são quantidades estimadas de petróleo, gás natural e líquidos de gás
natural que os dados geológicos e de engenharia demonstram com razoável certeza que podem ser recuperados nos
anos futuros a partir de reservatórios conhecidos em condições econômicas e operacionais existentes, isto é, preços e
custos da data em que a estimativa é feita. As reservas não provadas são aquelas com uma certeza menos do que
razoável de possibilidade de recuperação e são classificadas como prováveis ou possíveis. As reservas prováveis são
reservas que é mais provável que sejam recuperadas do que não sejam e reservas possíveis são aquelas menos
prováveis de serem recuperadas.
A estimativa de reservas provadas é um processo contínuo que considera as informações de engenharia e
geológicas tais como registros de poços, dados de pressão e dados essenciais de amostra de fluído. As reservas
provadas podem também ser divididas em duas categorias: desenvolvidas e não desenvolvidas. Espera-se que as
reservas provadas desenvolvidas sejam recuperadas a partir de poços existentes incluindo armazenagem em rede, ou
quando os custos necessários para colocá-los em produção são relativamente baixos. Para as reservas provadas não
desenvolvidas, investimentos significativos são necessários, incluindo a perfuração de novos poços e instalação de
unidades de produção ou transporte.
Usamos o método de “esforços bem-sucedidos” para contabilizar nossas atividades de exploração e
produção. De acordo com esse método, os custos são acumulados em uma base campo a campo com certos gastos
exploratórios e poços secos sendo debitados quando incorridos. Os poços exploratórios que encontram petróleo e
gás em uma área que requer maiores investimentos antes da produção poder começar são avaliados anualmente para
garantir que quantidades comerciais de reservas tenham sido encontradas ou que um trabalho de exploração
adicional esteja em andamento ou planejado em um período razoável para o ciclo de desenvolvimento da Petrobras e
considerando as exigências de prazos da ANP. Os custos de poços exploratórios que não atendem a esses critérios
são debitados à despesa. Os custos de poços produtivos e poços secos são capitalizados e amortizados de acordo
com o método de unidade de produção em virtude de ele fornecer uma contabilidade mais tempestiva do sucesso ou
fracasso de nossas atividades de exploração e produção.
Impacto de Reservas de Óleo e Gás na Depreciação e Exaustão
O cálculo da depreciação e exaustão da unidade de produção é uma estimativa contábil essencial que
mensura a depreciação e exaustão de ativos de exploração e produção. É o índice (1) dos volumes reais produzidos
para (2) as reservas provadas desenvolvidas totais (reservas provadas recuperáveis por poços existentes com os
métodos de operação e os equipamentos existentes) aplicada (3) ao custo do ativo. As reservas provadas não
desenvolvidas são consideradas na amortização dos custos de aquisição de imóveis arrendados. Os volumes
produzidos e o custo do ativo são conhecidos e apesar de as reservas provadas desenvolvidas terem uma alta
probabilidade de possibilidade de recuperação, elas têm como base estimativas que estão sujeitas a alguma
variabilidade. Essa variabilidade pode resultar em revisões líquidas para baixo ou para cima das reservas provadas
125
nos campos existentes, quando mais informações se tornarem disponíveis por pesquisa e produção. Revisamos
nossas reservas provadas nos últimos três anos, aumentando nossas reservas provadas em 425,5 milhões de barris de
óleo equivalente em 2006, aumentando nossas reservas provadas em 258,4 milhões de barris de óleo equivalente em
2005 e reduzindo nossas reservas provadas em 431,3 milhões de barris de óleo equivalente em 2004.
Impacto das Reservas de Óleo e Gás e Preços nos Testes para Desvalorização
Em 31 de dezembro de 2006, nosso ativo imobilizado, líquido de exaustão acumulada, totalizava US$ 59
bilhões. Uma parte substancial desse valor consistia em propriedades produtoras de petróleo e gás. Essas
propriedades são revisadas para verificar desvalorização sempre que eventos ou alterações nas circunstâncias
indiquem que os valores contábeis não podem ser recuperados. Estimamos os fluxos de caixa futuros e descontados
das propriedades afetadas para julgar a possibilidade de recuperação de valores contábeis. Em geral, as análises têm
como base as reservas provadas, exceto em circunstâncias nas quais é provável que reservas não provadas adicionais
serão desenvolvidas e contribuirão para fluxos de caixa no futuro; a porcentagem de probabilidades que incluímos
nos fluxos de caixa não excede nossos índices de sucesso anteriores no desenvolvimento de prováveis reservas.
Realizamos análises de avaliação de ativos continuamente como parte de nosso programa de administração.
Essas análises monitoram o desempenho de ativos contra os objetivos corporativos. Elas também nos auxiliam na
revisão de se os valores contábeis de qualquer um de nossos ativos podem não ser passíveis de recuperação. Além
de estimar os volumes de reserva de petróleo e gás na condução dessas análises, também é necessário estimar os
futuros preços de petróleo e gás.
Em geral, não consideramos preços de óleo temporariamente baixos como um evento alavancador para a
condução de testes de desvalorização. Os mercados de petróleo e gás natural têm um histórico de volatilidade
significativa de preços. Apesar de os preços ocasionalmente caírem de forma súbita, os preços do setor durante o
longo prazo continuarão a ser conduzidos pelas bases de oferta e procura do mercado. Conseqüentemente, quaisquer
testes de desvalorização que realizarmos podem fazer uso de nossas premissas de preço de longo prazo para os
mercados de petróleo e de gás natural. Essas são as mesmas premissas de preço que são usadas em nossos processos
de planejamento e orçamento e nossas decisões de investimento de capital, e elas são consideradas estimativas
conservadoras razoáveis considerando os indicadores de mercado e a experiência anterior. Preços futuros de petróleo
e gás significativamente mais baixos podem levar a desvalorizações no futuro, se essas reduções forem consideradas
indicativas de tendências de longo prazo. Além disso, alterações significativas na expectativa de curva de produção,
desconto e/ou custos exigidos de extração e produção, podem afetar a análise de desvalorizações. Apesar de essas
incertezas serem inerentes a esse processo de estimação, o valor dos encargos de desvalorização nos últimos anos
tem sido pequeno em relação ao valor total das propriedades produtoras de petróleo e gás: US$ 21 milhões em 2006,
US$ 156 milhões em 2005 e US$ 65 milhões em 2004. Com base em nossa experiência, acreditamos que a
variabilidade futura em estimativas terá um pequeno impacto nos ativos e nas despesas.
Pensão e Outros Benefícios Pós-Aposentadoria
A determinação da despesa e do passivo em relação a nossos benefícios de pensão e outros benefícios pósaposentadoria envolve o uso de critérios na determinação das premissas atuariais. Elas incluem estimativas de
mortalidade futura, retiradas, alterações na remuneração e taxa de desconto para refletir o valor do tempo do
dinheiro bem como a taxa de retorno sobre os ativos do plano. Essas premissas são revisadas no mínimo anualmente
e podem ser relevantemente diferentes dos resultados reais em virtude de alterações nas condições de mercado e
econômicas, eventos regulamentares, determinações judiciais, taxas de retirada mais altas ou mais baixas ou tempo
de vida mais longo ou mais curto dos participantes.
De acordo com as exigências do SFAS 87, e as interpretações subseqüentes, a taxa de desconto deve ter
como base o valor atual para liquidar a obrigação de pensão. A aplicação dos preceitos do SFAS 87 em ambientes
historicamente inflacionários tais como o Brasil cria certas questões à medida que a capacidade para uma empresa
liquidar uma obrigação de pensão em um ponto futuro possa não existir em virtude de os instrumentos financeiros
de longo prazo adequados possam não existir localmente.
Apesar de o mercado brasileiro estar demonstrando sinais de estabilização, conforme refletido nas taxas de
juros do mercado, as taxas de juros podem ser instáveis.
126
Em 2004, nossa Diretoria Executiva aprovou uma alteração à tabela de mortalidade em relação às
premissas atuariais de nossos planos de pensão e assistência médica no Brasil. Essa nova tabela de mortalidade
reflete alterações no perfil dos funcionários, aposentados e pensionistas, com base na longevidade, tempo de
invalidade e tabelas de mortalidade de inválido. O principal propósito da alteração era fortalecer nossos planos de
benefício considerando uma avaliação mais precisa da maior expectativa de vida dos beneficiários do plano.
O aumento progressivo na longevidade tem um impacto direto no volume estimado e provisionado de
compromissos e obrigações do plano e em nosso passivo no item “Benefícios pós-aposentadoria a funcionários –
Plano de pensão” e em nosso patrimônio líquido no item “Ajustes de reservas de benefícios pós-aposentadoria
líquidos de impostos – plano de pensão”.
A alteração da tabela de mortalidade está afetando os resultados dos anos subseqüentes a 2004 em virtude
de um aumento de despesas relacionadas aos custos financeiros e amortização de “Ajustes de reservas de benefícios
pós-aposentadoria líquidos de impostos – plano de pensão”.
“Ajustes de reservas de benefícios pós-aposentadoria líquidos de impostos – planos de pensão” são valores
calculados como a diferença entre a consolidação prevista do valor líquido das obrigações de acordo com as
premissas atuariais e as variações que ocorrerem efetivamente no decorrer do tempo. Esses valores deverão ser
amortizados e registrados nos resultados de exercícios fiscais subseqüentes durante a expectativa de vida média dos
membros do plano de pensão.
Em setembro de 2006, o FASB emitiu o SFAS no 158 - “Contabilidade de Empregadores Para Planos de
Pensão de Benefício Definido e Outros Planos Pós-Aposentadoria — uma Alteração aos Pronunciamentos do FASB
no 87, 88, 106 e 132(R)”, que entrou em vigor para nós em 31 de dezembro de 2006. Essa norma exige que
contabilizemos a situação financeira positiva ou negativa de nosso plano de pensão de benefício definido e outros
planos de benefício pós-aposentadoria como um ativo ou passivo e para refletir as alterações na situação financeira
por “Outros resultados abrangentes acumulados”, como um componente separado do patrimônio líquido.
Mediante a adoção do SFAS 158, em 31 de dezembro de 2006, os passivos relacionados ao plano de
pensão aumentaram em US$ 131 milhões e os passivos relacionados à assistência médica aumentaram US$ 1.495
milhões. O patrimônio líquido diminuiu US$ 1.083 milhões, líquido de imposto de renda (Vide a Nota Explicativa
16 (d) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006).
Litígios, Lançamentos Tributários e Outras Contingências
Foram feitas reivindicações de valores substanciais contra a Petrobras originadas no andamento normal dos
negócios. Algumas vezes somos considerados responsáveis por vazamentos e lançamentos de derivados e produtos
químicos de nossos ativos operacionais. De acordo com a orientação fornecida pelo U.S. GAAP, fazemos uma
provisão para esses custos quando é provável que um passivo tenha sido incorrido e estimativas razoáveis do passivo
possam ser feitas. Em 31 de dezembro de 2006, tinham uma provisão de US$ 233 milhões para contingências de
litígios. Um julgamento dos nossos executivos é necessário para cumprir essa orientação e ele inclui a discussão da
administração com nossos advogados, considerando todos os fatos e circunstâncias pertinentes. Acreditamos que os
pagamentos exigidos para cumprir essas leis e regulamentos não variarão significativamente de nossos custos
estimados, e dessa forma, não terão um efeito desfavorável relevante em nossas operações ou fluxos de caixa. Nos
períodos anteriores, a diferença entre o pagamento real e o valor do passivo de provisão, relacionada às estimativas
de contingências, não foi significativa, sem impacto relevante na demonstração do resultado no período do
pagamento. Nos últimos cinco anos, nossos pagamentos de caixa anuais para contingências relacionadas a
reivindicações contra a Petrobras, a empresa controladora, atingiram uma média de US$ 68 milhões ao ano.
Obrigações de Baixa de Ativos e Remediação Ambiental
De acordo com diversos contratos, permissões e regulamentos, temos obrigações legais relevantes de
remover equipamentos e restaurar o terreno ou o solo oceânico no final das operações nos locais de produção.
Nossas obrigações de remoção de ativos mais significativas envolvem a remoção e descarte de instalações de
produção de petróleo e gás no mar em todo o mundo. Acumulamos os custos descontados estimados de
desmontagem e remoção dessas instalações no momento da instalação dos ativos. Também estimamos os custos
para futuras atividades de limpeza e remediação ambiental com base em informações atuais sobre os custos e planos
127
esperados para remediação. O valor total dos custos estimados, em uma base com desconto, para a provisão de baixa
de ativos e remediação ambiental em 31 de dezembro de 2006 foi de US$ 1.473 milhões. A estimativa de custos de
baixa de ativos, remoção e remediação ambiental exigem a realização de cálculos complexos que necessariamente
envolvem critérios em virtude de nossas obrigações estarem muitos anos no futuro, os contratos e regulamentos
terem descrições vagas de quais práticas e critérios de remoção e remediação terão que ser cumpridos quando os
eventos de remoção e remediação realmente ocorrerem e as tecnologias de remoção de ativos e os custos estarem
mudando constantemente, junto a considerações políticas, ambientais, de segurança e relações públicas.
Conseqüentemente, os prazos e valores de fluxos de caixa futuros estão sujeitos a uma incerteza significativa.
Entretanto, considerando o valor significativo do tempo para a data de baixa final, quaisquer modificações nas
especificações tecnológicas, exigências legais, ou outras questões, não teriam um efeito relevantemente desfavorável
em um dos períodos de apresentação de relatório.
Em 2006, analisamos e revisamos nossos custos estimados relacionados a abandono de poços e a
desmobilização de áreas de produção de petróleo e gás, considerando novas informações sobre a data de abandono
prevista e estimativas de custo revisadas para o abandono. As alterações na obrigação estimada de abandono de
ativos estavam relacionadas principalmente às mudanças nas expectativas sobre os preços do Brent, que levaram os
campos relacionados a ter vidas econômicas mais longas. Essa revisão resultou em uma redução na provisão de
US$ 112 milhões com um ganho reconhecido no lucro líquido, e registrado na linha intitulada custos exploratórios
para exploração de petróleo e gás. Vide a nota explicativa 9(d) às nossas demonstrações financeiras consolidadas
auditadas de 31 de dezembro de 2006.
Transações de derivativos
O SFAS 133 exige que reconheçamos todos os derivativos como ativos ou passivos no balanço patrimonial
e mensuremos esses instrumentos ao valor justo. A contabilidade para transações de derivativos exige que nós
usemos julgamentos para chegar a premissas para calcular os valores justos de mercado, que são usados como base
para reconhecimento de instrumentos derivativos nas demonstrações financeiras. Essa mensuração pode depender do
uso de estimativas tais como preços futuros estimados, taxas de juros de longo prazo e índices de inflação, e se
tornar cada vez mais complexa quando o instrumento que está sendo valorizado não tem contrapartes com
características similares negociadas em um mercado ativo.
No decorrer de nossos negócios, celebramos contratos que atendem à definição de derivativos de acordo
com o SFAS 133, e alguns deles não se qualificam para receber contabilidade de hedge. Para a maioria desses
contratos, as estimativas envolvidas nos cálculos para o valor justo desses instrumentos derivativos não foram
consideradas como tendo probabilidade de ter um impacto relevante em nossa condição financeira se tivéssemos
usado estimativas diferentes, em virtude de a maioria de nossos instrumentos derivativos ser de instrumentos
tradicionais negociados em mercado de balcão com vencimentos de curto prazo.
Impacto das Novas Normas de Contabilidade
SFAS no 157
Em setembro de 2006, o FASB emitiu o Pronunciamento FASB no 157, Mensurações de Valor Justo
(“SFAS 157”), que entrará em vigor para nós em 1o de janeiro de 2008. Essa norma define o valor justo, estabelece
uma estrutura para mensurar o valor justo e expande as divulgações sobre mensurações de valor justo. O SFAS 157
não exige nenhuma nova mensuração de valor justo mas se aplicaria aos ativos e passivos que devem ser registrados
ao valor justo em outras normas contábeis. O impacto, se houver, para nós da adoção do SFAS 157 em 2008
dependerá de nossos ativos e passivos no momento que for exigida sua mensuração ao valor justo.
SFAS no 158
Em setembro de 2006, o FASB emitiu o SFAS no 158 - “Contabilidade de Empregadores para Planos de
Pensão com Benefício Definido e Outros Planos de Pós-Aposentadoria — uma Alteração aos Pronunciamentos
FASB no 87, 88, 106 e 132(R)” (“SFAS 158”), que entrou em vigor para nós em 31 de dezembro de 2006. Essa
norma exige que contabilizemos a situação financeira deficitária ou superavitária de cada um dos planos de pensão
de benefício definido e outros planos de benefício pós-aposentadoria como um ativo ou passivo e refletir as
128
alterações na situação financeira em “Outros resultados abrangentes acumulados” como um componente separado
do patrimônio líquido.
Mediante a adoção do SFAS 158, em 31 de dezembro de 2006, os passivos relacionados ao plano de
pensão aumentaram US$ 131 milhões e os passivos relacionados à assistência médica aumentaram US$ 1.495
milhões. O patrimônio líquido diminuiu US$ 1.083 milhões, líquido de imposto de renda (Vide a Nota Explicativa
16(d) às nossas demonstrações financeiras consolidadas do exercício encerrado em 31 de dezembro de 2006).
SFAS no 159
Em fevereiro de 2007, o FASB emitiu o SFAS 159 “A Opção de Valor Justo Para Ativos e Passivos
Financeiros” (“SFAS 159”). O SFAS 159 permite a mensuração de certos instrumentos financeiros ao valor justo.
As empresas podem escolher mensurar itens qualificados ao valor justo em datas de qualificação especificadas,
reportando ganhos e perdas não realizados nesses itens em cada período de apresentação de relatório subseqüente. O
SFAS 159 é válido para exercícios fiscais com início após 15 de novembro de 2007. Atualmente estamos avaliando
o impacto em potencial da opção de valor justo, mas não se espera que tenha um efeito significativo em nossa
situação financeira reportada ou nas demonstrações do resultado.
FIN 48
Em julho de 2006, o FASB emitiu a Interpretação FASB no 48, Contabilidade de Incerteza em Impostos de
Renda, Uma Interpretação do Pronunciamento FASB 109 (FIN 48), que esclarece a contabilidade para incerteza em
impostos de renda reconhecidos nas demonstrações financeiras de uma empresa e determina um limite de
probabilidade maior de reconhecimento de benefícios fiscais de posições fiscais incertas assumidas ou previstas a
serem assumidas em uma declaração de imposto. O FIN 48 também prevê orientações na mensuração, cancelamento
de reconhecimento, classificação, juros e multas, e divulgação. As disposições do FIN 48 entrarão em vigor para a
Empresa em 1o de janeiro de 2007, com qualquer efeito acumulado da alteração no princípio contábil registrado
como um ajuste para o lucro acumulado de abertura. Estamos em processo de avaliar o impacto da adoção do FIN
48 em nossos resultados operacionais e condição financeira. Não esperamos que a adoção do FIN 48 tenha um
efeito relevante em nossa situação financeira ou resultados operacionais.
Pesquisa e Desenvolvimento
Desde 1966, mantemos uma unidade dedicada de pesquisa e desenvolvimento no Rio de Janeiro, Brasil.
Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos 1.811 funcionários trabalhando nessa unidade. Nos dedicamos a projetos de
pesquisa conjuntos com universidades e outros centros de pesquisa no Brasil e no exterior. Gastamos US$ 179,7
milhões em 2006 em projetos conjuntos com universidades brasileiras e instituições tecnológicas, em comparação
com US$ 54 milhões em 2005 e US$ 32 milhões em 2004 . Além disso, participamos de projetos de intercâmbio
tecnológico e assistência com outras empresas de prestação de serviço em campos de óleo e gás para outras áreas de
nossos negócios. Essas transferências de tecnologia têm como base contratos de parceria com foco na troca de
informações a respeito de sistemas marítimos e tecnologias de desenvolvimento em águas profundas e não envolvem
nenhum custo relevante para a Petrobras.
Nossa unidade de pesquisa e desenvolvimento pesquisa diversos aspectos de nossas operações de petróleo e
gás, incluindo exploração, perfuração, produção, engenharia de reservatório e geologia, separação de fluidos,
conclusão de poço e tecnologia de refino. Essa unidade também se dedica à pesquisa sobre catalisadores industriais,
lubrificantes, produtos de química fina, combustíveis, aditivos, petroquímicos e polímeros para outras áreas de
nossos negócios. Nossa unidade de pesquisa também é responsável pelo projeto básico de novos sistemas de
produção submarinos e de plataformas fixas e semi-submersíveis no mar, bem como unidades de refino novas e
reconstruídas, e está facilitando o desenvolvimento de importantes tecnologias, incluindo plataformas de produção
submersíveis capazes de operar em águas com profundidade de até 3.000 metros (9.843 pés ).
Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos 30 sistemas de produção flutuantes em operação (13 semisubmersíveis, 16 FPSO e 1 FSO). Obtivemos 48 patentes no Brasil e 179 no exterior para um número significativo
de tecnologias produzidas pelas atividades de pesquisa e desenvolvimento durante o período de três anos findo em
31 de dezembro de 2006.
129
Dos projetos nos quais estamos atualmente envolvidos, três programas são essenciais para nossas
atividades de desenvolvimento tecnológico. O primeiro programa, originalmente nomeado PROCAP, é dedicado a
atividades marítimas em águas profundas e foi implementado em fases. A primeira fase, nomeada simplesmente
PROCAP, começou em 1986, para pesquisar tecnologia de águas profundas para nos possibilitar o desenvolvimento
de campos descobertos em águas com profundidades de até 1.000m (3.281 pés), visando o desenvolvimento dos
então recém-descobertos campos de Albacora e Marlim, na bacia de Campos. Em 1992, após a conclusão bem
sucedida e a implementação da primeira fase, lançamos a segunda fase, PROCAP 2000, que tinha os mesmos
objetivos da PROCAP mas para profundidades de até 2.000m (6.562 pés), até o ano de 2000. Após a descoberta do
campo de Roncador, a terceira fase, PROCAP 3000, foi iniciada em 2000, com um orçamento de US$ 128 milhões
durante cinco anos para fornecer soluções tecnológicas para produzir e dar suporte ao desenvolvimento de campos
em águas ultraprofundas, com profundidades de até 3.000m (9.843 pés). As metas eram fases seguintes de
desenvolvimento dos campos de Marlim Sul, Roncador, Marlim Leste, Albacora Leste, Jubarte, blocos em águas
profundas e ultraprofundas das bacias de Santos e Espírito Santo, Golfo do México e Oeste da África, para atingir a
produção e extração em águas com profundidades de até 3.000 metros (9.843 pés).
O segundo programa, o Programa Tecnológico de Energias Renováveis – PROGER foi criado em 2004
para promover a pesquisa e desenvolvimento de tecnologias para possibilitar e otimizar o uso de fontes de energia
renovável. Essas fontes fornecem luz, aquecimento, ar-condicionado, força mecânica, transporte, telecomunicações
e combustível com um impacto mínimo ao meio-ambiente, reduzindo os efeitos das mudanças do clima mundial
causadas pelo uso de hidrocarbonetos. O desafio que enfrentamos com esse programa é tornar o uso dessas fontes de
energia mais econômico e possibilitar seu uso difundido. Esse programa mantém o foco na pesquisa e
desenvolvimento de energia eólica, energia solar, energia de biomassa, biocombustíveis (incluindo biodiesel), e
energia do mar e energia geotérmica, entre outras fontes.
O terceiro programa, o Programa para o Desenvolvimento de Tecnologias Estratégicas para o Refino —
PROTER, foi criado em 1994 para desenvolver tecnologias de refino de petróleo pesado para otimizar a capacidade de
instalações existentes e aumentar a conversão do fundo de barril. Esse programa tem uma carteira de projetos que
visam o desenvolvimento de novas tecnologias e a otimização das tecnologias existentes para nosso refino de óleo
pesado doméstico com baixo custo. Estamos fazendo investimentos substanciais para atingir essa meta e fornecer ao
mercado combustíveis premium e produtos de alto valor agregado. Esses desenvolvimentos são realizados em nossos
modernos laboratórios e plantas piloto e algumas vezes a avaliação da tecnologia de um protótipo também é necessária
antes da disponibilização para uso industrial. Muitas inovações desenvolvidas nesse programa foram implementadas
em nossas refinarias. Além desses programas, desenvolvemos diversos outros programas destinados a:
•
reduzir e controlar o impacto ambiental causado por nossas atividades;
•
aumentar nossas reservas e a produção de petróleo pelo aprimoramento de nossos níveis de
recuperação de óleo;
•
reduzir o risco geológico e os custos de exploração relacionados à exploração de hidrocarbonetos;
•
criar derivados que atendam às novas exigências do mercado e os controles ambientais mais rígidos;
•
aprimorar a confiabilidade, o desempenho e a duração de dutos e reduzir os custos operacionais,
investimentos e riscos relacionados aos dutos;
•
aprimorar os sistemas de refino e procedimentos para reduzir os custos relacionados ao refino;
•
desenvolver tecnologias para a exploração e produção de óleos pesados em campos no mar;
•
promover o uso de gás natural; e
•
fornecer e prever soluções tecnológicas e conhecimento em simulações físicas e numéricas de
processos geológicos, e na gestão de banco de dados de parâmetros para modelagem de bacia.
Entre os projetos PROTER, destacamos a pesquisa do processo HBIO, que foi concluída com êxito em
estudos em laboratório e plantas piloto durante 2006. Essa tecnologia introduz uma fonte de óleo renovável na
130
produção de diesel, aproveitando as plantas existentes. O processo HBIO envolve a hidroconversão da mistura de
frações de diesel e óleo vegetal. O produto convertido contribui para aprimorar a qualidade do pool de diesel na
refinaria, principalmente aumentando o número de cetano, e reduzindo o conteúdo e a densidade de enxofre. O
aprimoramento da qualidade do pool de diesel será uma conseqüência da porcentagem de óleo vegetal usado no
processo HBIO. Nossa tecnologia HBIO introduz uma nova forma de incluir mix renováveis para a produção de
biocombustíveis além do Programa Biodiesel brasileiro, que está em andamento, em virtude de um plano de
desenvolvimento rápido. Em 2007, o processo HBIO será testado em uma escala industrial em diversas de nossas
refinarias.
A PifCo não se dedica a pesquisa e desenvolvimento.
Tendência do Mercado
Preços do petróleo
Os preços internacionais do óleo aumentaram a uma taxa recorde em 2006. Os principais fatores desse
aumento de preço incluem:
•
o crescimento substancial na demanda por derivados, com pouco impacto resultante do aumento do
preço do óleo;
•
maior pressão nas instalações de produção e refino; e
•
conflitos no Oriente Médio;
Apesar de os nossos preços do petróleo serem influenciados pelos preços internacionais do petróleo, o
preço que cobramos pelo petróleo é, em geral, mais baixos do que os preços do Brent. Os principais motivos para
essa margem se relacionam ao fato de que o óleo que produzimos é mais pesado, o que exige mais despesas de
refino, e há menos capacidade de refino disponível capaz de processar nosso petróleo pesado.
Preços de derivados do petróleo
Os preços do óleo combustível não subiram tanto quanto os de outros derivados. Com o aumento na
demanda por derivados, as refinarias usaram mais petróleo pesado que produz mais resíduos, incluindo óleo
combustível, do que o petróleo leve. Em virtude de a demanda ter se concentrado em derivados leves e médios,
houve um excesso de fornecimento de óleo combustível. Isso gerou um aumento na diferença de preço entre
derivados pesados e leves, e conseqüentemente, entre petróleos pesados e leves.
Refino
O uso de substancialmente toda a capacidade de refino disponível em 2006 resultou em um ano de margens
de lucro recorde para o setor de refino, apesar das novas especificações para derivados e a substituição de MTBE
(éter metil-butil terciário) no setor de refino norte-americano.
Esperamos que vários dos fatores estruturais que contribuem para o crescimento na demanda em 2006
continuem a influenciar o mercado. Como resultado, acreditamos que as tendências descritas acima continuarão nos
próximos anos.
Para obter uma descrição das outras tendências que podem afetar nossa condição financeira e os resultados
operacionais, consultar o Item 4. “Informações sobre a Empresa — Concorrência.”
131
ITEM 6.
CONSELHEIROS, DIRETORIA EXECUTIVA E FUNCIONÁRIOS
Conselheiros e Diretoria Executiva
Conselheiros da Petrobras
Nosso Conselho de Administração, composto por no mínimo cinco e no máximo nove membros, é
responsável, entre outras coisas, pelo estabelecimento de nossas políticas comerciais em geral. Os membros do
Conselho de Administração são eleitos na assembléia geral ordinária de acionistas.
Nos termos da Lei das Sociedades Anônimas, os acionistas que representam pelo menos 10% do capital
com direito a voto da empresa têm o direito de exigir que seja adotado um procedimento de voto cumulativo para
conferir a cada ação ordinária tantos votos quantos sejam os membros do conselho e para conferir a cada ação
ordinária o direito de votar cumulativamente apenas em um único candidato ou de distribuir seus votos entre
diversos candidatos.
Além disso, o estatuto social da nossa empresa permite que (i) os acionistas preferenciais minoritários que
em conjunto detêm pelo menos 10% do total do capital social (excluindo os acionistas controladores) elejam e
removam um membro de nosso conselho de administração; e (ii) os acionistas ordinários minoritários elejam um
membro de nosso conselho de administração se um número maior de conselheiros não for eleito por esses acionistas
minoritários por meio do procedimento de voto cumulativo. O estatuto social da nossa empresa prevê que,
independentemente dos direitos acima concedidos aos acionistas minoritários, o governo brasileiro terá sempre o
direito de eleger a maioria dos nossos conselheiros, independentemente de seu número. Além disso, de acordo com a
Lei 10.683, datada de 28 de maio de 2003, um dos membros do Conselho eleito pelo governo brasileiro deverá ser
indicado pelo Ministro do Planejamento, Orçamento e Gestão. O mandato máximo para um conselheiro é de um
ano, sendo permitida a reeleição. De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, os acionistas poderão destituir
qualquer conselheiro em qualquer tempo, por justa causa ou não, em assembléia geral extraordinária de acionistas.
Após a eleição de membros do conselho nos termos do procedimento de voto cumulativo, a destituição de qualquer
membro do conselho em assembléia geral extraordinária resultará na destituição de todos os outros membros, após o
que serão realizadas novas eleições.
132
Atualmente temos nove conselheiros. A tabela a seguir estabelece certas informações a respeito desses
conselheiros:
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO DA PETROBRAS
Nome
Dilma Vana Rousseff (1)
Data de
Nascimento
14 de dezembro
de 1947
Cargo
Presidente
Mandato Atual
Endereço Comercial
Março de 2008 Casa Civil – Praça dos Três Poderes – Palácio do
Planalto – 4º andar – Salas 57 e 58 – Cep 70.150900 – Brasília – DF
Silas Rondeau Cavalcanti Silva (1)
15 de dezembro
de 1952
Membro
Março de 2008
Esplanada dos Ministérios - Bloco “U” – 8º andar –
Sala 809 – Cep 70.065-900 - Brasília – DF
Guido Mantega (1)
7 de abril de
1949
Membro
Março de 2008
Esplanada dos Ministérios, Bloco P - 5o andar –
Ministério da Fazenda - Cep 70.048-900 - Brasília –
DF
J.S. Gabrielli de Azevedo (1)
3 de outubro de
1949
Membro
Março de 2008
Avenida República do Chile, nº 65, 23º andar
Centro - 20031-912
Rio de Janeiro – RJ
Francisco Roberto de Albuquerque
(1)
17 de maio de
1937
Membro
Março de 2008
Alameda Carolina, 594
Itú - São Paulo
Cep 13.306-410
Arthur Antonio Sendas (1)
16 de junho de
1935
Membro
Março de 2008
Rodovia Presidente Dutra, 4.674
25565-350, São João de Meriti – RJ
Roger Agnelli (1)
3 de maio de
1959
Membro
Março de 2008
Rua Graça Aranha, 26 – 18º andar – Rio de Janeiro
– RJ – CEP – 20.030-900
Fabio Colletti Barbosa (2)
3 de outubro de
1954
Membro
Março de 2008
Av. Paulista, 1374, 3º andar, Cerqueira César
01310-916, São Paulo – SP
Jorge Gerdau Johannpeter (3)
8 de dezembro
de 1936
Membro
Março de 2008
Av. Farrapos, 1811
90220-005, Porto Alegre – RS
CEP 90220-005
(1)
(2)
(3)
Nomeado pelo acionista controlador.
Nomeado pelos acionistas ordinários minoritários.
Nomeado pelos acionistas preferenciais minoritários.
Dilma Vana Rousseff – A Sra. Rousseff é Presidente do Conselho de Administração da Petrobras e da
Petrobras Distribuidora S.A. – BR desde 3 de janeiro de 2003. Ela é Ministra-Chefe da Casa Civil da Presidência da
República do Brasil desde 14 de junho de 2005. Ela é membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e
Social - CDES, órgão consultivo do Governo brasileiro. Ela também serviu como: Ministra das Minas e Energia do
Brasil (2003-2005); Secretária de Estado de Energia, Minas e Comunicações do Estado do Rio Grande do Sul
(1993-1994 e 1999-2002); Presidente da Fundação de Economia e Estatística do Estado do Rio Grande do Sul
(1991-1993); e Secretária da Fazenda em Porto Alegre (1986-1988). A Sra. Rousseff participou, como
Coordenadora do Grupo de Infra-Estrutura, na Equipe de Transição Governamental anterior, que foi criada para
facilitar a transferência de poder para o governo atual. A Sra. Rousseff é economista formada pela Universidade
Federal do Rio Grande do Sul (1977), é Mestre em Teoria Econômica pela Universidade de Campinas, São Paulo
(1979) e atualmente é Doutoranda em Economia Monetária e Financeira na Universidade de Campinas.
Silas Rondeau Cavalcante Silva – O Sr. Silva é membro de nosso Conselho de Administração desde 3 de
abril de 2006 e é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Ele é
Ministro das Minas e Energias do Brasil desde 8 de julho de 2005. Além disso, ele é Presidente do Conselho de
Administração da Centrais Elétricas Brasileiras S.A. - ELETROBRÁS e da Empresa de Pesquisas Energéticas –
EPE, empresas ligadas ao Ministérios das Minas e Energia brasileiro, e membro do Conselho de Administração da
Itaipu Binacional. O Sr. Silva é Engenheiro Elétrico formado pela Universidade Federal de Pernambuco (UFPE)
com especialização em Engenharia de Linhas de Transmissão pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).
133
O Sr. Silva também foi Presidente da Eletrobras (2004-2005), da Eletronorte (2003-2004), da Manaus Energia
(2000-2002), da Companhia Energética do Amazonas (2000-2002) e da Boa Vista Energia (2002-2003).
Guido Mantega – O Sr. Mantega é membro de nosso Conselho de Administração desde 3 de abril de 2006
e é também membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Ele é o Ministro da
Fazenda do Brasil desde 28 de março de 2006. Ele é membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social
- CDES, órgão consultivo do Governo brasileiro. O Sr. Mantega se formou em Economia pela Faculdade de
Economia e Administração da Universidade de São Paulo em 1971 e fez doutorado em Sociologia do
Desenvolvimento na Faculdade de Filosofia, Ciências e Letras da Universidade de São Paulo, e também fez
especialização no Institute of Development Studies (IDS) da Universidade de Sussex, Inglaterra, em 1977. Ele foi
Professor de Economia no curso de mestrado e doutorado da Pontifícia Universidade Católica de São Paulo (PUCSP) de 1982 a 1987 e Vice-Reitor Adjunto da Pontifícia Universidade Católica de São Paulo (PUC-SP) de 1984 a
1987. Ele foi Diretor de Orçamento e Chefe de Gabinete da Secretaria Municipal de Planejamento de São Paulo de
1989 a 1992, membro do Grupo de Coordenação do Programa Econômico do Partido dos Trabalhadores nas
Eleições Presidenciais de 1984, 1989 e 1998, Assessor Econômico do Presidente Luiz Inácio Lula da Silva de 1993
a 2002, e um dos coordenadores do Programa Econômico do Partido dos Trabalhadores na Campanha Presidencial
de 2002. O Sr. Mantega também foi Ministro do Planejamento, Orçamento e Gestão (nomeado em janeiro de 2003 e
exerceu o cargo até novembro de 2004) e Presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
(BNDES) (nomeado em novembro de 2004 e exerceu o cargo até março de 2006.)
J.S. Gabrielli de Azevedo – O Sr. Gabrielli é nosso Presidente e CEO desde 22 de julho de 2005. Ele atuou
anteriormente como Diretor Financeiro e Diretor de Relações com o Investidor (2003-2005). Atualmente, ele é
membro do Conselho de Administração da Petrobras e da Petrobras Distribuidora S.A. – BR. Ele também é
Presidente dos Conselhos de Administração de outras subsidiárias da Petrobras no Brasil. O Sr. Gabrielli formou-se
em Economia pela Universidade Federal da Bahia. Ele tem doutorado em Economia pela Boston University (1987).
Foi Reitor da Faculdade de Ciências Econômicas da Universidade Federal da Bahia e Superintendente da Fundação
de Apoio a Pesquisa e Extensão (Fapex). Ele também foi Pesquisador Visitante na London School of Economics e
Political Science em 2000 e 2001. Ele é Professor Pleno de Economia, em licença, da Universidade Federal da
Bahia.
Francisco Roberto de Albuquerque – O Sr. Albuquerque é membro de nosso Conselho de Administração
desde 2 de abril de 2007. Ele recebeu o título de bacharel em Ciências Militares da Academia Militar das Agulhas
Negras (AMAN) em Resende, Rio de Janeiro (1958) e em Economia da Universidade de São Paulo (1968), Mestre
em Ciências Militares da Escola de Aperfeiçoamento de Oficiais (1969), e Phd em Ciências Militares da Escola de
Comando e Estado-Maior do Exército no Rio de Janeiro (1977). Durante toda sua carreira militar, o Sr. Albuquerque
recebeu 22 medalhas nacionais e 16 internacionais. Como Oficial General, ele atuou nas seguintes missões, entre
outras: Mediador Militar do processo de paz entre Equador e Peru de 1995 a 1996; Subsecretário do Exército
brasileiro em Brasília, Distrito Federal de 1996 a 1997; Secretário Geral do Exército brasileiro em Brasília, Distrito
Federal de 1997 a 2000; Chefe do ex-Departamento de Serviços (Logística) em Brasília, Distrito Federal de 2000 a
2001; Secretário de Informações e Tecnologia em Brasília, Distrito Federal em 2001; Comandante Militar da região
Sudeste, São Paulo, SP de 2001 a 2002; e Comandante do Exército brasileiro em Brasília, Distrito Federal de 2003 a
2007.
Arthur Antonio Sendas – O Sr. Sendas é membro do nosso Conselho de Administração desde 29 de março
de 2004 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. O Sr. Sendas é
Presidente: do Grupo Sendas; da Sendas S.A.; da Sendas Empreendimentos e Participações Ltda.; Sendas
Agropecuária S.A.; Sendas Comércio Exterior S.A.; Casa Show S.A.; e do Conselho de Administração da Sendas
Distribuidora S.A, que se classifica como líder no setor de varejo no estado do Rio de Janeiro. A Sendas
Distribuidora S.A., por suas diversas subsidiárias, detém aproximadamente metade da cadeia de supermercados sob
os seguintes quatro nomes de marca no Estado do Rio de Janeiro: Sendas, Pão de Açúcar, Extra e ABC Barateiro Comprebem; O Sr. Sendas é Vice-Presidente do Conselho Consultivo da Associação Brasileira de Supermercados Abras e por cinco anos representou o setor privado no Conselho Monetário Nacional - CMN. O Sr. Sendas tem uma
significativa participação acionária em grandes shopping centers; se dedica a projetos de construção residencial e
comercial e organiza exportações de café para os Estados Unidos, Europa, Ásia e para o resto da América Latina,
entre outras atividades. O Sr. Sendas também é membro do Conselho Consultivo da Companhia Brasileira de
134
Distribuição — Pão de Açúcar, um grupo que coordena a supervisão de cadeias de supermercados em 12 estados
brasileiros, e é membro do Conselho de Desenvolvimento da Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro.
Roger Agnelli – O Sr. Agnelli é membro de nosso Conselho de Administração desde 3 de abril de 2006 e
também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Ele é Presidente da
Companhia Vale do Rio Doce (CVRD) desde julho de 2001. Foi Presidente do Conselho de Administração da
CVRD de maio de 2000 a julho de 2001. Ele entrou no Grupo Financeiro Bradesco em 1981 e permaneceu até 2001,
exercendo o cargo de Diretor Executivo do Banco Bradesco de 1998 a 2000 e como CEO e Presidente da Bradespar
S.A. de 2000 a 2001. Ele foi membro do Conselho de Administração de diversas importantes empresas no Brasil,
tais como a Companhia Paulista de Força e Luz, Companhia Siderúrgica Nacional, Latas de Alumínio–Latasa, VBC
Energia, Brasmotor, Mahle Metal Leve, Rio Grande Energia e Serra da Mesa Energia, e também foi Diretor da UGB
Participações e Vice-Presidente da ANBID – Associação Nacional dos Bancos de Investimento do Brasil. Ele é
membro do Conselho de Administração da ABB (Asea Brown Boveri), Spectra Energy Corporation e da Suzano
Petroquímica. Ele é membro do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social brasileiro (CDES), órgão
consultivo do Governo brasileiro, e membro do Conselho de Investimentos Internacionais formado para aconselhar
o Presidente da África do Sul, Dr. Thabo Mbeki. Ele, recentemente, tornou-se membro do Internacional Advisory
Committee da Bolsa de Valores de Nova York (NYSE). O Sr. Agnelli graduou-se em Economia pela Fundação
Armando Álvares Penteado, São Paulo, Brasil em 1981.
Fabio Colletti Barbosa – O Sr. Barbosa é membro de nosso Conselho de Administração desde 3 de janeiro
de 2003 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Ele é Diretor
Presidente do ABN AMRO Bank Latin America e Diretor Presidente do Banco ABN Amro Real S.A. Ele atuou
como: Diretor Presidente do ABN Amro Bank/São Paulo (1996-1998); Conselheiro de Corporate Banking &
Finance do ABN Amro Bank/São Paulo (1995-1996); Presidente da LTCB América Latina Ltda. (1992-1995), a
coligada da América Latina do Long Term Credit Bank of Japan; Diretor Executivo de Corporate Finance do
Citibank (1986-1992); e membro do Departamento de Tesouraria da Nestlé (1974-1986). O Sr. Barbosa também é
Presidente do Conselho de Administração e da Diretoria Executiva da Federação Brasileira das Associações de
Bancos (FEBRABAN). O Sr. Barbosa graduou-se em Administração de Empresa pela Fundação Getúlio Vargas –
São Paulo (1976) e obteve seu MBA no Institute for Management e Development – Lausanne / Suíça (1979).
Jorge Gerdau Johannpeter – O Sr. Johannpeter é membro de nosso Conselho de Administração desde 19
de outubro de 2001 e também é membro do Conselho de Administração da Petrobras Distribuidora S.A. - BR. Desde
1983, ele é Presidente do Grupo Gerdau, o maior produtor de aço longo das Américas. A partir de janeiro de 2007,
ele não atua mais no Comitê Executivo, mas manterá seu cargo de Presidente do Conselho de Administração do
Grupo Gerdau. Com sua liderança, o Grupo Gerdau se tornou uma empresa internacional e atualmente ocupa 14o
lugar na classificação Metal Bulletin das maiores empresas siderúrgicas do mundo. O Sr. Johannpeter participa
ativamente de esforços para aprimorar a qualidade de vida nas Américas, e especialmente no Brasil, o país onde ele
vive. Ele coordena a Ação Empresarial, um dos movimentos mais ativos no Brasil para a implementação das
reformas estruturais necessárias para o crescimento do país. Ele é líder do Programa Gaúcho da Qualidade e
Produtividade, um movimento na área de Qualidade Total com foco no aumento da eficiência de empresas e órgãos
governamentais no Rio Grande do Sul. Ele também é membro da Fundação Nacional da Qualidade - FNQ. O Sr.
Johannpeter também dirige o Movimento Brasil Competitivo, resultado de um esforço conjunto nacional entre
empresas e o governo que visa aprimorar a competitividade nos setores públicos e privados do país. Ele é o
representante brasileiro da American Society for Quality (ASQ), uma empresa que visa aprimorar os resultados
comerciais pelo intercâmbio de conhecimento. Ele é membro do Conselho de Administração e Comitê Executivo do
Internacional Iron e Steel Institute (IISI), do Conselho do Instituto Brasileiro de Siderurgia (IBS), empresa na qual
ele atuou como presidente por dois anos, bem como no Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social brasileiro
(CDES), um órgão consultivo do Governo brasileiro. O Sr. Johannpeter recebeu o título de Bacharel em Direito e
Ciências Sociais da Universidade Federal do Rio Grande do Sul, em Porto Alegre, Estado do Rio Grande do Sul,
Brasil, em 1961.
Directors of PifCo
A PifCo é administrada por um conselho de administração, consistindo em três membros, e por seus
diretores executivos. O conselho de administração é responsável por elaborar as demonstrações de final de exercício
da PifCo, convocar assembléias de acionistas e revisar e monitorar seu desempenho e estratégia financeiros. Embora
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não seja exigido pelo estatuto social da PifCo, é política da PifCo que o Presidente e todos os seus diretores
executivos sejam funcionários da Petrobras.
Os conselheiros da PifCo têm mandato indefinido e podem ser destituídos com ou sem justa causa. A tabela
a seguir estabelece certas informações sobre o conselho de administração da PifCo.
CONSELHO DE ADMINISTRAÇÃO DA PifCo
Nome
Daniel Lima de Oliveira
Marcos Antonio Silva Menezes
Nilo Carvalho Vieira Filho
Data de Nascimento
29 de dezembro de 1951
24 de março de 1952
26 de outubro de 1954
Cargo
Presidente
Conselheiro
Conselheiro
Ano de Nomeação
2005
2003
2003
Daniel Lima de Oliveira. O Sr. Lima de Oliveira é Presidente do Conselho de Administração da PifCo e
Gerente Executivo de Finanças Corporativas da Petrobras desde 1o de setembro de 2005. Antes desse cargo, ele
atuou como diretor executivo da PifCo, nomeado em 19 de abril de 2000. Ele entrou na Petrobras em 1976 como
engenheiro de abastecimento no Departamento Comercial. Em 1982 ele foi para o Departamento Financeiro, onde
trabalhou na divisão de crédito de curto prazo e atuou como Assistente do Gerente Geral. De 1984 a 1988, ele atuou
como Gerente Financeiro do escritório de Londres da Petrobras. De 1988 a 1992, o Sr. Lima de Oliveira atuou como
gerente da Braspetro. De 1992 a 1995, ele atuou como Gerente da Divisão de Crédito de Longo Prazo no
Departamento Financeiro da Petrobras. De 1995 a 1999, ele atuou como gerente financeiro do escritório de Nova
York da Petrobras. Desde de Janeiro de 2002, ele é conselheiro da Petrobras International Braspetro BV (PIB BV) e
da Braspetro Oil Services Company — BRASOIL e desde março de 2004 ele é membro do Conselho de
Administração da REFAP S/A. O Sr. Lima de Oliveira graduou-se em Engenharia Mecânica na Faculdade de
Engenharia Industrial de São José dos Campos em 1975.
Marcos Antonio Silva Menezes. O Sr. Menezes é Conselheiro da PifCo e Gerente Executivo de
Contabilidade da Petrobras desde 1998. Ele ingressou na Petrobras em 1976 e atuou como Vice-Superintendente da
ex-SEFIN –Serviços Financeiros (1995-1998). Ele atualmente atua como membro do conselho fiscal e do Comitê de
Auditoria da BRASKEM S.A. (desde 2005), bem como presidente do conselho fiscal do Instituto Brasileiro de
Petróleo e Gás (desde 1998) e da Organização Nacional das Indústrias de Petróleo — ONIP (desde 1999). Ele
também atuou como Presidente do Conselho Fiscal da Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS e como
membro do Conselho Fiscal da Companhia de Gás de Minas Gerais - GASMIG e Bahiagás. O Sr. Menezes
atualmente é Diretor da Câmara de Comércio Americano - AMCHAM/RJ e é membro da Associação Brasileira das
Companhias Abertas - ABRASCA e sua Comissão de Auditoria e Normas Contábeis - CANC. O Sr. Menezes
graduou-se em Contabilidade (1975) e em Administração de Empresa (1977) na Faculdade Moraes Júnior. Ele tem
especialização da Fundação Dom Cabral - INSEAD e título de pós-graduação em Administração Financeira da
Fundação Getúlio Vargas.
Nilo Carvalho Vieira Filho. O Sr. Vieira é Gerente Executivo da PifCo de Marketing e Trading desde 25
de junho de 2004. Ele ingressou na Petrobras em março de 1985 como Analista de Comercialização e
Abastecimento. Desde então, ele ocupou os cargos de gerente de abastecimento na Petrobras (1990-1994), chefe de
comércio externo (1995-1998), superintendente de Marketing de Abastecimento (1998-1999), Conselheiro da
Braspetro (2000-2001) e Conselheiro da Eg3 na Argentina (2002-2004). O Sr. Vieira graduou-se em Engenharia
Mecânica na Universidade Federal Fluminense do Rio de Janeiro em 1978.
Diretores Executivos da Petrobras
Nossa Diretoria Executiva, composta de um presidente e até seis diretores executivos, é responsável por
nossa administração diária. De acordo com o nosso estatuto social, o conselho de administração elege os diretores
executivos, incluindo o presidente. O presidente é escolhido entre os membros do conselho de administração. Todos
os diretores executivos são brasileiros e residem no Brasil. De acordo com nosso estatuto social, a eleição de
diretores pelo Conselho de Administração deve considerar sua qualificação pessoal, conhecimento evidente e
especialização em suas respectivas áreas. O mandato máximo dos diretores executivos é de três anos, sendo
permitida a reeleição. O conselho de administração poderá destituir qualquer diretor executivo do cargo em qualquer
136
momento com ou sem justa causa. Cinco dos atuais diretores executivos são experientes gerentes, engenheiros ou
técnicos da Petrobras.
A tabela a seguir estabelece certas informações a respeito de nossos diretores executivos:
DIRETORES EXECUTIVOS DA PETROBRAS
Nome
Data de Nascimento
Cargo
Mandato Atual
José Sérgio Gabrielli de Azevedo
3 de outubro de 1949
Presidente
Abril de 2008
Almir Guilherme Barbassa
19 de maio de 1947
Diretor Financeiro e de Relações
com Investidores
Abril de 2008
Renato de Souza Duque
29 de setembro de 1955
Diretor de Serviços
Abril de 2008
Guilherme de Oliveira Estrella
18 de abril de 1942
Diretor de Exploração e Produção
Abril de 2008
Paulo Roberto Costa
1o de janeiro de 1954
Diretor de Abastecimento
Abril de 2008
Ildo Luís Sauer
3 de setembro de 1954
Diretor de Gás e Energia
Abril de 2008
Nestor Cuñat Cerveró
15 de agosto de 1951
Diretor Internacional
Abril de 2008
J. S. Gabrielli de Azevedo. O Sr. Gabrielli é nosso Presidente desde julho de 2005 e membro de nosso
conselho de administração desde julho de 2005. Para obter informações biográficas sobre o Sr. Gabrielli, consultar
“— Conselheiros e Diretoria Executiva da Petrobras — Nosso Conselho de Administração.
Almir Guilherme Barbassa. O Sr. Barbassa é nosso Diretor Financeiro e de Relações com o Investidor
desde 22 de julho de 2005. Ele veio para a Petrobras em 1974 e trabalhou em diversas funções financeiras e de
planejamento, no Brasil e no exterior (Oriente Médio e África do Norte). De agosto de 1989 a setembro de 1992 ele
foi Gerente Financeiro da subsidiária americana em Houston, Texas, supervisionando o estabelecimento e a
consolidação da empresa, que explora e produz petróleo e gás, comercializa derivados e faz compras em todo o
mundo. A partir de abril de 1993, ele foi Diretor Financeiro da BRASPETRO, o braço internacional da Petrobras.
De julho de 1999 a 22 de julho de 2005 ele ocupou o cargo de gerente executivo de finanças corporativas e
tesouraria da Petrobras. Ele é ex-Presidente da Petrobras International Finance Co., Petrobras Finance Ltd, e
PETROBRAS Netherlands BV, empresas que realizam as atividades financeiras internacionais da PETROBRAS.
Além disso, ele foi professor no departamento de economia da Universidade Católica de Petrópolis e das Faculdades
Integradas Bennett de 1973 a 1979 e é bacharel em Economia pela Fundação Getulio Vargas do Rio de Janeiro.
Renato de Souza Duque. O Sr. Duque é nosso Diretor de Serviços desde 31 de janeiro de 2003.
Recentemente, o Sr. Duque foi membro dos conselhos de administração da Petrobras Energía Participaciones S.A. e
Petrobras Energía S.A. até abril de 2006 e é membro do conselho de administração da Petrobras Gás S.A.—
GASPETRO e Presidente da Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. Graduou-se em Engenharia Elétrica pela
Universidade Federal Fluminense e obteve o MBA pela Universidade Federal do Rio de Janeiro. Está em nossa
empresa desde 1978 como Engenheiro de Petróleo. Assumiu diversos cargos incluindo: Gerente de Recursos
Humanos na Área de Exploração e Produção, Gerente de Operações de Perfuração na Bacia de Campos, e Gerente
de Sondas de Perfuração Marítima Próprias da Petrobras.
Guilherme de Oliveira Estrella. O Sr. Guilherme Estrella formou-se me 1966 na Faculdade de Geologia da
Universidade Federal do Rio de Janeiro. Na Petrobras, ele é nosso Diretor de Exploração e Produção desde 31 de
janeiro de 2003. Ele foi funcionário da empresa de 1965 a 1994, quando se aposentou como geólogo do
Departamento de Exploração. Antes de sua aposentadoria, ele ocupou vários outros cargos, incluindo:
Superintendente Geral (1989-1993); Superintendente de Pesquisa e Desenvolvimento em Exploração, Perfuração e
Produção (1985-1989); Foi chefe da Divisão de Exploração (1981-1985); Chefe do Setor de Geoquímica Orgânica
(1981); Chefe do Setor de Interpretação das Bacias da Costa Leste do Brasil do Departamento de Exploração —
DEPEX/RJ (1978-1981); e Gerente de Exploração da Petrobras International S.A. — BRASPETRO no Iraque
(1976-1978). O Sr. Estrella também foi membro do Conselho de Administração das empresas controladas na
137
Argentina, Petrobras Energía Participaciones S.A. e Petrobras Energía S.A. até 28 de abril de 2006. Ele foi Diretor
do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás, de 1993 – 1994, e desde 2003, ele é Presidente do Conselho.
Paulo Roberto Costa. O Sr. Paulo Roberto é nosso Diretor de Abastecimento desde 14 de maio de 2004. De
1979 a 1994 ele trabalhou na instalação de plataformas e desenvolvimento da produção na bacia de Campos nas
áreas de Engenharia, Gestão de Apoio e como Superintendente da Região de Produção do Sudeste. Em 1995, ele foi
promovido a Gerente Geral da Exploração e Produção do Sul do Brasil, com responsabilidade pelas bacias de Santos
e Pelotas. Em 1996, ele se tornou gerente geral de Logística na área de E&P. De maio de 1997 a 1999, ele foi chefe
do Segmento de Gás, responsável pela comercialização de gás natural. Foi Diretor da Petrobras Gás S.A.- Gaspetro
de maio de 1999 a dezembro de 2000. De janeiro de 2001 a abril de 2003, ele foi Gerente Geral de Logística da
Petrobras no Segmento de Gás Natural. Foi Diretor da TBG - Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil
desde abril de 2003 a maio de 2004. Em 14 de maio de 2004 ele foi nomeado Diretor de Abastecimento da Petróleo
Brasileiro S.A. – Petrobras. O Sr. Paulo Roberto é formou-se Engenheiro Mecânico pela Universidade Federal do
Paraná em 1976.
Ildo Luis Sauer. Desde janeiro de 2003, o Dr. Ildo Luís Sauer é Diretor de Gás e Energia da Petróleo
Brasileiro S.A. - PETROBRAS. Ele formou-se em Engenharia Civil na Universidade Federal do Rio Grande do Sul
- UFRGS (1977). Ele também tem o título de Mestre em Ciência em Engenharia Nuclear e Planejamento de Energia
da COPPE/UFRJ – Universidade Federal do Rio de Janeiro (1981). Ele obteve o título de Ph.D. em Energia Nuclear
do MIT - Massachusetts Institute of Technology (USA) (1985). Ele é Professor pleno de Energia da USP/IEE,
Universidade de São Paulo – Instituto de Eletrotécnica e Energia, onde lecionou desde 1991. Ele supervisionou mais
de 40 teses de mestrado e Ph.D. e dissertações e publicou avaliações ascendentes de 100 documentos científicos,
artigos e livros. O Dr. Sauer prestou serviços de consultoria para Empresas privadas tais como a Microlab S.A. Ele
foi Gerente de Projeto do circuito de reator nuclear primário para o desenvolvimento do submarino nuclear da
marinha brasileira (1986 a 1989). Ele atuou como Presidente da Comissão de Pós-Graduação da Universidade de
São Paulo, e também como Coordenador dos cursos de Graduação da USP em Energia (1999 a 2003). O Dr. Sauer
recebeu o Prêmio de Personalidade de Energia pela Associação de Engenheiros de São Paulo e por fim, receber o
Prêmio de Profissional do Ano em Gás de 2003 durante o Quinto Encontro Profissional do Mercado de Gás Natural.
Durante os últimos quinze anos, ele atuou como analista e formulador de política para o setor de energia brasileiro,
principalmente no setor de energia elétrica.
Nestor Cuñat Cerveró. O Sr. Cerveró é nosso Diretor Internacional desde 31 de janeiro de 2003 e foi
membro dos conselhos de administração da Petrobras Energía Participaciones S.A. e da Petrobras Energía S.A até
abril de 2006 . Ele está na Petrobras desde 1975, tendo ocupado diversos cargos, incluindo: Gerente de Energia,
Programa de Termoelétrica; Gerente de Termoelétrica da Superintendência de Participações; assistente do
Presidente no desenvolvimento de novos empreendimentos e parcerias; e Chefe do Setor de Energia de nossa área
industrial. Ele também representou nossa empresa nos conselhos de administração de diversas empresas
termoelétrica e atuou como assessor da Presidência da Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial (CBEE)
do Ministério das Minas e Energia. O Sr. Cerveró formou-se Engenheiro Químico pela Universidade Federal do Rio
de Janeiro, e com pós-graduação em Engenharia de Processamento na Petrobras. Ele também obteve o MBA
(Administração Executiva) na Fundação Getúlio Vargas – FGV.
Diretores Executivos da PifCo
Todos os atuais diretores executivos são diretores experientes da Petrobras, algum deles atuaram nos
conselhos de administração de empresas subsidiárias da Petrobras e em escritórios de representação no exterior. Os
diretores executivos trabalham como uma diretoria e são responsáveis pelo gerenciamento diário da PifCo. O
mandato dos diretores executivos é por tempo indefinido e eles podem ser destituídos por justa causa ou não. A
tabela a seguir apresenta certas informações relativas aos diretores executivos da PifCo:
A tabela a seguir apresenta certas informações relativas aos diretores executivos da PifCo.
138
DIRETORES EXECUTIVOS DA PifCo
Nome
Daniel Lima de Oliveira
Guilherme Pontes Galvão França
Sérvio Túlio da Rosa Tinoco
Mariângela Monteiro Tizatto
Nilton Antônio de Almeida Maia
Gérson Luiz Gonçalves
Ana Claudia Medeiros Borges
Data de Nascimento
29 de dezembro de 1951
18 de janeiro de 1959
21 de junho de 1955
9 de agosto de 1960
21 de junho de 1957
29 de setembro de 1953
27 de dezembro de 1967
Cargo
Presidente
Diretor Comercial
Diretor Financeiro
Diretora de Contabilidade
Diretor Jurídico
Diretor de Auditoria
Secretária
Ano de
Nomeação
2005
2005
2005
1998
2000
2000
2006
Daniel Lima de Oliveira – O Sr. Lima de Oliveira é Presidente da PifCo e Diretor Executivo de Finanças
Corporativas da Petrobras desde 1o de setembro de 2005. Para obter informações biográficas sobre o Sr. Lima de
Oliveira, consultar “— Conselheiros e Diretoria Executiva da Petrobras — Conselho de Administração da PifCo.”
Guilherme Pontes Galvão França. O Sr. França tornou-se diretor executivo da PifCo em 7 de março de
2005. Ele é Diretor Comercial desde 1o de outubro de 2005. Ele incorporou-se à Petrobras em 1982 e trabalhou
como Analista de Comercialização e Abastecimento na área logística de 1982 a 1990. Em 1990, se foi transferido
para a área de comércio com especialização em Lubrificantes e óleo combustível. De 1993 a 2000, o Sr. França
atuou como Gerente de Vendas Domésticas de Produtos Especiais. De 2001 a 2004, ele atuou como Gerente de
Vendas Nacionais e Comércio de GLP e Gerente de Abastecimento e Comércio de Produtos de Limpeza em 2005. O
Sr. França formou-se em Engenharia Química pela Universidade Federal do Rio de Janeiro em 1981.
Sérvio Túlio da Rosa Tinoco. O Sr. Tinoco tornou-se diretor executivo da PifCo em 1o de setembro de
2005. O Sr. Tinoco é diretor financeiro da PifCo. Integrou-se à Petrobras em 1993 como Economista no
Departamento Financeiro. Desde 2000, ele é Gerente da Divisão de Finanças Corporativas. De 1996 a 1999, ele
atuou como Gerente de Transações de Trade Finance, Garantias e Câmbio. De 1995 a 1996, ele atuou como
Gerente de Crédito e Cobrança. De 1999 a 2000, ele atuou como Gerente financeiro do escritório de Nova York da
Petrobras. O Sr. Tinoco formou-se em Economia pela Universidade Oswaldo Cruz, São Paulo em 1978 e obteve um
MBA pela Fundação Getúlio Vargas, São Paulo, em 1983, parcialmente concluído com um ano no Institut Supérieur
des Affaires – ISA/HEC, França.
Mariângela Monteiro Tizatto. A Sra. Tizatto é Diretora de Contabilidade da PifCo desde 4 de abril de
1998. Ela integrou-se à Petrobras em 1989 como contadora no Departamento de Contabilidade. Desde 1999, ela atua
como Gerente Geral da Petrobras para Operações de Contabilidade. De 1990 a 1995, ela foi Gerente do Sistema de
Contabilidade Consolidada da Petrobras, e de 1995 a 1999, ela atuou como Gerente de Contabilidade Corporativa da
Petrobras. Antes de integrar-se à Petrobras, a Sra. Tizatto foi Diretora de Auditoria da Deloitte Touche Tohmatsu,
onde trabalhou por sete anos. A Sra. Tizatto é bacharel em Contabilidade pela Universidade Cândido Mendes e
obteve MBA Executivo pela COPPEAD – Universidade Federal do Rio de Janeiro. Ela também foi professora de
Contabilidade Avançada na Universidade Moraes Junior no Rio de Janeiro (1990). A Sra. Tizatto foi membro do
Conselho Fiscal da Companhia Potiguar de Gás – POTIGAS, de 2003 a 2004; da Petrobras Gás S/A – GASPETRO
durante 2005; e Consultora Fiscal suplente da Fundação Petrobras de Seguridade Social – PETROS durante 2003 e
2004. Ela é membro do Conselho Fiscal da Petrobras Distribuidora S.A. – BR e desde 1995 ela é membro da
Comissão de Auditoria e Normas Contábeis da ABRASCA – Associação Brasileira das Companhias Abertas.
Nilton Antônio de Almeida Maia. O Sr. Maia atuou como Diretor Jurídico da PifCo desde 19 de abril de
2000. Ele integrou-se à Petrobras em 1984 como auditor interno. Ele atuou como consultor fiscal do departamento
Jurídico da Petrobras, e desde o início de 2000, ele é Gerente Geral da Divisão de Finanças e Tributos. O Sr. Maia
atualmente também atual como Gerente Executivo Jurídico da Petrobras. Ele concluiu a pós-graduação em Direito,
com especializações em energia e direito tributário, na Universidade Cândido Mendes e Universidade Estácio de Sá.
Gerson Luiz Gonçalves. O Sr. Gonçalves atuou como Diretor de Auditoria da PifCo desde 19 de abril de
2000. Ele entrou para o Departamento de Auditoria Interna da Petrobras em 1976 e é Gerente Executivo da
Petrobras para Auditoria Interna nos últimos seis anos. Ele é responsável por todas as atividades de controle contábil
interno da Petrobras. O Sr. Gonçalves é membro do Instituto dos Auditores Internos do Brasil (AUDIBRA) e do
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Institute of Internal Auditors (IIA) [Instituto dos Auditores Internos] dos Estados Unidos. Ele é formou-se em
Contabilidade na Universidade de São Paulo – USP em 1975.
Ana Claudia Medeiros Borges. A Sra. Borges é bacharel em Economia pela Universidade Gama Filho,
Brasil e Pós-graduada em Administração Estratégica pela Universidade Candido Mendes. A Sra. Borges atua como
Secretária da PifCo desde março de 2006. Ela veio para a Petrobras International S.A. – BRASPETRO em 1998
como economista. Em 2000 ela mudou para o nosso Departamento Financeiro e uniu-se à Seção de Controle de
Financiamento de Plataformas, onde trabalhou até 2002. A Sra. Borges atuou como Coordenadora de Informações
Contábeis de 2002 a 2006. Ela é Coordenadora de Negócios da PifCo desde abril de 2006. Desde março de 2006,
ele também é membro do Conselho Fiscal da Petrobras Química S.A. – PETROQUISA.
Remuneração
Petrobras
Em 2006 o valor total da remuneração que pagamos para todos os membros do conselho de administração e
diretores executivos foi de aproximadamente US$ 3 milhões.
Além disso, os membros do conselho e da diretoria executiva recebem certos benefícios adicionais,
geralmente fornecido para os nossos funcionários e suas famílias, tal como assistência médica, pagamento de
despesas educacionais e benefícios de previdência social complementares.
Não celebramos contratos de trabalho com nossos conselheiros que prevejam benefícios por ocasião da
rescisão do vínculo empregatício. Não possuímos comitê de remuneração e sucessão na forma de comitê consultivo.
Vide “— Comitês Consultivos — Petrobras.”
PifCo
Os conselheiros e diretores executivos da PifCo são pagos pela Petrobras por suas funções como
funcionários da Petrobras, mas não recebem nenhum tipo de remuneração adicional, pensão ou outros benefícios da
PifCo ou Petrobras pelo exercício de suas funções como conselheiros ou diretores da PifCo, conforme for o caso.
Titularidade das Ações
Petrobras
Em 31 de maio de 2007, os membros de nosso conselho de administração, nossos diretores executivos,
membros do nosso conselho fiscal e os membros de suas famílias, como um grupo, detinham de forma beneficiária,
em conjunto, um total de 9.904 ações ordinárias e 27.792 ações preferenciais da nossa empresa. Conseqüentemente,
em bases individuais e como um grupo, nossos conselheiros, diretores executivos e membros do nosso comitê fiscal
e membros próximos de suas famílias detinham de forma beneficiária menos de um por cento de qualquer classe de
nossas ações. As ações de propriedade dos nossos conselheiros, diretores executivos, membros do conselho fiscal e
membros próximos de suas famílias têm o mesmo direito a voto que as ações do mesmo tipo e classe que são detidos
por nossos outros acionistas. Nenhum dos conselheiros, diretores executivos, membros do conselho fiscal ou
membros de suas famílias imediatas detêm quaisquer opções de compra de ações ordinárias ou ações preferenciais.
A Petrobras não tem plano de opção de ações para seus conselheiros, diretores e funcionários.
PifCo
Em 31 de dezembro de 2006, o capital social da PifCo era composto por 300,050,000 ações ordinárias.
Todas as ações ordinárias emitidas e em circulação da PifCo são detidas por nós.
Conselho Fiscal
Estabelecemos um conselho fiscal permanente, em conformidade com as disposições aplicáveis da Lei de
Sociedades Anônimas, composto de até cinco membros. Conforme exigido pela Lei de Sociedades Anônimas, o
nosso conselho fiscal é independente da nossa administração e dos nossos auditores externos. As responsabilidades
do conselho fiscal incluem, entre outras: (i) atividades de monitoramento da administração e (ii) revisão dos nossos
140
relatórios anuais e demonstrações financeiras. Os membros e respectivos suplentes são eleitos pelos acionistas na
assembléia geral ordinária. Os detentores de ações preferenciais sem direito de voto e os acionistas ordinários
minoritários têm, cada qual, o direito, como uma classe, de eleger um membro e respectivo suplente para o conselho
fiscal. O Governo Federal tem o direito de nomear a maioria dos membros do conselho fiscal e seus suplentes. Um
desses membros e seu respectivo suplente são nomeados pelo Ministério da Fazenda representando o Tesouro
Nacional. Os membros do conselho fiscal são eleitos em nossa assembléia geral ordinária de acionistas para exercer
um mandato de um ano, sendo permitida a reeleição.
A tabela a seguir relaciona os atuais membros do conselho fiscal:
CONSELHO FISCAL
Nome
Marcus Pereira Aucélio
Erenice Alves Guerra
Túlio Luiz Zamin
Nelson Rocha Augusto
Maria Lúcia de Oliveira Falcón
Ano da Primeira
Nomeação
2005
2006
2003
2003
2003
A tabela a seguir relaciona os membros suplentes do conselho fiscal:
Nome
Eduardo Coutinho Guerra
Marcelo Cruz
Edison Freitas de Oliveira
Maria Auxiliadora Alves da Silva
Celso Barreto Neto
Ano da Primeira
Nomeação
2005
2006
2002
2003
2002
Comitê de Auditoria Petrobras
Temos um comitê de auditoria que assessora nosso conselho de administração composto exclusivamente de
membros do nosso conselho de administração.
Em 17 de junho de 2005, nosso Conselho de Administração aprovou a criação de nosso comitê de auditoria
para cumprir as exigências de comitê de auditoria da lei Sarbanes-Oxley de 2002 e a Regra 10A-3 da Lei de
Mercados de Capitais 1934.
O comitê de auditoria é responsável por, entre outras coisas: (1) fazer recomendações a nosso Conselho de
Administração com relação à nomeação, remuneração e contratação de nosso auditor independente; (2) ajudar na
resolução de conflitos entre a administração e o auditor independente no que se refere às nossas demonstrações
financeiras; e (3) estabelecer procedimentos para a recepção, retenção e tratamento de reclamações referentes a
questões contábeis, de controle interno e autoria, incluindo procedimentos para apresentação confidencial e
anônima, por parte dos funcionários, de receios a respeito de questões contábeis ou de auditoria questionáveis. Em
16 de dezembro de 2005, o estatuto de nosso comitê de auditoria foi alterado para atender às exigências de comitê de
auditoria da Lei Sarbanes-Oxley de 2002 e a Norma 10A-3 da Lei de Mercado de Capitais de 1934, incluindo a
incorporação dos poderes estabelecidos acima.
Os atuais membros de nosso Comitê de Auditoria são os Conselheiros Fabio Colletti Barbosa, Francisco
Roberto de Albuquerque e Arthur Antonio Sendas. Todos os membros de nosso comitê de auditoria são
independentes, conforme definido no 17 CRF 240.10A-3.
Outros Comitês Consultivos
O estatuto da Petrobras também prevê a criação de um Comitê de Remuneração e Sucessão e de um Comitê
de Meio Ambiente.
141
PifCo
A PifCo não tem nenhum comitê em seu conselho de administração.
Funcionários e Relações Trabalhistas
Petrobras
A empresa tinha 62.266 funcionários em 31 de dezembro de 2006, em comparação com os 53.904
funcionários em 31 de dezembro de 2005 e os 52.037 em 31 de dezembro de 2004. O aumento no número de
funcionários em 2006 é, principalmente, resultado da implementação de uma política de contratação destinada a
satisfazer a nossa demanda de mais funcionários.
Dos 62.266 funcionários da Petrobras em 31 de dezembro de 2006, a controladora empregava 47.955, dos
47.955 empregados 32.265 ocupavam posições de nível médio relacionados ao suporte operacional e administrativo,
e 14.809 trabalhavam como funcionários de nível superior nas áreas de engenharia e administração. Os 881
funcionários restantes da controladora eram funcionários marítimos. 69% da equipe de funcionários da controladora
estão localizados na região Sudeste do Brasil, 25% na região Nordeste e os 6% remanescentes em outras localidades.
As despesas relacionadas a funcionários da controladora totalizaram aproximadamente R$ 4.776 milhões
(US$ 2.234 milhões) em 2006, R$ 4.166 milhões (US$ 1.711 milhões) em 2005 e R$ 3.546 milhões (US$ 1.212
milhões) em 2004. Durante 2006, essas despesas representaram 67% de nossas despesas consolidadas com
funcionários.
Anualmente, negociamos acordos coletivos com a Federação Única dos Petroleiros, o sindicato ao qual os
nossos funcionários em terra estão afiliados, e com o Sindicato dos Trabalhadores Marítimos, o sindicato ao qual os
nossos trabalhadores marítimos estão afiliados. Em 8 de dezembro de 2006, assinamos uma alteração ao Acordo
Coletivo de 2005 para nossos funcionários em terra para alterar certas cláusulas econômicas do contrato. Essas
novas cláusulas econômicas são retroativas até 1o de setembro de 2006, e são válidas até 31 de agosto de 2007. As
cláusulas sociais do Contrato, negociadas em 2005, também são válidas até 31 de agosto de 2007. O acordo coletivo
com o sindicato de funcionários marítimos foi assinado em 9 de maio de 2007. Esse contrato é retroativo até 1o de
novembro de 2006, e é válido até 31 de outubro de 2007.
De acordo com os novos termos do acordo coletivo para nossos funcionários em terra, acordamos um
aumento salarial de 2,80%, que reflete a inflação nesse período, conforme mensurado pelo Índice do Custo de Vida
(ICV – DIEESE), e concedemos um aumento um nível na tabela salarial a todos os funcionários. Também
concedemos um pagamento extra a todos os nossos funcionários no valor de 80% de seu salário mensal.
Consideramos nossos relacionamentos com nossos funcionários e com a Federação Unificada dos Trabalhadores de
Petróleo e o sindicato de funcionários marítimos bons e respeitáveis.
Não tivemos greves trabalhistas importantes desde 1995. Gastamos aproximadamente R$ 328,7 milhões
(US$ 151,1 milhões) com treinamento de funcionários em 2006 em nossos centros de treinamento, em comparação
com R$ 311,9 milhões (US$ 128,1 milhões) em 2005.
Com a promulgação da Lei do Petróleo e o surgimento de concorrentes no setor de petróleo brasileiro,
desenvolvemos um plano estratégico para conceder incentivos visando atrair novos funcionários e conservar os
funcionários existentes. Como parte dos nossos incentivos aos funcionários, temos promoções por mérito e,
conforme permitido pela lei brasileira, um plano de participação nos lucros com critérios pré-determinados. De
acordo com esse plano, o valor da participação nos lucros é determinado por nosso Conselho de Administração e a
forma de distribuição é determinada por negociação com os sindicatos que representam nossos funcionários.
Entretanto, de acordo com as leis brasileiras, o plano de participação nos lucros estará sujeito a um limite anual igual
a 25% do total de dividendos proposto para o exercício.
As nossas distribuições de participação nos lucros para os nossos funcionários em todo o Grupo Petrobras
somaram R$ 1.197 milhões (US$ 560 milhões) em 2006, R$ 1.006 milhões (US$ 430 milhões) em 2005 e R$ 783
milhões (US$ 295 milhões) em 2004. Em nossa assembléia geral ordinária de acionistas realizada em 2 de abril de
2007, nossos acionistas aprovaram uma distribuição de participação nos lucros para os funcionários da Petrobras
142
(excluindo as subsidiárias) de R$ 993 milhões (US$ 465 milhões) em 2006. Nossas subsidiárias aprovaram uma
distribuição de participação nos lucros total para seus funcionários de R$ 204 milhões (US$ 95 milhões) em suas
assembléias gerais ordinárias de acionistas em abril de 2007.
Planos de Pensão e Saúde
Patrocinamos um plano de pensão de benefício definido, denominado PETROS, que cobre
aproximadamente 60,4% de nossos funcionários. O principal objetivo do PETROS é complementar os benefícios da
previdência social dos nossos funcionários, bem como os funcionários de nossas subsidiárias e coligadas brasileiras,
de outras empresas e do próprio PETROS. Os funcionários que participam fazem contribuições obrigatórias
mensais. Nossa política de provisão de recursos histórica consiste em fazer contribuições anuais para o plano no
valor determinado por avaliações atuariais. As contribuições destinam-se a oferecer não apenas os benefícios
atribuídos a serviços prestados até o presente momento, como também aqueles que se espera auferir no futuro.
Pagamos benefícios de US$ 713 milhões em 2006, em comparação com benefícios no valor de US$ 570 milhões em
2005. Fizemos contribuições totalizando US$ 187 milhões em 2006, em comparação com US$ 155 milhões em
2005. Registramos um passivo de US$ 4.843 milhões em 2006, US$ 3.833 milhões em 2005, US$ 3.081 milhões em
2004 , em razão do valor atuarial excedente de nossa obrigação de fornecer benefícios futuros sobre o valor justo
dos ativos do plano utilizados para satisfazer essa obrigação. Vide a Nota Explicativa 16 às nossas demonstrações
financeiras consolidadas auditadas.
Além disso, algumas de nossas subsidiárias consolidadas, incluindo a PEPSA e a Liquigás, têm seus
próprios planos de benefício definido.
Como o plano PETROS não está admitindo novos participantes desde 9 de agosto de 2002, os funcionários
contratados desde essa data estão cobertos por apólices de seguro específicas, e continuarão cobertos por essas
apólices até que possamos oferecer a eles um plano de pensão complementar.
Em 2003, formamos uma força tarefa com representantes da Federação Única dos Petroleiros (FUP) e com
o PETROS, entre outros, para avaliar alternativas para um novo modelo para nosso plano de pensão complementar,
incluindo análises de acordos negociados para a liquidação dos déficits atuariais.
Estamos trabalhando para desenvolver propostas com o sindicado dos petroleiros e outros representantes,
para avaliar alternativas para um novo modelo para nosso plano de pensão complementar. Realizamos reuniões com
essas empresas para considerar questões relacionadas ao Plano Petros e quando a proposta para um novo plano será
concluída. Um de nossos principais objetivos das negociações foi definir uma solução para o déficit técnico do
Plano Petros e também para resolver os problemas de questões estruturais e de diagnóstico levantadas nos estudos
do sindicato e da FUP, sempre cumprindo os limites impostos pelas leis brasileiras.
Em 19 de abril de 2006, a Empresa, visando chegar a um acordo a respeito do Plano de Pensão
Complementar, apresentou aos participantes ativos e aposentados uma proposta para trazer um equilíbrio para o
atual plano PETROS.
A assinatura da proposta apresentada pelo Conselho Executivo da Empresa esteve sujeita a diversas
condições, inclusive a renegociação dos Regulamentos do Plano PETROS, com relação aos meios de reajuste de
benefícios e pensões, considerando uma taxa significativa de acesso individual de funcionários e dependentes.
Em 28 de fevereiro de 2007, a meta de renegociação foi atingida e a proposta apresentada pela Empresa
entrou em vigor, e a PETROS está calculando os valores a serem financiados pelos patrocinadores, que reduzirá o
déficit do Plano PETROS, conforme estabelecido pela legislação de pensões brasileira.
Como a meta foi atingida, a proposta apresentada pela Empresa entrou em vigor, a qual alterou duas
condições do plano: i) os aumentos de salário de funcionários ativos não serão mais repassados para funcionários
aposentados, que terão o direito à indexação à inflação (IPCA); e ii) eventuais reduções em pensões oferecidas pelo
plano governamental não serão mais absorvidas pela PETROS. Essas alterações não afetarão de forma substancial a
obrigação de benefícios projetada.
143
Como compensação pela aceitação da renegociação, em março de 2007, os participantes, aposentados e
pensionistas receberam o total do incentivo financeiro de US$ 498 milhões.
Dois processos judiciais principais foram movidos por alguns pensionistas contra o PETROS em virtude: i)
da redução da idade mínima para receber benefícios para funcionários que entraram na Petrobras em 1978/1979 e;
ii) da falta da mesma cobertura de pensão governamental para viúvas. A Petrobras está aguardando a conclusão
desses processos para determinar se as solicitações levadas ao tribunal devem ser incluídas no cálculo das premissas
atuariais e se deve considerar alternativas para financiar o plano de pensão em caso de perda.
Em 20 de outubro de 2006, nosso Conselho de Administração aprovou a introdução do Plano PETROS 2
para funcionários que atualmente não têm plano de pensão. O Novo Plano de Pensão Complementar foi formulado
de acordo com o Modelo de Contribuição Variável. Nesse modelo, as contribuições são capitalizadas na conta da
pessoa, e os benefícios de pensão são estabelecidos de acordo com os saldos de conta. Esse plano também inclui os
benefícios de risco com cobertura para doença, incapacidade e morte, e uma renda vitalícia. O Plano PETROS 2
também inclui um benefício mínimo para pagamento de anuidades, que garante a cobertura do benefício para
garantir que ele não tenha um valor monetário inferior a 30% do salário de contribuição médio. Em 20 de dezembro
de 2006, o Departamento de Coordenação e Controle das Empresas Estatais (DEST) decidiu aprovar o Plano
PETROS 2 proposto, que também foi aprovado em 5 de janeiro de 2007 pelo Ministério das Minas e Energia.
Em 19 de janeiro de 2007, o Conselho de Administração do PETROS aprovou o Plano PETROS 2, que
será encaminhado para avaliação e declaração pela Secretaria de Previdência Complementar - SPE, para a aprovação
final adequada, ocasião na qual pode ser oferecido aos funcionários que não forem atualmente cobertos por um
plano de pensão complementar patrocinado pela Empresa. De acordo com o SFAS no 87 – Contabilidade de
Empregadores para Pensões ("SFAS 87") o novo plano é considerado um plano de pensão com benefício definido e
o passivo relacionados aos futuros benefícios será calculado em uma base anual por um atuário independente e será
registrado como componente dos passivos das empresas patrocinadoras.
Mantemos um plano de assistência médica (AMS), que oferece benefícios definidos e cobre todos os
funcionários (ativos e inativos) juntamente com os seus dependentes. Administramos o plano, com a contribuição de
valores fixos dos funcionários para cobrir os riscos principais e uma parte dos custos relacionados a outros tipos de
cobertura em conformidade com a tabela de participação definida por determinados parâmetros, incluindo níveis
salariais.
O nosso compromisso relacionado aos benefícios futuros aos participantes do plano é calculado anualmente
por um atuário independente, com base no método da União de Crédito Projetado. O plano de assistência médica
não é financiado ou garantido de outra forma por ativos. Ao invés disso, efetuamos pagamentos de benefícios com
base nos custos anuais incorridos pelos participantes do plano.
Até 2006, os ganhos e perdas atuariais, relacionados ao plano de assistência médica, gerados pelas
diferenças entre os valores da obrigação determinados com base nas projeções e os valores reais, foram
respectivamente incluídos ou excluídos ao definir a obrigação atuarial líquida.
Em 31 de dezembro de 2006, de acordo com o SFAS 158 (Vide a Nota Explicativa 16(d) às nossas
demonstrações financeiras), os ganhos e perdas atuariais gerados pelas diferenças entre os valores da obrigação
determinada com base nas projeções e os valores reais, estão respectivamente incluídos ou excluídos do cálculo da
obrigação atuarial e registrados como “Ajustes de reservas de benefícios pós-aposentadoria líquidos de imposto –
custos de assistência médica”, como Outros Resultados Abrangentes Acumulados, no patrimônio líquido. Os ganhos
e perdas registrados como Outros Resultados Abrangentes Acumulados são amortizados durante o período médio de
serviço restante dos funcionários ativos.
Mediante a adoção do SFAS 158, em 31 de dezembro de 2006 os passivos relacionados a assistência
médica aumentaram US$ 1.495 e o patrimônio líquido diminuiu US$ 987, líquido de impostos de renda.
Em 15 de dezembro de 2006, implementamos o Benefício Farmácia, que prevê termos especiais na
aquisição de certos medicamentos pelos membros da AMS nas farmácias participantes, localizadas em todo o Brasil.
Vide o Item 5. “Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras — Políticas Contábeis Essenciais e Estimativas
— Benefícios de Pensão e Outros Benefícios Pós-Aposentadoria”.
144
PifCo
Com exceção dos 25 funcionários da PEL, o quadro de funcionários da PifCo consiste unicamente em
funcionários da Petrobras, e a PifCo conta com a Petrobras para prover todas as funções administrativas.
ITEM 7.
PRINCIPAIS ACIONISTAS E OPERAÇÕES COM PARTES RELACIONADAS
Principais Acionistas
Petrobras
Nosso capital social é composto de ações ordinárias e ações preferenciais, todas sem valor nominal. No dia
31 de maio de 2007, havia 2.536.673.672 ações ordinárias em circulação e 1.850.364.698 ações preferenciais em
circulação.
Em 22 de julho de 2005 nossos acionistas aprovaram uma deliberação para desdobrar cada ação do nosso
capital em quatro ações. Como resultado do desdobramento de ações, a relação de nossos ADRs de ações ordinárias
e ações preferenciais mudou para quatro ações para um ADR. O desdobramento de ações e a alteração da relação de
ADR entraram em vigor em 1o de setembro de 2005.
Nos termos da Lei das Sociedades Anônimas, e alterações posteriores, o número de ações sem direito a
voto da nossa empresa não pode exceder dois terços do número total de ações. O governo brasileiro é obrigado por
lei a deter no mínimo a maioria de nossas ações com direito a voto, sendo atualmente detentor de 55,7% de nossas
ações ordinárias, nossas únicas ações com direito a voto. O governo brasileiro não possui nenhum direito a voto
especial, exceto o direito de sempre indicar a maioria do Conselho de Administração, e não obstante o direito dos
acionistas minoritários elegerem conselheiros conforme estabelecido em nosso estatuto.
A tabela a seguir mostra as informações referentes à titularidade de nossas ações ordinárias e ações
preferenciais em 31 de maio de 2007 pelo governo brasileiro, por certas instituições do setor público e por nossos
diretores e conselheiros, como um grupo. Não temos conhecimento de qualquer outro acionista que detenha 5% ou
mais de nossas ações ordinárias.
Acionista
Governo brasileiro..........................................................................
BNDES Participações S.A.- BNDESPAR ................................
Outras empresas do setor público brasileiro................................
Todos os conselheiros e diretores executivos como um
Grupo (15 pessoas) ........................................................................
Outros..............................................................................................
Total................................................................................................
Ações
Ordinárias
1.413.258.228
47.246.164
1.779.280
%
55,7
1,9
0,1
9.904
1.074.380.096
2.536.673.672
42,3
100,0
Ações
Preferenciais
287.023.667
775.072
15,5
0,04
Total de
Ações
1.413.258.228
334.269.831
2.554.352
27.792
1.562.538.167
1.850.364.698
84,5
100,0
37.696
2.636.918.263
4.387.038.370
%
%
32,2
7,6
0,1
60,1
100,0
Em 31 de maio de 2007, aproximadamente 37,2% de nossas ações preferenciais e aproximadamente 27,6%
de nossas ações ordinárias eram detidas registradas nos Estados Unidos, diretamente ou na forma de American
Depositary Shares. Em 31 de maio de 2007, tínhamos aproximadamente 171.938.924 detentores registrados de
ações preferenciais ou American Depositary Shares representativas de ações preferenciais, e aproximadamente
175.050.997 detentores registrados de ações ordinárias, ou American Depositary Shares representativas de ações
ordinárias nos Estados Unidos. A relação de nossos ADRs representativos de ações ordinárias e preferenciais é de
quatro ações para um ADR. Essa relação foi alterada pelo desdobramento de ações em vigor em 1o de setembro de
2005.
PifCo
Em 31 de dezembro de 2006, o capital social da PifCo era composto por 300.050.000 ações ordinárias. A
Petrobras é detentora de todas as ações emitidas e em circulação da PifCo.
145
Operações da Petrobras com Partes Relacionadas
Conselho de Administração
As operações diretas com membros de nosso conselho de administração ou nossos diretores executivos
requerem a aprovação do nosso conselho de administração. Nenhum dos membros de nosso conselho de
administração, nossos diretores executivos ou membros de sua família imediata teve uma participação direta em
qualquer transação que efetuamos que seja, ou tenha sido, incomum em sua natureza ou condições, ou significativa
para nossa empresa durante o exercício em curso ou durante os três exercícios financeiros imediatamente anteriores,
ou durante qualquer exercício financeiro prévio, que permaneça sob qualquer aspecto pendente ou não realizada.
Além disso, não participamos de nenhuma operação com partes relacionadas que seja, ou tenha sido, incomum em
sua natureza ou condições, durante o exercício financeiro em curso ou durante os três exercícios financeiros
imediatamente anteriores, e nenhuma operação foi proposta que fosse significativa para nossos negócios.
Não há empréstimos pendentes ou garantias para com os membros de nosso conselho de administração,
nossos diretores executivos ou a qualquer membro de suas famílias imediatas.
Para obter uma descrição das ações detidas de forma beneficiária pelos membros de nosso conselho de
administração e dos membros da suas famílias imediatas, consultar o Item 6 “Conselheiros, Diretoria Executiva e
Funcionários — Titularidade das Ações.”
Governo Brasileiro e PETROS
Dedicamo-nos a várias operações no curso normal dos negócios com o nosso acionista controlador, o
governo brasileiro, e com outras empresas controladas por ele, inclusive financiamentos do BNDES e operações
bancárias, de gestão de ativos ou outras operações com o Banco do Brasil S.A. As operações com o Banco do Brasil
mencionadas acima tinham, o valor líquido de US$ 4.497 milhões , em 31 de dezembro de 2006 . (Vide a Nota
Explicativa 24 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.) Em 31 de dezembro de 2006, tínhamos
uma conta a receber (a Conta de Petróleo e Álcool) do governo brasileiro, nosso acionista controlador, de US$ 368
milhões garantidos por uma conta de depósito bloqueado de US$ 53 milhões. Vide o Item 4. “Regulamentação do
Setor de Petróleo e Gás no Brasil — A Conta de Petróleo e Álcool”. (Vide a Nota Explicativa 24 às nossas
demonstrações financeiras consolidadas auditadas.)
Também temos depósitos restritos feitos por nós, que servem como garantia para processos judiciais
envolvendo o governo brasileiro. Em 31 de dezembro de 2006, esses depósitos totalizaram US$ 676 milhões. (Vide
a Nota Explicativa 24 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.)
Além disso, segundo a Legislação brasileira, só podemos investir em títulos emitidos pelo governo
brasileiro no Brasil. Essa restrição não se aplica aos investimentos fora do Brasil. Em 31 de dezembro de 2006, o
valor desses títulos do governo, adquiridos diretamente e detidos pela Petrobras, era de US$ 67 milhões. (Vide a
Nota Explicativa 24 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.)
Também contabilizamos operações de partes relacionadas com a PETROS, basicamente compostas de
títulos do governo, adiantados por nós para compor os ativos do plano. Em 31 de dezembro de 2006, o valor desses
títulos era de US$ 479 milhões. Além disso, a PETROS também faz investimentos diretos em títulos do governo.
(Vide a Nota Explicativa 24 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.)
Para obter informações adicionais relacionadas às nossas principais operações com partes relacionadas,
consultar a Nota Explicativa 24 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas.
Operações da PifCo com Partes Relacionadas
Por ser uma subsidiária integral de nossa propriedade, a PifCo mantém diversas operações com a Petrobras
e com outras empresas coligadas no andamento normal dos negócios. O principal negócio da PifCo é servir como
intermediária entre a Petrobras e outros fornecedores de petróleo, comprando petróleo e derivados de fornecedores
internacionais e os revendendo para a Petrobras, em dólares americanos com pagamento diferido, a um preço que
146
representa um ágio para compensar os custos de financiamento da PifCo. Substancialmente todas as receitas da
PifCo são geradas pelas operações que mantém conosco.
Desde o início da PifCo, não há, nem foram propostas, operações relevantes com quaisquer diretores ou
conselheiros da PifCo. Não há empréstimos concedidos pela PifCo a seus conselheiros e diretores.
As operações da PifCo com partes relacionadas em 2006 e 2005 resultaram nos saldos abaixo:
31 de dezembro de 2006
31 de dezembro de 2005
Passivos
Ativos
Passivos
Ativos
(em milhões de dólares norte-americanos)
Ativo
Circulante
Contas a receber..............................................
Títulos a receber (1)........................................
Títulos negociáveis .........................................
Pré-pagamento de exportação ........................
Outros ..............................................................
Outros realizáveis a longo prazo
Títulos negociáveis .........................................
Títulos a receber..............................................
Pré-pagamento de exportação ........................
Passivo
Circulante
Contas a pagar a fornecedores .......................
Contas a pagar (1) ..........................................
Receita a receber .............................................
Exigível a longo prazo
Títulos a pagar (1) ..........................................
Total.................................................................................
Circulante ........................................................................
A longo prazo..................................................................
(1)
10.658,9
6.114,7
627,3
67,8
1,5
—
—
—
—
—
8.681,1
3.329,3
—
414,5
1,5
—
—
—
—
—
1.151,6
239,7
464,4
—
—
—
2.165,7
580,0
529,4
—
—
—
—
—
—
1.142,9
5.386,8
248,7
—
—
—
950,7
4.346,1
176,5
—
19.325,9
17.470,2
1.855,7
7.441,7
14.220,1
6.778,4
7.441,7
—
15.701,5
12.426,4
3.275,1
3.734,1
9.207,4
5.473,3
3.734,1
Os títulos a receber da PifCo da Petrobras e pagáveis para a Petrobras incorrem juros à taxa LIBOR mais 3,0% ao ano.
147
As principais transações da PifCo com partes relacionadas são as seguintes:
2006
Receita
Vendas de petróleo e derivados e
serviços
PETROBRAS ..............................
REFAP S.A. ................................
Petrobras America, Inc.—PAI....
BR Distribuidora .........................
EG3 S.A. .....................................
PESA ............................................
Petrobras Bolívia .........................
Petrobras Paraguay Distribución
Custo de vendas
PETROBRAS ..............................
Petrobras America, Inc.—PAI....
Braspetro Oil Services
Company—BRASOIL ...........
Companhia MEGA S.A. ............
Eg3 S.A. ......................................
PESA ............................................
PIB B.V. ......................................
PEBIS...........................................
REFAP .........................................
Ecuadortlc S.A. ...........................
Petrobras Colombia .....................
Outros...........................................
Despesa de vendas, gerais e
administrativas
PETROBRAS ..............................
Outros...........................................
Receita financeira
PETROBRAS ..............................
REFAP S.A. ................................
Braspetro Oil
Company—BOC ....................
Braspetro Oil Services
Company—BRASOIL ...........
PIB B.V........................................
PNBV ...........................................
AGRI BV .....................................
Outros...........................................
Despesas financeiras
PETROBRAS ..............................
Outros...........................................
Outras Receitas e Despesas
PNBV ...........................................
Total.....................................................
ITEM 8.
Exercício findo em 31 de dezembro de
2005
2004
(em milhões de dólares norte-americanos)
Despesa
Receita
Despesa
Receita
Despesa
9.729,9
1.484,1
2.967,8
—
—
47,4
5,8
1,5
—
—
—
—
—
—
—
—
7.025,7
1.405,1
5.487,9
1,8
—
49,5
4,4
—
—
—
—
—
—
—
—
—
6.374,3
972,1
2.734,5
3,5
12,9
21,1
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
(6.044,3)
(227,2)
—
—
(5.931,6)
(459,4)
—
—
(3.236,7)
(375,3)
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
(505,8)
—
(257,5)
(14,1)
(226,0)
(206,1)
(252,6)
(271,5)
(116,9)
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
(367,5)
—
(187,8)
(152,0)
(164,3)
(109,9)
(211,8)
(196,0)
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
(74,7)
(299,4)
(60,4)
(72,1)
(158,3)
(110,3)
(4,1)
—
—
—
—
(176,4)
(13,3)
—
—
(158,0)
(0,1)
—
—
(97,0)
(1,7)
623,8
28,3
—
580,9
24,2
—
—
466,1
16,8
—
—
4,9
—
15,6
—
11,0
—
2,3
161,7
118,3
56,1
3,8
—
—
—
—
—
—
15,4
56,7
0,7
—
1,9
—
—
—
—
11,5
82,8
29,9
17,1
3,5
—
—
(722,4)
—
—
—
—
—
—
15.235,7
(9.034,1)
14.739,9
—
(409,5)
(0,3)
—
(8.348,2)
—
—
(168,4)
(0,6)
—
(0,5)
10.687,0
INFORMAÇÕES FINANCEIRAS
Demonstrações Consolidadas e Outras Informações Financeiras da Petrobras
Vide o Item 18. “Demonstrações Financeiras” e “Índice das Demonstrações Financeiras”.
Demonstrações Consolidadas e Outras Informações Financeiras da PifCo
Vide o Item 18. “Demonstrações Financeiras” e “Índice das Demonstrações Financeiras”.
148
—
(4.659,5)
Processos Judiciais
Petrobras
Atualmente estamos sujeitos a diversos processos relacionados a reivindicações civis, criminais,
administrativos, ambientais, trabalhistas e fiscais. Vários litígios individuais respondem por uma parcela
significativa do valor total das reivindicações contra nós. Nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas
incluem apenas provisões para as perdas e despesas prováveis e razoavelmente estimadas que possamos incorrer
com relação a processos em trâmite, incluindo os processos descritos sob o título "Ações Ambientais”. Vide a Nota
Explicativa 19 às nossas demonstrações financeiras consolidadas auditadas. A tabela abaixo apresenta nossas
provisões financeiras registradas por tipo de ação:
DISPOSIÇÕES POR TIPO DE REIVINDICAÇÃO(1)
Ações trabalhistas ........................................................................
Ações fiscais ................................................................................
Ações civis...................................................................................
Ações comerciais e outras contingências.....................................
Total...................................................................................
(1)
Em 31 de dezembro
de
2006
2005
(em milhões de
dólares norteamericanos)
38
7
47
87
97
79
51
62
233
235
Exclui provisões para contingências contratuais e lançamentos tributários pelo INSS.
As ações contra a Petrobras, empresa controladora, que em 31 de dezembro de 2006, correspondiam a
aproximadamente 49,0% do valor total de ações movidas contra nós e os valores pagos por nós em relação a ações
judiciais contra a Petrobras nos últimos cinco anos foram, em média, de US$ 68 milhões ao ano. Em 31 de
dezembro de 2006 estimamos que o valor total das ações movidas contra nós, excluindo os litígios cuja natureza não
seja monetária, ou litígios que não possam ser facilmente estimados no estágio atual dos processos, era de
aproximadamente US$ 13,5 bilhões.
As ações mais significativas estão descritas abaixo:
Ações Civis
Em 23 de novembro de 1992, a Porto Seguro Imóveis Ltda., acionista minoritária da Petroquisa, moveu
uma ação contra nós alegando prejuízos sofridos em conseqüência da venda da participação acionária da Petroquisa
em várias empresas do setor petroquímico incluídas no Programa Nacional de Desestatização. A autora da ação
exige que nós, na qualidade de acionistas controladores da Petroquisa, sejamos obrigados a reintegrar os danos
causados ao patrimônio da Petroquisa, em conseqüência dos atos corporativos que aprovaram o preço de venda
mínimo atribuído à sua participação acionária no capital das empresas privatizadas. Uma sentença inicial em 14 de
janeiro de 1997 nos considerou responsáveis pelo pagamento à autora de 5% do valor da indenização como ágio,
bem como honorários advocatícios de 20% sobre esse valor. Entretanto, como o valor devido deverá ser pago à
Petroquisa, e não à autora, e detemos 100,0% do capital acionário da Petroquisa, o desembolso real, caso a decisão
não seja suspensa, estará limitado a 25% do valor dos danos, ou US$ 851 milhões. Recorremos e conseguimos
cancelar a sentença, mas uma sentença recursória subseqüente em 30 de março de 2004 nos considerou responsáveis
pelo pagamento de US$ 2.359 milhões, mais um ágio de 5% e 20% de honorários advocatícios, estes últimos em
favor da Porto Seguro. Posteriormente, recorremos da decisão tanto no Superior Tribunal de Justiça quanto no
Supremo Tribunal Federal, e estamos aguardando a sentença final nesses recursos.
Em 28 de maio de 1981, a Kallium Mineração S.A. moveu uma ação contra a Companhia de Pesquisa de
Recursos Minerais – CPRM pleiteando uma indenização de aproximadamente R$ 450 milhões relativos à rescisão
149
antecipada de um contrato para a exploração de uma mina de sais de potássio no Sergipe. O governo brasileiro, que
tinha concedido anteriormente à CPRM o direito de desenvolver um projeto de exploração para a mina de sais de
potássio, cancelou a concessão para a CPRM e a transferiu para nossa ex-subsidiária, Petromisa. A CPRM, por sua
vez, rescindiu seu contrato para a exploração da mina com a Kallium Mineração S.A. Como resultado, a CPRM
moveu contra a Petrobras e o governo brasileiro ações como co-rés. Em 10 de agosto de 1999, o juiz negou
provimento à maioria das reivindicações da Kallium, mas determinou que indenizássemos todas as despesas
incorridas pela Kallium com a pesquisa conduzida em relação à exploração da mina, que correspondem a
aproximadamente US$ 1 milhão. Em setembro de 1999, a Kallium e a Petrobras recorreram da sentença e ambos os
recursos foram considerados improcedentes. Entramos com recursos adicionais e estamos aguardando uma sentença.
O valor total das indenizações que podem ser pagáveis estará sujeito a reajuste monetário e a juros a uma taxa de 6%
calculada na data em que a ação foi movida.
Diversas ações populares foram movidas contra a nossa empresa, a Repsol-YPF e o governo brasileiro
visando a anulação da operação de troca, em 2001, de alguns de nossos ativos operacionais no Brasil por alguns dos
ativos operacionais da YPF, na Argentina. Os autores alegam que os ativos permutados não foram corretamente
avaliados e que, portanto, a operação não atendeu aos melhores interesses de nossa empresa. Em 5 de setembro de
2002, o tribunal concedeu uma medida liminar aos autores da ação. O Superior Tribunal de Justiça do Brasil
suspendeu a liminar, enfatizando que a operação havia sido aprovada pelos órgãos antitruste brasileiros, a ANP e o
Tribunal de Contas da União. Em 15 de maio de 2005, a ação foi julgada procedente em favor da Petrobras e as
outras partes entraram com um recurso. Estamos aguardando uma sentença final sobre o mérito da questão.
Em 9 de março de 2006, a Barracuda Caratinga Leasing Company B.V. (BCLC), empresa de propósito
específico que atualmente detém os ativos do projeto, representada pela Petrobras (como Gestora de Construção e
Operações), entrou com um processo de arbitragem contra a KBR de acordo com as disposições do Contrato EPC, e
suas alterações, celebrado entre a BCLC e KBR. A BCLC está pleiteando uma indenização no valor de
aproximadamente US$ 220 milhões mais juros pelos custos de monitoramento e substituição de parafusos sem
cabeça defeituosos, mais os custos e despesas da arbitragem. Em 17 de março de 2006, a KBR respondeu com sua
contra-notificação buscando a extinção da ação da BCLC e aproximadamente US$ 22 milhões em indenização para
os custos da substituição dos parafusos que foram substituídos pela KBR. O painel de arbitragem foi formado e a
arbitragem está atualmente na fase de submissões.
Em 18 de janeiro de 2000, um duto que ligava um de nossos terminais a uma refinaria na Baía de
Guanabara se rompeu, causando o derramamento de aproximadamente 341.000 galões de petróleo na Baía. Atuamos
para controlar o derramamento em uma tentativa de impedir que o óleo ameaçasse outras áreas. Como resultado
desse derramamento, diversas ações individuais foram movidas por pescadores do Estado do Rio de Janeiro
reivindicando indenizações. As ações atualmente em trâmite correspondem a um valor total de aproximadamente R$
52 milhões. Além disso, a Federação dos Pescadores do Estado do Rio de Janeiro entrou com uma ação contra nós
reivindicando uma indenização de aproximadamente R$ 537 milhões. Em 7 de fevereiro de 2002, o juiz designado
para o caso determinou que uma indenização era devida, mas não no valor reivindicado. Ambas as partes apelaram
da decisão. Em 8 de outubro de 2002, o Tribunal de Recursos do Estado do Rio de Janeiro negou o recurso
impetrado pela autora e indeferiu a demanda com relação a todos os pescadores que já haviam liquidado suas
demandas contra a Petrobras ou que já houvessem movido ações individuais contra nós, e também com relação a
determinados outros pescadores. Essas recusas reduziram dramaticamente o número de autores que poderiam ter
direito à indenização. Outros agravos de instrumento de ambos os lados apresentados em 26 de junho de 2003, ao
STJ e ao STF, respectivamente, foram recusados. Em 2 de fevereiro de 2007, o juiz que decidiu o caso na primeira
instância publicou uma decisão aceitando em parte o relatório do perito judicial que definiu o período no qual os
peixes da Baía de Guanabara seriam afetados pelo derramamento. Essa decisão, que rejeitou a decisão do tribunal de
recursos, estabeleceu os parâmetros para o cálculo da indenização devida, considerando que a decisão se baseou no
mesmo valor para cada pescador afetado, que representa R$1.102 milhões até dezembro de 2005 (sem juros e
indexação monetária após essa data). Recorreremos dessa decisão.
Em novembro de 2005, dois funcionários da Finarge Armamento Genoveses S.r.I., uma empresa italiana
que presta serviços de transporte para nossa Empresa, moveram uma ação contra nós nos tribunais de Gênova,
solicitando indenização por resgatar uma plataforma à deriva. Essa ação tem como fundamento os Artigos 2, 3 e 10
da Convenção de Bruxelas, que prevê que quem auxilia embarcações à deriva tem direito a uma indenização. O
valor da indenização será estabelecido pelo juiz italiano, mas não deverá exceder o valor da plataforma transportada.
150
Os autores estimaram o valor da plataforma em US$ 130 milhões. Ainda não apresentamos uma resposta e, de
acordo com a apólice de seguro dessa plataforma, acreditamos que o valor da plataforma não exceda US$ 20
milhões.
Ações Trabalhistas
A Companhia é ré em cinco ações trabalhistas movidas pelos sindicatos dos petroleiros no Rio de Janeiro,
Sergipe, e São Paulo em relação à suposta falha de nossa parte em corrigir os salários em conformidade com os
índices de inflação oficiais publicados pelo governo brasileiro durante o ano de 1989. No Rio de Janeiro e no
Sergipe, perdemos duas ações e as sentenças estão sendo executadas atualmente. Entramos com um recurso em uma
dessas ações e a sentença está sendo examinada atualmente pelo tribunal. As condenações no Rio de Janeiro e
Sergipe se referem aos meses de fevereiro e agosto de 1989. No Rio de Janeiro (com relação a uma ação em Macaé),
fomos bem-sucedidos na revogação definitiva de uma sentença e em São Paulo estamos aguardando o julgamento de
um recurso no Supremo Tribunal Federal.
Ações Fiscais
Recebemos várias cobranças do INSS alegando apresentação irregular de documentação por parte das
construtoras e outros prestadores de serviço contratados pela Petrobras com relação às suas contribuições junto ao
INSS. O INSS tenta responsabilizar-nos de forma individual e solidária pelas contribuições que deixaram de ser
feitas por esses prestadores de serviço, conforme estabelecido pela lei aplicável. Estamos analisando cada uma das
cobranças do INSS para tentar reaver os pagamentos que foram feitos ao INSS relacionados a essas cobranças. Além
disso, pretendemos tomar medidas contra os prestadores de serviço a fim de recuperar quaisquer valores pagos e não
devolvidos pelo INSS, com base em nosso direito à contribuição. Como é improvável que venhamos a obter com
êxito uma anulação da decisão do INSS pelos procedimentos administrativos da instituição, em 31 de dezembro de
2006, tínhamos um saldo de US$ 25 milhões em nossa provisão para cobrir futuros pagamentos ao INSS.
A Delegacia da Receita Federal nos entregou uma notificação com uma cobrança de imposto de
aproximadamente R$ 566 milhões relacionado a um imposto de renda retido na fonte (IRRF) que acreditam que
deveria ter sido pago em remessas para o exterior feitas por nós entre 1998 e 2002. Em 31 de dezembro de 2006,
esse valor correspondia a aproximadamente R$ 666 milhões (aproximadamente US$ 311 milhões). As remessas
relacionavam-se à aquisição de petróleo importado pela Petrobras. De acordo com as autoridades fiscais federais,
essas remessas correspondem ao pagamento de juros, o que, acreditam eles, daria origem à cobrança do imposto que
eles reivindicam. Os documentos de importação, entretanto, não fazem referência ao alegado pagamento de juros.
Em maio de 2006, fomos notificados que a Delegacia da Receita Federal suspendeu a cobrança do imposto. Um
recurso de ofício a um conselho de contribuintes está em trâmite buscando modificar a decisão favorável para nós.
A Secretaria da Receita Federal fez duas cobranças contra a Petrobras em relação ao imposto de renda
retido na fonte, ou IRRF, sobre remessas para o exterior de pagamentos relacionados ao afretamento de navios do
tipo plataforma móvel. Em 17 de fevereiro de 2003, a Secretaria da Receita Federal nos entregou uma notificação de
cobrança de imposto no valor de R$ 93 milhões (aproximadamente US$ 32 milhões) cobrindo os impostos
contestados para 1998. Em 31 de dezembro de 2006, esse valor correspondia a aproximadamente R$ 117 milhões
(aproximadamente US$ 55 milhões). Em 27 de junho de 2003, a Receita Federal nos enviou uma notificação de
cobrança de R$ 3.064 milhões (aproximadamente US$ 1.066 milhões) referentes aos impostos contestados do
período de 1999 a 2002. Em 31 de dezembro de 2006, esse valor correspondia a R$ 3.914 milhões
(aproximadamente US$ 1.832 milhões). Apresentamos recursos contra duas decisões desfavoráveis da Receita
Federal com relação a essas cobranças perante um tribunal administrativo de instância superior. O tribunal
administrativo negou as duas apelações, mantendo as cobranças feitas pela Delegacia da Receita Federal no Rio de
Janeiro e afirmando que a denominada norma de porcentagem zero não é aplicável a nós. Ainda temos dois recursos
em trâmite na câmara superior de recursos fiscais. Se for necessário, moveremos uma ação no nível judicial federal.
Alguns distribuidores independentes localizados em todo o Brasil moveram ações contra a Petrobras.
Conjuntamente, essas ações totalizam aproximadamente R$ 821,48 milhões (US$ 394 milhões) e visam a restituição
do ICMS retido desses distribuidores e cobrados por nós em favor de muitos estados, mais indenização.
Acreditamos que esses impostos foram cobrados adequadamente e representam créditos válidos de impostos de
valor agregado. Entretanto, em relação a essas ações, aproximadamente R$76 milhões (US$ 32 milhões) em
151
liminares foram declarados contra a Petrobras em diversos tribunais locais e confiscados de nossas contas em
diversas jurisdições em antecipação a sentenças favoráveis para os distribuidores. Na apelação, essas decisões foram
subseqüentemente julgadas improcedentes.
Vendemos nafta importada para uma empresa denominada Braskem, ficando ressalvado que a nafta seria
aplicada na produção de matérias-primas petroquímicas, ao invés de para a produção de gasolina ou diesel. Em 12
de dezembro de 2006, a Secretaria da Receita Federal lavrou um auto de infração contra nós, no valor de R$1.288
milhões (US$ 600 milhões) (incluindo juros e multas), com relação ao CIDE (Contribuição de Intervenção no
Domínio Econômico, um imposto sobre consumo aplicado à venda e importação de petróleo, derivados e gás
natural), sobre a importação de nafta, com base em que não provamos que a nafta não foi usada para produzir
gasolina ou diesel. Como emitimos as faturas pertinentes que contêm um esclarecimento de que “a nafta não será
aplicada à produção de gasolina ou diesel” e considerando que a Braskem confirmou que a nafta foi usada
exclusivamente em atividades petroquímicas, conforme acordado em nosso contrato, acreditamos que essas
importações não sejam tributáveis. Solicitamos uma revisão do lançamento e continuaremos a apelar no nível
administrativo federal e por fim no nível judicial federal, se for necessário.
Ações Ambientais
No período de 2001 a 2006, tivemos vários acidentes, alguns dos quais resultando em significativos
vazamentos de óleo: 77.402 galões em 2006, 71.141 galões em 2005, 140.000 galões em 2004, 73.000 galões em
2003 e 52.000 galões em 2002. Com relação a esses acidentes, várias investigações e processos administrativos,
civis e criminais ainda não foram concluídos, e os mais significativos deles estão especificados abaixo. Não
podemos prever se outros processos resultarão desses acidentes ou se qualquer outro processo adicional teria um
efeito desfavorável relevante para nós. Vide a Nota Explicativa 19(d) às nossas demonstrações financeiras
consolidadas auditadas.
Derramamento em janeiro de 2000 — Baía de Guanabara
Em 18 de janeiro de 2000, um duto que ligava um de nossos terminais a uma refinaria na Baía de
Guanabara se rompeu, provocando um derramamento de aproximadamente 341.000 galões de petróleo na Baía.
Atuamos para controlar o vazamento em um esforço para impedir que o óleo ameaçasse áreas adicionais. Gastamos
aproximadamente R$ 104 milhões em nossas atividades de limpeza e multas cobradas pelo IBAMA em relação a
esse derramamento, e estamos sujeitos a vários processos judiciais que permanecem em trâmite como resultado do
derramamento, incluindo uma ação criminal movida em 24 de janeiro de 2001 pelo Ministério Público do Estado do
Rio de Janeiro. A sentença inicial declarou a ação inválida em virtude da Constituição Federal do Brasil, que
permite apenas que pessoas físicas, e não pessoas jurídicas sejam responsabilizadas criminalmente. Essa decisão não
pôde ser apelada. Além disso, em 30 de abril de 2002, uma decisão do tribunal determinou a conclusão do processo
criminal. Apesar de essa decisão ser favorável para a Petrobras e não estar sujeita a apelação pelo autor, entramos
com um recurso no Superior Tribunal de Justiça (ou STJ) para obter sentenças adicionais em nosso favor com base
constitucional para estabelecer um precedente favorável.
Derramamento em julho de 2000 — Curitiba
Em 16 de julho de 2000, houve um derramamento de óleo em nossa refinaria Presidente Getúlio Vargas,
localizada aproximadamente 15 milhas (24 quilômetros) de Curitiba, capital do Estado do Paraná, quando vazaram
aproximadamente 1,06 milhão de galões de petróleo na área adjacente. Gastamos aproximadamente R$ 74 milhões
em um esforço de limpeza e em multas aplicadas pelas autoridades do Estado do Paraná. Além disso, em relação a
este derramamento:
•
em 1o de agosto de 2000, o IBAMA aplicou multas no valor de R$ 168 milhões. Contestamos essas
multas mas o IBAMA posteriormente as manteve. Em 3 de fevereiro de 2003, movemos uma ação para
contestar essas multas e obtivemos uma liminar que nos permite buscar uma decisão para essa
reivindicação sem apresentar uma garantia no valor das multas. O juiz decidiu a favor do litisconsorte
desse processo com outras petições civis, e solicitamos ao Tribunal Regional Federal de Recursos
(TRF) para reverter essa decisão. Atualmente estamos aguardando uma decisão final em relação a esse
caso;
152
•
várias ações civis foram movidas contra a Petrobras, das quais a mais importante é a ação civil movida
em 1o de janeiro de 2001 pelo Ministério Público Federal e pelo Ministério Público do Estado do
Paraná reivindicando uma indenização de aproximadamente R$ 2.300 milhões. Em 4 de abril de 2001,
apresentamos nossa resposta e ainda estamos aguardando uma decisão. No presente, os processos
foram suspensos, enquanto estiverem aguardando os resultados da vistoria técnica; e
•
o Ministério Público Federal instituiu uma ação criminal contra a Petrobras, nosso ex-presidente e
nosso ex-superintendente da refinaria REPAR. Uma petição de habeas corpus atualmente suspendeu a
ação em nosso favor e em favor de nosso ex-presidente e do ex-superintendente da refinaria REPAR.
Além disso, a respeito de nosso ex-presidente e do ex-superintendente da refinaria REPAR, o STF e o
STJ concluíram, cada um, seus processos criminais. O pedido de habeas corpus foi julgado pelo STJ
em 2 de setembro de 2006, e o tribunal concedeu o habeas corpus para Luiz Eduardo Valente Moreira,
o ex-superintendente da REPAR. Na mesma decisão, o STJ suspendeu a ação penal contra nós e nosso
ex-Presidente (Henri Philippe Reichstul).
Vazamento em fevereiro de 2001 — Rios no Estado do Paraná
Em 16 de fevereiro de 2001, nosso duto Araucária-Paranaguá se rompeu em conseqüência de um
movimento incomum do solo e aproximadamente 15.059 galões de óleo combustível foram derramados em vários
rios localizados no Estado do Paraná. Em 20 de fevereiro de 2001, concluímos a limpeza das superfícies dos rios,
recuperando aproximadamente 13.738 galões de óleo combustível. Em conseqüência do acidente:
•
o Instituto Ambiental do Paraná (ou IAP) nos multou em aproximadamente R$ 150 milhões.
Contestamos essa multa, e o IAP reduziu-a para R$ 90 milhões. Contestamos esta multa reduzida, mas
o processo judicial foi suspenso por decisão do tribunal;
•
o Ministério Público Federal e o Ministério Público do Estado do Paraná moveram uma ação civil
contra a Petrobras reivindicando uma indenização de aproximadamente R$ 3,7 bilhões e para nos
obrigar a tomar determinadas medidas corretivas para prevenir futuros acidentes. Em 19 de julho de
2002, apresentamos nossa resposta, mas o processo judicial foi suspenso por decisão do tribunal; e
•
na ação civil apresentada pelo Ministério Público Federal, o juiz determinou que a ação deve ser
enviada para o Tribunal Estadual, que tem autoridade sobre esse caso. O Ministério Público Federal
apelou para o Tribunal Regional Federal. O processo está sendo conduzido pela Procuradoria Geral da
República desde 21 de outubro de 2005. Apesar de o Tribunal Regional Federal ainda não ter decidido
se a autoridade de fazer uma determinação pertence ao Tribunal Federal ou ao Tribunal Estadual, o juiz
do Tribunal Estadual de Morretes decidiu suspender a ação;
•
o Instituto Ambiental do Paraná (IAP) apresentou uma ação civil exigindo a recuperação dos danos e a
indenização das pessoas para as quais os danos não podem ser recuperados, no valor de R$150
milhões. Em 5 de outubro de 2006, o juiz decidiu suspender a ação e a audiência futura, na qual os
termos da vistoria planejada iam ser discutidos. Essa audiência será realizada após o julgamento pelo
Tribunal Regional Federal quanto à jurisdição competente dos Tribunais Federal e Estadual; e
•
a Polícia Federal do Estado do Paraná conduziu uma investigação criminal, que foi concluída.
Março de 2001 — explosão de gás e derramamento — Campo de Roncador
Em 15 de março de 2001, uma explosão de gás dentro de uma das colunas da plataforma de produção P-36,
localizada no campo de Roncador (a 75 milhas da costa brasileira) resultou na morte de 11 funcionários e finalmente
no naufrágio da plataforma. O acidente provocou também o derramamento de 396.300 galões de óleo no oceano.
Em conseqüência do acidente:
•
o Ministério Público Federal moveu uma ação em 23 de janeiro de 2002 exigindo o pagamento de R$
100 milhões por danos ambientais, entre outras demandas. Apresentamos nossa defesa contra essas
demandas e estamos aguardando uma decisão; e
153
•
o IBAMA aplicou uma multa de aproximadamente R$ 7 milhões. Essas multas estão sendo contestadas
através de processos administrativos. Um desses processos terminou e a multa (no valor de R$ 2
milhões) foi mantida pelo IBAMA. Devemos, no futuro próximo, mover uma ação buscando o
cancelamento dessa multa
Outubro de 2002 - acidente na FPSO
Em 13 de outubro de 2002, uma falta de energia na FPSO P-34, localizada nos campos de BarracudaCaratinga, afetou o sistema de balanço de água da embarcação e fez com que a água saísse dos tanques de
armazenamento localizados em um dos lados da embarcação para os tanques localizados no lado oposto levando a
FPSO a adernar 40 graus. Quatro dias depois, a estabilidade da embarcação havia sido restaurada, sem vítimas ou
derramamentos de óleo no mar. Como resultado da investigação desse acidente, diversas medidas para impedir
acidentes similares foram incorporadas ao nosso Programa de Excelência Operacional, ou PEO. Em relação a esse
acidente:
•
assinamos o Termo de Ajustamento de Conduta, ou TAC, com o IBAMA, em relação às nossas
atividades de produção na Bacia de Campos, de acordo com um Decreto Presidencial publicado em 12
de dezembro de 2002. No TAC, concordamos em conduzir determinadas ações na Bacia de Campos
para reduzir o risco de danos ambientais;
•
Após o acidente com a FPSO P-34, a Comissão Estadual de Controle Ambiental, ou CECA, aplicou
uma multa de R$ 1 milhão alegando que nossa licença de exploração na Bacia de Campos tinha
expirado. Esta multa está sendo contestada através de processos administrativos.
•
em 16 de janeiro de 2003, o Ministério Público Federal entrou com um pedido de liminar contra a
Petrobras, o IBAMA e a Agência Nacional do Petróleo, ou ANP, para contestar a validade da carta de
intenções e do TAC e impedir-nos de obter junto ao IBAMA novas licenças para as nossas plataformas
localizadas na Bacia de Campos. O juiz aceitou parcialmente a petição do autor referente à liminar. O
tribunal suspendeu a liminar, mantendo a validade do TAC e esta decisão não está sujeita a recurso. O
processo no tribunal de primeira instância continuará até que o juiz pronuncie a sentença final sobre o
mérito do pleito, sentença essa que estará sujeita a futuras apelações.
Perfurações na Bacia de Campos
Em 3 de fevereiro de 2006, o IBAMA aplicou uma multa à Petrobras no valor de R$ 213,2 milhões pela
realização de algumas perfurações na bacia de Campos em uma alegada violação do contrato (termo de ajustamento
de conduta) assinado entre a Petrobras e o IBAMA em 11 de agosto de 2004. Em 16 de fevereiro de 2006,
contestamos a multa por um processo administrativo com o IBAMA, porém, ainda nenhuma decisão foi proferida.
Acreditamos que a perfuração realizada pela Petrobras na costa brasileira, incluindo a perfuração realizada na Bacia
de Campos, é legítima com base na Licença de Perfuração Prévia do IBAMA, Decreto do Governo Federal de 9 de
dezembro de 2002, e no contrato (termo de ajustamento de conduta) assinado entre a Petrobras e o IBAMA, que foi
modificado e é válido até 30 de junho de 2007.
Poluição
Em 15 de janeiro de 1986, o Ministério Público do Estado de São Paulo e a União dos Defensores da Terra,
entraram com uma ação civil pública contra a Petrobras e 23 outras empresas no Tribunal estadual de São Paulo sob
a alegação de danos causados por poluição. Esta ação está entrando na fase do levantamento de provas. Embora os
autores tenham alegado danos correspondentes a US$ 89.500 em uma petição inicial apresentada ao Tribunal, o
Ministério Público do Estado de São Paulo declarou publicamente que US$ 800 milhões seriam, em última
instância, necessários para remediar os alegados danos ambientais. O Tribunal recusou-se a declarar a
responsabilidade individual e conjunta das rés, e acreditamos que será difícil determinar os danos ambientais
atribuíveis a cada ré.
154
PifCo
Não há litígios ou processos governamentais em trâmite, ou no conhecimento da PifCo, ameaçados contra
ela ou contra qualquer uma de suas subsidiárias, que, caso sujeitas a uma sentença desfavorável, poderiam ter um
efeito significativo sobre sua condição financeira ou lucratividade.
Distribuição de Dividendos
Petrobras
A tabela abaixo descreve os pagamentos de nossos dividendos nos últimos cinco exercícios fiscais,
incluindo os valores pagos na forma de juros sobre o capital próprio.
2006
Dividendos pagos aos acionistas ................................
Dividendos pagos a participações minoritárias ..........
Exercício Findo em 31 de dezembro de
2005
2004
2003
2002
(em milhões de dólares norte-americanos)
3.144
69
3.213
2.104
6
2.110
1.785
24
1.809
941
2
943
999
19
1.018
Para analisar as exigências de distribuição de dividendos mínimos da Lei das Sociedades Anônimas,
consultar o Item 10. “Informações Adicionais — Estatuto Social da Petrobras — Pagamento de Dividendos e
participações no Patrimônio Líquido” e o Item 10. “Informações Adicionais — Estatuto Social da Petrobras —
Distribuição Obrigatória.” Podemos alterar nossa política de dividendos em qualquer momento dentro dos limites
estabelecidos pelas leis brasileiras.
PifCo
Para analisar a política de distribuição de dividendos da PifCo, consultar os “Itens 111 a 118 — Contrato
Social e Estatuto Social Alterado e Consolidado da PifCo — Dividendos.”
ITEM 9.
A OFERTA E LISTAGEM EM BOLSAS DE VALORES
Petrobras
Mercados
Nossas ações e ADSs são listados ou cotados nos seguintes mercados:
Ações
Ordinárias
Bolsa de Valores de São Paulo (BOVESPA) - São Paulo (símbolo ticker PETR3); Mercado de
Valores Latinoamericanos en Euros (LATIBEX) - Madri, Espanha (símbolo ticker XPBR)
Ações
Preferenciais
Bolsa de Valores de São Paulo (BOVESPA) - São Paulo (símbolo ticker PETR4); Mercado de
Valores Latinoamericanos en Euros (LATIBEX) - Madri, Espanha (símbolo ticker XPBRA)
ADSs
Ordinárias
Bolsa de Valores de Nova York (NYSE) – Nova York (símbolo ticker PBR)
ADSs
Preferenciais
Bolsa de Valores de Nova York (NYSE) – Nova York (símbolo ticker PBRA)
Ações
Ordinárias
Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA) - Buenos Aires, Argentina (símbolo ticker APBR)
Ações
Preferenciais
Bolsa de Comercio de Buenos Aires (BCBA) - Buenos Aires, Argentina (símbolo ticker
APBRA)
155
Nossas ações ordinárias e preferenciais são negociadas na Bolsa de Valores de São Paulo desde 1968.
Nossas ADSs representando quatro ações ordinárias e nossas ADSs representando quatro ações preferenciais são
negociadas na Bolsa de Valores de Nova York desde 2000 e 2001, respectivamente. O JPMorgan Chase Bank N.A.
atua como depositário das ADSs ordinárias e preferenciais. Nossas ações ordinárias e preferenciais são negociadas
no LATIBEX desde 2002. O LATIBEX é um mercado eletrônico criado em 1999 pela Bolsa de Valores de Madri
para permitir a negociação de títulos latino americanos com denominações em euros.
Nossas ações ordinárias e preferenciais são negociadas na Bolsa de Comercio de Buenos Aires desde 27 de
abril de 2006.
Informações sobre Preço
Bolsa de Valores de São Paulo
As tabelas abaixo apresentam os maiores e menores preços de venda no fechamento, em reais por ação
ordinária e preferencial e o volume médio diário de negociação de ações ordinárias e preferenciais na Bolsa de
Valores de São Paulo nos períodos indicados. A tabela apresenta, também, os preços em dólares americanos por
ação ordinária e preferencial à taxa comercial de compra do dólar norte-americano informada pelo Banco Central do
Brasil, em cada uma das datas das referidas cotações. Vide o Item 3. “Principais Informações — Taxas de Câmbio”
para obter informações a respeito das taxas de câmbio aplicáveis durante os períodos definidos abaixo.
2002 .....................................................
2003 .....................................................
2004 .....................................................
2005 .....................................................
2006 .....................................................
AÇÕES ORDINÁRIAS NEGOCIADAS NA BOVESPA
dólares norte-americanos
por Ação Ordinária
reais por Ação Ordinária
Alta
Baixa
Alta
Baixa
15,78
9,47
6,73
2,45
21,13
11,50
7,26
3,22
26,93
19,14
10,09
5,99
41,80
25,40
18,37
9,39
55,40
40,65
26,85
17,69
Número Médio de
Ações Ordinárias
Negociadas por Dia
1.630.562
1.290.235
1.330.191
973.131
1.127.049
2005:
Primeiro Trimestre ...............
Segundo Trimestre ...............
Terceiro Trimestre................
Quarto Trimestre ..................
2006:
Primeiro Trimestre ...............
Segundo Trimestre ...............
Terceiro Trimestre................
Quarto Trimestre ..................
2007:
Primeiro Trimestre...............
2006:
novembro ..............................
dezembro...............................
2007:
janeiro....................................
fevereiro ................................
março.....................................
abril........................................
maio.......................................
33,08
31,50
41,80
41,30
25,40
26,08
29,58
33,31
12,40
13,21
18,33
18,37
9,39
10,16
12,49
14,82
1.224.093
894.337
996.648
782.600
51,69
55,40
51,79
54,49
42,30
40,65
42,15
42,69
23,34
26,85
23,74
25,51
18,09
17,69
19,09
19,72
1.092.195
1.212.664
973.913
1.241.273
55,75
44,85
26,16
21,02
1.576.872
51,00
54,49
46,75
50,50
23,56
25,51
21,82
23,31
1.200.516
1.103.042
55,75
52,45
51,74
54,49
53,40
48,25
47,85
44,85
50,75
50,30
26,16
24,91
25,14
26,80
27,45
22,60
22,58
21,02
24,89
24,91
1.705.886
1.622.411
1.416.464
1.154.640
1.312.968
156
AÇÕES PREFERENCIAIS NEGOCIADAS NA BOVESPA
dólares norte-americanos
reais por Ação Preferencial
por Ação Preferencial
Alta
Baixa
Alta
Baixa
2002...............................................
2003...............................................
2004...............................................
2005...............................................
2006...............................................
2005:
Primeiro Trimestre ...............
Segundo Trimestre ...............
Terceiro Trimestre................
Quarto Trimestre ..................
2006:
Primeiro Trimestre ...............
Segundo Trimestre ...............
Terceiro Trimestre................
Quarto Trimestre ..................
2007:
Primeiro Trimestre...............
2006
novembro
dezembro
2007:
janeiro....................................
fevereiro ................................
março.....................................
abril........................................
maio.......................................
Número Médio de
Ações Preferenciais
Negociadas por Dia
15,08
19,37
24,47
37,21
49,80
8,79
10,40
16,80
22,74
36,50
6,43
6,67
9,17
16,50
23,33
2,27
2,90
5,26
8,37
15,89
4.269.481
4.584.203
4.825.476
4.578.877
6.559.601
28,94
27,70
37,01
37,21
22,74
22,98
26,03
29,46
10,86
11,62
16,25
16,50
8,37
8,87
10,84
13,11
4.957.720
3.952.243
4.638.194
4.790.216
47,00
48,15
46,25
49,80
38,09
36,50
38,14
38,80
21,50
23,33
21,26
23,31
16,29
15,89
17,20
17,92
6.257.082
6.735.861
6.058.653
7.238.668
50,45
40,17
23,67
18,76
9.664.942
45,83
49,80
42,45
45,30
21,17
23,31
19,82
20,91
7.452.290
6.584.957
50,45
47,30
46,14
48,65
47,20
43,35
42,60
40,17
45,20
44,36
23,67
22,46
22,46
23,93
24,26
20,31
20,18
18,76
22,24
21,97
9.388.510
9.860.462
9.768.836
8.920.665
9.239.191
157
Bolsa de Valores de Nova York
As tabelas abaixo apresentam os maiores e menores preços de venda no fechamento por ADSs
representativas de quatro ações ordinárias e ADSs representativas de quatro ações preferenciais e o volume médio
diário de negociação na Bolsa de Valores de Nova York nos períodos indicados.
ADSs ORDINÁRIAS NEGOCIADAS NA NYSE
dólares norte-americanos por
reais por ADS representativa de
ADS representativa de Quatro
Uma Ação Ordinária
Ações Ordinárias
2002......................................................
2003......................................................
2004......................................................
2005......................................................
2006 .....................................................
2005:
Primeiro Trimestre ...............
Segundo Trimestre ...............
Terceiro Trimestre................
Quarto Trimestre ..................
2006:
Primeiro Trimestre ...............
Segundo Trimestre ...............
Terceiro Trimestre................
Quarto Trimestre ..................
2007:
Primeiro Trimestre ...............
2006:
novembro ..............................
dezembro...............................
2007:
janeiro....................................
fevereiro ................................
março.....................................
abril........................................
maio.......................................
Alta
63,58
84,77
107,74
167,06
220,63
Baixa
36,91
46,22
77,77
101,24
161,25
Alta
27,30
29,27
40,37
73,40
106,92
131,47
126,29
167,06
166,45
101,24
104,29
118,03
132,48
49,81
52,97
73,37
73,40
37,41
41,00
49,54
58,95
1.967.233
1.313.044
1.808.566
1.941.263
209,26
220,63
206,76
219,96
173,71
161,25
165,57
169,98
94,50
106,92
94,94
102,99
74,72
70,18
76,67
78,51
2.267.705
3.320.289
2.486.914
2.298.808
213,22
180,16
101,32
84,52
3.099.114
203,79
219,96
186,40
203,46
94,15
102,99
86,98
93,90
2.131.052
1.834.865
213,22
209,41
207,96
218,69
212,50
194,09
189,34
180,16
203,63
200,53
99,66
99,46
101,32
107,58
109,22
90,93
89,68
84,52
99,87
99,30
3.082.485
2.800.289
3.372.308
2.467.030
2.832.331
158
Baixa
9,55
12,94
24,35
37,41
70,18
Número Médio
de ADSs representativas
de Quatro Ações
Ordinária Negociadas por
Dia
1.223.509
1.044.189
1.371.604
1.754.301
2.594.727
ADSs PREFERENCIAIS NEGOCIADAS NA NYSE
dólares norte-americanos por
reais por ADS representativa de
ADS representativa de
Quatro Ações Preferenciais
Uma Ação Preferencial
Alta
2002......................................................
2003......................................................
2004......................................................
2005......................................................
2006......................................................
Baixa
Alta
Baixa
Número Médio
de ADSs representativas
de Quatro Ações
Preferenciais
Negociadas por Dia
60,81
77,50
97,94
150,34
199,84
34,40
41,57
66,59
89,91
144,98
25,95
26,79
36,70
66,20
93,55
8,90
11,63
20,85
33,43
63,10
683.403
671.236
818.145
1.184.789
1.252.695
115,73
110,87
147,74
150,34
90,84
89,91
103,74
118,14
43,62
46,50
64,93
66,20
33,43
35,60
42,78
52,57
1.567.575
904.878
1.161.931
1.121.729
190,88
193,04
185,66
199,84
157,93
144,98
153,18
154,80
86,20
93,55
85,09
93,28
67,75
63,10
69,16
71,50
1.317.177
1.612.795
1.101.849
979.983
194,44
161,62
90,88
75,51
1.619.225
183,77
199,84
168,87
183,05
84,90
93,28
78,80
84,48
984.610
788.195
194,44
189,39
186,26
194,36
187,73
173,33
169,77
161,62
181,36
177,15
90,88
90,11
90,75
95,61
96,49
81,20
80,41
75,51
89,22
87,72
1.512.015
1.627.249
1.709.760
1.438.028
1.530.198
2005:
Primeiro Trimestre ...............
Segundo Trimestre ...............
Terceiro Trimestre................
Quarto Trimestre ..................
2006:
Primeiro Trimestre ...............
Segundo Trimestre ...............
Terceiro Trimestre................
Quarto Trimestre ..................
2007:
Primeiro Trimestre ...............
2006:
novembro ..............................
dezembro...............................
2007:
janeiro....................................
fevereiro ................................
março.....................................
abril........................................
maio.......................................
Mercados
A Bolsa de Valores de São Paulo
No Brasil, os títulos são negociados apenas na Bolsa de Valores de São Paulo, com exceção dos títulos da
dívida pública negociados eletronicamente. Se uma pessoa deseja negociar com nossas ações ordinárias ou ações
preferenciais na Bolsa de Valores de São Paulo, a operação seria fechada três dias úteis após a negociação, sem
reajuste do preço de compra pela inflação. De um modo geral, o vendedor deve entregar as ações para a bolsa no
terceiro dia útil após a data da negociação. A entrega e o pagamento de ações são efetuados através da câmara de
compensação, Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia, conhecida como CBLC.
A Bolsa de Valores de São Paulo é uma entidade sem fins lucrativos pertencente às corretoras a ela
associadas. A negociação em cada bolsa é limitada às corretoras associadas, e a um determinado número de não
associados. A Bolsa de Valores de São Paulo tem sessões de negociação eletrônica todo dia, das 11h00 às 18h00,
horário local do Brasil, exceto durante períodos de horário de verão nos Estados Unidos. Durante os períodos de
horário de verão nos Estados Unidos, as sessões são realizadas das 10h00 às 17h00, horário local do Brasil, para
acompanhar o funcionamento da Bolsa de Valores de Nova York. As negociações também são conduzidas entre as
11h00 e 18h00, ou entre 10h00 e 17h00 durante os períodos de horário de verão nos Estados Unidos, através de um
sistema automático denominado Sistema de Negociação Assistida por Computador da Bolsa de Valores de São
Paulo. A Bolsa de Valores de São Paulo também permite negociações entre 18h45 e 19h30 (ou de 17h45 a 19h00
durante os períodos de horário de verão nos Estados Unidos) em um sistema on-line conectado a corretoras
tradicionais e na Internet denominado “After Market.” As operações no After Market estão sujeitas a limites legais
159
de volatilidade de preços e volume de ações negociadas através de corretoras na Internet. Não existem especialistas
ou market makers oficialmente reconhecidos para nossas ações.
Visando um melhor controle da volatilidade, a Bolsa de Valores de São Paulo adotou um sistema de
“circuit breaker” pelo qual as negociações podem ser suspensas por um período de trinta minutos ou por uma hora,
quando os índices da Bolsa caírem abaixo dos limites de 10 ou 15%, respectivamente, em relação ao índice
registrado na sessão de negociações anterior.
A liquidez da Bolsa de Valores de São Paulo é menor do que a da Bolsa de Valores de Nova York. Em 31
de dezembro de 2006, a capitalização de mercado total das 352 empresas listadas na Bolsa de Valores de São Paulo
era de aproximadamente US$ 722,6 bilhões e as dez maiores empresas representavam aproximadamente 51,3% da
capitalização de mercado total de todas as empresas listadas. Todas as ações em circulação de uma empresa listadas
em bolsa podem ser negociadas na Bolsa de Valores de São Paulo, mas na maioria dos casos, menos da metade das
ações listadas estão realmente disponíveis para negociação pelo público. O restante é mantido por pequenos grupos
de controladores, órgãos governamentais ou por um acionista principal.
A negociação na Bolsa de Valores de São Paulo por um detentor que não seja considerado domiciliado no
Brasil (investidor não residente) para fins legais e de impostos brasileiros está sujeita a determinadas limitações
previstas na legislação brasileira aplicável aos investimentos estrangeiros. Com poucas exceções, investidores não
brasileiros poderão negociar na Bolsa de Valores de São Paulo de acordo com as exigências da Resolução no 2.689
de 26 de Janeiro de 2000, emitida pelo Conselho Monetário Nacional. A Resolução no 2.689 exige que os títulos
detidos por investidores não-brasileiros sejam mantidos sob a custódia de, ou em contas de depósito junto a,
instituições financeiras devidamente autorizadas pelo Banco Central do Brasil e pela CVM. Além disso, a Resolução
no 2.689 exige que os investidores não-brasileiros restrinjam a negociação de seus títulos a operações em bolsas de
valores brasileiras ou mercados de balcão qualificados. Com poucas exceções, os investidores não-brasileiros não
poderão transferir a titularidade dos investimentos feitos com base na Resolução no 2.689 para outros investidores
não brasileiros através de transações particulares.
O depositário brasileiro das ações ordinárias e preferenciais subjacentes às ADSs deve, em nome do
depositário das ADSs, efetuar registro junto ao Banco Central do Brasil para remeter dólares norte-americanos para
o exterior para fins de pagamento de dividendos, de quaisquer outras distribuições em dinheiro ou produto de vendas
mediante a alienação das ações no Brasil. Caso um titular de ADSs as troque por ações ordinárias ou preferenciais, o
titular terá o direito de continuar a contar com o registro da instituição depositária por um período de 5 dias úteis
após a operação. Findo este período, o titular não poderá obter e remeter dólares americanos para o exterior após a
alienação de ações ordinárias ou ações preferenciais ou distribuições relativas às ações ordinárias, a não ser que o
titular obtenha um novo registro. Vide o Item 10. “Informações Adicionais — Controle de Câmbio” e “—
Informações Adicionais — Considerações Relativas a Impostos Brasileiros — Tributação de Ganhos” para obter
uma descrição dos controles de câmbio e determinados benefícios fiscais concedidos a investidores não-brasileiros
que se qualifiquem de acordo com a Resolução no 2.689.
Regulamentação do Mercado Brasileiro de Valores Mobiliários
Os mercados brasileiros de valores mobiliários são basicamente regidos pela Lei no 6.385 de 7 de dezembro
de 1976, e pela Lei das Sociedades Anônimas, e suas emendas e complementos posteriores, e pelas regulamentações
emitidas pela CVM, órgão regulador das bolsas de valores e mercados de valores mobiliários em geral, pelo
Conselho Monetário Nacional e pelo Banco Central do Brasil, que detém autoridade para licenciar corretoras e
regular os investimentos estrangeiros e transações de câmbio. Essas leis e regulamentos, entre outros, determinam os
requisitos de divulgação aplicáveis aos emitentes de valores mobiliários negociados, restrições relativas a operações
com base em informações privilegiadas, manipulação de preços e proteção de acionistas minoritários. Determinam
também o licenciamento e a supervisão das corretoras e a governança das bolsas de valores brasileiras. Entretanto,
os mercados brasileiros de valores mobiliários não são tão altamente regulados e supervisionados como os mercados
de valores mobiliários norte-americanos.
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, as empresas são empresas abertas, como nós, ou fechadas.
Todas as empresas abertas, inclusive nós, são registradas junto à CVM e estão sujeitas a exigências de emissão de
relatórios. As empresas registradas junto à CVM poderão negociar suas ações nas bolsas de valores brasileiras ou no
160
mercado de balcão brasileiro. Nossas ações ordinárias e nossas ações preferenciais são listadas e negociadas na
Bolsa de Valores de São Paulo e poderão, também, ser negociadas particularmente, sujeito a determinadas
limitações.
Para ter ações listadas na Bolsa de Valores de São Paulo, as empresas precisam solicitar um registro junto à
CVM e à Bolsa de Valores de São Paulo.
Temos a opção de solicitar que a negociação de nossas ações na Bolsa de Valores de São Paulo seja
suspensa antecipando um anúncio de fato relevante. A negociação poderá também ser suspensa por iniciativa da
Bolsa de Valores de São Paulo ou da CVM, entre outros motivos, com base ou por acreditarem que a Empresa
forneceu informações inadequadas referentes a um evento relevante ou forneceu respostas inadequadas às
indagações da CVM ou da Bolsa de Valores de São Paulo.
O mercado brasileiro de balcão consiste de transações diretas entre pessoas físicas nas quais uma instituição
financeira registrada junto à CVM atua como intermediário. Nenhuma solicitação especial, exceto o registro junto à
CVM, é necessária para que os títulos de uma empresa de capital aberto sejam negociados nesse mercado. A CVM
exige que um aviso seja entregue sobre todas as operações efetuadas no mercado de balcão brasileiro pelos
intermediários.
PifCo
As ações ordinárias da PifCo não são registradas e não há mercado para elas. As Senior Notes da PifCo
estão listadas na Bolsa de Valores de Luxemburgo. As Global Notes com vencimento em 2016 estão registradas na
Bolsa de Valores de Nova York. Os outros títulos de dívida da PifCo não foram listados em nenhuma bolsa de
valores.
ITEM 10.
INFORMAÇÕES ADICIONAIS
Estatuto Social da Petrobras
Disposições Gerais
Somos uma empresa aberta devidamente registrada junto à CVM sob o no 951-2. O Artigo 3 do nosso
Estatuto Social estabelece nosso objeto social como sendo a pesquisa, a prospecção, a extração, o processamento, o
comércio e o transporte de petróleo proveniente de poços, de xisto ou de outras rochas, de seus derivados, de gás
natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, bem como outras atividades relacionadas ou similares, tais como
atividades relacionadas a energia, inclusive pesquisa, desenvolvimento, produção, transporte, distribuição, venda e
comércio de todas as formas de energia, bem como outras atividades relacionadas ou similares. Podemos exercer,
fora do Brasil, diretamente ou por intermédio de nossas subsidiárias, qualquer uma das atividades que integram
nosso objeto social.
Qualificação de Conselheiros
A legislação brasileira estabelece que somente acionistas de uma empresa poderão ser nomeados para
integrar seu conselho de administração, mas não há nenhuma participação acionária mínima nem exigência de
residência para qualificação de um conselheiro. Os diretores executivos devem ser todos brasileiros natos e
residentes no Brasil. Nossos conselheiros e diretores executivos estão impedidos de votar em qualquer operação que
envolva empresas das quais eles detenham mais de 10% do total do capital social ou na qual tenham ocupado um
cargo na administração no período imediatamente anterior à tomada de posse do respectivo cargo. De acordo com
nosso estatuto social, os acionistas estipulam a remuneração total a ser paga aos conselheiros e diretores executivos.
O Conselho de Administração distribui a remuneração entre seus conselheiros e diretores executivos.
Alocação de Lucro Líquido
Em cada assembléia geral ordinária, nosso conselho de administração é obrigado a recomendar como o
lucro líquido referente ao exercício fiscal anterior será alocado. A Lei das Sociedades Anônimas define lucro líquido
161
como o lucro depois dos impostos de renda e contribuição social do referido exercício fiscal, menos quaisquer
prejuízos acumulados de exercícios sociais anteriores e de quaisquer valores alocados à participação dos
administradores e funcionários em nossos lucros. De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, os valores
disponíveis para distribuição de dividendos ou pagamento de juros sobre o capital próprio é igual ao lucro líquido
menos quaisquer valores alocados desse lucro líquido para a reserva legal.
Somos obrigados a manter uma reserva legal, da qual devemos alocar 5% do nosso lucro líquido de cada
exercício fiscal até o valor dessa reserva ser igual a 20% do nosso capital integralizado. No entanto, não somos
obrigados a fazer nenhuma alocação para nossa reserva legal em um exercício fiscal no qual a reserva legal, quando
adicionada às nossas outras reservas de capital estabelecidas, exceder 30% do nosso capital. A reserva legal somente
pode ser utilizada para compensar prejuízos ou para aumento do capital social.
Enquanto formos capazes de efetuar a distribuição mínima obrigatória descrita abaixo, devemos alocar um
valor equivalente a 0,5% do nosso capital subscrito e integralizado no final do exercício para uma reserva
estatutária. Essa reserva destina-se a financiar os nossos programas de pesquisa e desenvolvimento tecnológico. O
saldo acumulado dessa reserva não pode exceder 5% do nosso capital social subscrito e integralizado.
A legislação brasileira também prevê três alocações discricionárias do lucro líquido sujeitas à aprovação
dos acionistas em assembléia geral ordinária, conforme a seguir:
•
primeiro, um percentual do lucro líquido poderá ser alocado à reserva para contingências para
prejuízos previstos considerados prováveis em exercícios futuros. Qualquer valor dessa forma alocado
em um exercício anterior deverá ser revertido no exercício fiscal em que os motivos que justificarem a
reserva deixarem de existir, ou deverá ser baixado na hipótese de o prejuízo previsto ocorrer;
•
segundo, se a distribuição obrigatória exceder a soma do lucro líquido realizado em um determinado
exercício, esse valor excedente poderá ser alocado para uma reserva de lucros a realizar. A Lei das
Sociedades Anônimas define lucro líquido realizado como o valor que o lucro líquido excede o
resultado positivo líquido dos ajustes patrimoniais e lucros ou receitas das operações cujos resultados
financeiros ocorram após o término do exercício fiscal seguinte; e
•
terceiro, uma parcela do nosso lucro líquido que exceder a distribuição mínima obrigatória poderá ser
alocada para atender às necessidades de capital de giro e projetos de investimento, enquanto essa
alocação tomar por base um orçamento de capital anteriormente aprovado por nossos acionistas. Os
orçamentos de capital para mais de um exercício deverão ser revistos em cada assembléia geral
ordinária.
Distribuição Obrigatória
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, o estatuto social de sociedades anônimas brasileiras
poderá especificar um percentual mínimo dos valores disponíveis para distribuição por essa sociedade anônima em
cada exercício fiscal que deva ser distribuído aos acionistas sob a forma de dividendos ou juros sobre o capital
próprio, também denominada distribuição de dividendo obrigatória, que não poderá ser inferior a 25% do lucro
líquido ajustado para o exercício fiscal. De acordo com nosso estatuto social, a distribuição de dividendo obrigatória
foi fixada em um valor igual, no mínimo, a 25% do nosso lucro líquido, após as alocações para a reserva legal,
reserva para contingências e reserva de lucros a realizar. Além disso, o lucro líquido não alocado às reservas acima
para atender às necessidade de capital de giro e projetos de investimento conforme descrito acima ou à reserva
estatutária deverá ser distribuído aos nossos acionistas sob a forma de dividendos ou juros sobre o capital próprio.
A Lei das Sociedades Anônimas, entretanto, permite que sociedades abertas, tais como a nossa, suspendam
a distribuição obrigatória caso o conselho de administração e o conselho fiscal informem à assembléia geral
ordinária que a distribuição é desaconselhável em vista da condição financeira da empresa. A suspensão fica sujeita
à aprovação dos detentores de ações ordinárias. Nessa hipótese, o conselho de administração deve apresentar uma
justificativa à CVM para a suspensão. Os lucros não distribuídos em virtude da suspensão acima mencionada serão
alocados para uma reserva especial e, se não absorvidos por prejuízos subseqüentes, serão distribuídos assim que a
condição financeira da empresa permitir esses pagamentos.
162
Pagamento de Dividendos e Juros Sobre oCapitalPróprio
Somos obrigados pela Lei das Sociedades Anônimas e por nosso estatuto social a realizar uma assembléia
geral ordinária até o quarto mês seguinte ao encerramento de cada exercício fiscal, na qual, entre outros assuntos, os
acionistas têm que deliberar sobre o pagamento dos dividendos anuais. O pagamento dos dividendos anuais toma
por base as demonstrações financeiras elaboradas para o exercício social pertinente.
A Lei no 9.249, de 26 de dezembro de 1995, e emendas posteriores, prevê a distribuição de juros sobre o
capital próprio para os acionistas como forma alternativa de distribuição. Tais juros estão limitados à variação diária
pro rata da taxa de juros TJLP, taxa de juros de longo prazo do governo brasileiro.
Podemos tratar esses pagamentos como despesa dedutível para fins de imposto de renda de pessoa jurídica
e contribuição social, mas a dedução não poderá exceder o maior entre:
•
50% do lucro líquido (antes de considerar essa distribuição e quaisquer deduções de imposto de renda
e de contribuições sociais sobre o lucro líquido) do período com relação ao qual o pagamento seja
efetuado; ou
•
50% do lucro acumulado
Qualquer pagamento de juros sobre o capital próprio para detentores de ADSs ou ações ordinárias, quer
sejam ou não residentes brasileiros, está sujeito à retenção na fonte de imposto brasileiro à alíquota de 15% ou 25%.
A alíquota de 25% é aplicada se o beneficiário residir em um paraíso fiscal. Vide "Considerações sobre Impostos
Brasileiros". O valor pago aos acionistas a título de juros sobre o capital próprio, líquido de qualquer imposto retido,
poderá ser incluído como parte de qualquer distribuição de dividendo obrigatória. De acordo com a Lei das
Sociedades Anônimas, somos obrigados a distribuir aos acionistas um valor suficiente para garantir que o valor
líquido recebido, após pagarmos os impostos retidos na fonte aplicáveis brasileiros correspondentes à distribuição de
juros sobre o capital próprio, seja no mínimo igual ao dividendo obrigatório.
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas e com nosso estatuto social, os dividendos devem, de modo
geral, ser pagos no prazo de 60 dias a contar da data de sua declaração, a menos que os acionistas, mediante
deliberação, estabeleçam uma outra data para pagamento, que deverá ser anterior ao encerramento do exercício
fiscal no qual tiverem sido declarados os dividendos. Os valores dos dividendos devidos aos nossos acionistas estão
sujeitos a encargos financeiros equivalentes à taxa SELIC (taxa de juros aplicável a certos títulos do governo
brasileiro), a contar do encerramento de cada exercício fiscal até a data do efetivo pagamento desses dividendos. Os
acionistas têm um prazo de três anos a contar da data de pagamento dos dividendos para reivindicar dividendos ou
pagamentos de juros referentes às suas ações, após o qual o valor dos dividendos não reivindicados reverterá para
nós.
Os detentores de ações preferenciais têm preferência na distribuição igual ou maior do que 5% de sua
parcela proporcional do capital integralizado ou de 3% do valor contábil de suas ações com participação igual às
ações ordinárias nos aumentos de capital social obtidos da incorporação de reservas e lucros.
Nosso conselho de administração poderá distribuir dividendos ou pagar juros com base nos lucros
reportados em demonstrações financeiras intermediárias. O valor dos dividendos intermediários distribuídos não
poderá exceder o valor de nossas reservas de capital.
Assembléias de Acionistas
Nossos acionistas têm poderes para deliberar sobre quaisquer questões referentes ao nosso objeto social e
aprovar quaisquer deliberações que considerarem necessárias para a nossa proteção e desenvolvimento por meio de
voto em assembléia geral.
Convocamos nossas assembléias de acionistas pela publicação de um aviso no Diário Oficial da União,
Jornal do Comércio, Gazeta Mercantil e Valor Econômico. O aviso deve ser publicado, no mínimo, três vezes, com
início, no mínimo, 15 dias civis antes da data prevista da assembléia. O aviso deverá conter a ordem do dia da
assembléia e, no caso de uma alteração proposta ao estatuto social, uma indicação da questão. Com relação aos
163
detentores de ADSs, somos obrigados a fornecer um aviso ao depositário de ADS com no mínimo 30 dias civis de
antecedência da assembléia de acionistas.
O Conselho de Administração ou, em algumas situações específicas previstas na Lei das Sociedades
Anônimas, os acionistas, convocam nossas assembléias gerais de acionistas. Os acionistas podem ser representados
em uma assembléia geral de acionistas por procurador, desde que o procurador tenha sido nomeado no prazo de um
ano a contar da data da assembléia. O procurador deverá ser um acionista, um membro da nossa administração, um
advogado ou uma instituição financeira. A procuração outorgada ao procurador deverá cumprir certas formalidades
estabelecidas na legislação brasileira.
Para que uma assembléia geral delibere qualquer assunto de maneira válida, os acionistas que representem,
no mínimo, um quarto de nossas ações ordinárias emitidas e em circulação deverão estar presentes. No entanto, no
caso de uma assembléia geral para alterar nosso estatuto social, deverão estar presentes acionistas que representem,
no mínimo, dois terços de nossas ações ordinárias emitidas e em circulação. Caso não haja esse quorum, o conselho
poderá convocar uma segunda assembléia enviando um aviso com, no mínimo, oito dias civis de antecedência da
data dessa assembléia programada de acordo com as regras de publicação descritas acima. A exigência de quorum
não se aplicará à segunda assembléia, observadas certas exigências para votação de certas questões descritas abaixo.
Direitos a Voto
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas e com nosso estatuto social, cada uma de nossas ações
ordinárias confere direito a voto nas assembléias gerais de acionistas. O governo brasileiro é obrigado por lei a
possuir no mínimo a maioria de nossas ações com direito a voto. De acordo com nosso estatuto social, nossas ações
preferenciais, de modo geral, não conferem direitos a voto.
Os detentores de ações ordinárias, que votem nas assembléias gerais, possuem poderes exclusivos para:
•
alterar nosso estatuto social;
•
aprovar qualquer aumento de capital além do valor do capital autorizado;
•
aprovar qualquer redução de capital;
•
aprovar a avaliação de quaisquer ativos utilizados por um acionista para subscrever nossas ações;
•
eleger ou destituir membros do nosso conselho de administração e conselho fiscal, sujeito ao direito
dos nossos acionistas titulares de ações preferenciais de eleger ou destituir um membro do nosso
conselho de administração e um membro do Conselho Fiscal;
•
receber as demonstrações financeiras anuais elaboradas pela nossa administração e aceitar ou rejeitar
as demonstrações financeiras da administração, inclusive a alocação do lucro líquido para o pagamento
do dividendo obrigatório e a alocação para várias contas de reserva;
•
autorizar a emissão de debêntures, exceto a emissão de debêntures não conversíveis e sem garantias,
que venham a ser aprovadas por nosso conselho de administração;
•
suspender os direitos de um acionista que não tenha cumprido as obrigações impostas por lei ou por
nosso estatuto social;
•
aceitar ou rejeitar a avaliação de ativos contribuídos por um acionista como contraprestação pela
emissão do capital social;
•
aprovar deliberações para aprovar reestruturações societárias, tais como, incorporações e fusões, cisões
e transformações em outro tipo societário;
•
participar de grupo centralizado de sociedades;
164
•
aprovar a alienação do controle de nossas subsidiárias;
•
aprovar a alienação de debêntures conversíveis emitidas por nossas subsidiárias e detidas por nossa
empresa;
•
estabelecer a remuneração da Diretoria Executiva;
•
aprovar o cancelamento de nosso registro como sociedade aberta;
•
Decidir sobre nossa dissolução ou liquidação;
•
renunciar ao direito de subscrever ações ou debêntures conversíveis de emitidos por nossas
subsidiárias ou coligadas; e
•
escolher uma empresa especializada para avaliar nossas ações pelo valor econômico, no caso de
cancelamento de nosso registro como sociedade aberta ou de descumprimento das regras de
governança corporativa definidas por uma bolsa de valores ou entidade encarregada de manter um
mercado de balcão organizado, registrado junto à CVM, para cumprir as referidas regras de
governança corporativa e os contratos que vierem a ser celebrados pela nossa empresa e por essas
entidades.
Salvo conforme previsto por lei de outra forma, as deliberações das assembléias gerais são aprovadas por
maioria de votos dos detentores de nossas ações ordinárias. As abstenções não são consideradas.
A aprovação de detentores de, no mínimo, metade das ações ordinárias emitidas e em circulação é exigida
para a prática dos seguintes atos que envolvam a nossa empresa:
•
redução da distribuição do dividendo obrigatório;
•
incorporação por outra empresa ou fusão com outra empresa, sujeito às condições estabelecidas na Lei
das Sociedades Anônimas;
•
participação em grupo de sociedades, sujeito às condições estabelecidas na Lei das Sociedades
Anônimas;
•
alteração do nosso objeto social, que deverá ser precedida por uma alteração em nosso estatuto social
pela lei federal, já que somos controlados pelo governo e nosso objeto social é estabelecido por lei;
•
interrupção do processo de liquidação;
•
cisão de uma parte da nossa empresa, sujeito às condições estabelecidas na Lei das Sociedades
Anônimas;
•
transferência de todas as nossas ações para outra sociedade ou recebimento de ações de outra sociedade
para tornar a sociedade cujas ações sejam transferidas uma subsidiária integral da referida sociedade,
conhecida como incorporação de ações; e
•
aprovação de nossa liquidação.
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, os seguintes atos deverão ser submetidos à aprovação das
ações preferenciais em circulação afetadas de forma desfavorável antes de serem submetidos para aprovação de no
mínimo metade das ações ordinárias emitidas e em circulação:
•
criação de ações preferenciais ou aumento de classes existentes de ações preferenciais, sem preservar
as proporções para com quaisquer outras classes de ações preferenciais, salvo conforme estabelecido
no estatuto social da empresa ou conforme autorizado por ele;
165
•
alteração nas preferências, privilégios ou condições de resgate ou amortização de qualquer classe de
ações preferenciais; e
•
criação de uma nova classe de ações preferenciais com direito a condições mais favoráveis do que as
classes existentes.
As deliberações sobre a transformação da nossa empresa em um outro tipo de sociedade exigem a
aprovação unânime dos nossos acionistas, inclusive dos acionistas preferenciais, e uma alteração de nosso estatuto
social pela lei federal.
As ações preferenciais da nossa empresa adquirirão direitos a voto caso deixemos de pagar o dividendo
mínimo ao qual as referidas ações têm direito por três exercícios fiscais consecutivos. O direito a voto perdurará até
que o pagamento seja efetuado. Os acionistas detentores de ações preferenciais também adquirem o direito a voto se
entrarmos em processo de liquidação.
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, os acionistas representativos de pelo menos 10% do
capital social com direito a voto da empresa têm o direito de exigir que seja adotado um procedimento de voto
cumulativo para conferir a cada ação ordinária tantos votos quantos forem os membros do conselho, e para conferir
a cada ação ordinária o direito de votar cumulativamente apenas em um candidato ou de distribuir seus votos entre
diversos candidatos. Além disso, os acionistas ordinários minoritários que detêm pelo menos 10% do nosso capital
votante também têm o direito de nomear um membro ou destituir um membro do nosso conselho.
Os acionistas preferenciais que, isoladamente ou em grupo, detenham 10% da totalidade do nosso capital
social têm o direito de eleger e/ou destituir um membro do nosso conselho de administração. Os acionistas
preferenciais têm o direito de eleger separadamente um membro do nosso Conselho Fiscal.
Nosso estatuto social prevê que, independentemente do exercício dos direitos acima concedidos a
acionistas minoritários, mediante um processo de votação cumulativo, o governo brasileiro terá sempre o direito de
nomear a maioria dos nossos conselheiros.
Direitos Preferenciais
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, cada um de nossos acionistas tem um direito de
preferência geral para subscrição de ações ou valores mobiliários conversíveis em ações em qualquer aumento de
capital, proporcionalmente ao número de ações por eles detidas. Na hipótese de um aumento de capital que manteria
ou aumentaria a proporção de capital representado pelas ações preferenciais, os detentores de ações preferenciais
teriam o direito de preferência para subscrição somente das novas ações preferenciais recém-emitidas. Na hipótese
de aumento de capital que reduziria a proporção de capital representado pelas ações preferenciais, os detentores de
ações preferenciais teriam direito de preferência para subscrição de quaisquer novas ações preferenciais,
proporcionalmente ao número de ações por eles detidas, bem como para subscrição de ações ordinárias somente na
medida necessária para impedir a diluição de sua participação na totalidade do nosso capital.
É permitido um período de, no mínimo, 30 dias a contar da publicação do aviso da emissão de novas ações
ou de valores mobiliários conversíveis em ações para o exercício do direito, sendo o referido direito negociável. De
acordo com o nosso estatuto social, nosso conselho de administração pode eliminar o direito de preferência ou
reduzir o período de exercício relacionado à permuta pública realizada para adquirir o controle de uma outra
empresa ou em relação à oferta pública de ações ou de valores mobiliários conversíveis em ações.
Na hipótese de um aumento de capital por intermédio da emissão de novas ações, os detentores de ADSs,
ações ordinárias ou ações preferenciais, exceto nas circunstâncias descritas acima, teriam o direito de preferência na
subscrição de qualquer classe de nossas ações recentemente emitidas. No entanto, V.Sas. podem não ser capazes de
exercer o direito de preferência relacionado às ações preferenciais subjacentes às suas ADSs, salvo se uma
declaração de registro de acordo com a Lei de Mercado de Capitais de 1933 estiver em vigor a respeito desses
direitos ou uma isenção das exigências de registro da Lei de Mercado de Capitais de 1933 estiver disponível. Vide o
Item 3 “Principais Informações - Fatores de Risco - Riscos Relacionados aos Nossos Títulos de Dívida e Títulos
Patrimoniais.”
166
Direitos de Retirada e Resgate
A legislação brasileira prevê que, em certas circunstâncias limitadas, um acionista tem o direito de retirar
sua participação acionária da empresa e receber um pagamento pela parte da participação acionária do acionista
atribuída à sua participação acionária.
Esse direito de retirada pode ser exercido por quaisquer detentores das ações ordinárias ou preferenciais
afetadas de forma desfavorável caso decidamos:
•
Criar ações preferenciais ou aumentar as classes existentes de ações preferenciais, sem preservar a
proporção com quaisquer outras classes de ações preferenciais, ressalvado o estabelecido no estatuto
social ou conforme autorizado por ele; ou
•
alterar as preferências, privilégios ou condições de resgate ou amortização de qualquer classe de ações
preferenciais ou criar uma nova classe de ações preferenciais com direito a condições mais favoráveis
do que as das classes já existentes.
Os detentores de nossas ações ordinárias podem exercer o direito de retirada, caso a Petrobras decida:
•
a incorporação por outra empresa ou fusão com outra empresa, sujeita às condições estabelecidas na
Lei das Sociedades Anônimas; ou
•
a participação em um grupo centralizado de empresas conforme definido na Lei das Sociedades
Anônimas e sujeito às condições estabelecidas pela referida lei.
O direito de retirada também pode ser exercido por nossos acionistas dissidentes, caso a Petrobras decida:
•
reduzir a distribuição de dividendo obrigatório;
•
alterar nosso objeto social;
•
fazer uma cisão de uma parte de nossa empresa, sujeito às condições estabelecidas na Lei das
Sociedades Anônimas;
•
transferir todas as nossas ações para outra sociedade ou receber ações de uma outra sociedade para
tornar a sociedade cujas ações sejam transferidas, em uma subsidiária integral de nossa empresa,
conhecida como incorporação de ações; ou
•
adquirir o controle de uma outra sociedade, cujo preço exceda os limites estabelecidos na Lei das
Sociedades Anônimas, sujeito às condições estabelecidas na referida lei.
O direito de retirada também pode ser exercido na hipótese de a empresa resultante de uma incorporação
de ações, conforme descrição acima, fusão ou cisão que envolver uma empresa aberta, deixar de obter registro de
empresa aberta em 120 dias a contar da assembléia de acionistas que tenha aprovado a respectiva operação.
Qualquer resgate de ações decorrente do exercício do direito de retirada será feito com base no valor
contábil por ação, determinado com base no último balanço patrimonial aprovado pelos nossos acionistas. No
entanto, se a assembléia de acionistas que der origem ao direito de retirada ocorrer após mais de 60 dias a contar da
data do último balanço patrimonial aprovado, os acionistas podem exigir que suas ações sejam avaliadas com base
em um novo balanço elaborado em uma data que caia dentro de 60 dias a contar da assembléia geral em questão. O
direito de retirada prescreve em 30 dias a contar da publicação da ata da assembléia de acionistas que tiver aprovado
os assuntos descritos acima. Podemos reconsiderar qualquer deliberação que acarrete um direito de retirada aos
nossos acionistas dentro de 10 dias subseqüentes à expiração desses direitos, caso o reembolso das ações aos
acionistas dissidentes ponha em risco nossa estabilidade financeira.
167
Outros Direito de Acionistas
De acordo com a Lei das Sociedades Anônimas, nem o estatuto social de uma empresa nem os atos
praticados em uma assembléia geral de acionistas poderão privar um acionista de alguns direitos específicos como,
por exemplo, de:
•
participar da distribuição de lucros;
•
participar de forma igual e proporcional de quaisquer ativos residuais restantes em caso de liquidação
da empresa;
•
supervisionar a administração das atividades corporativas, conforme especificado na Lei das
Sociedades Anônimas;
•
preferência na subscrição de ações, debêntures conversíveis em ações e bônus de subscrição (exceto
com relação à oferta pública desses títulos, conforme possa ser estabelecido no estatuto social); e
•
retirar-se da sociedade nos casos especificados na Lei das Sociedades Anônimas.
Liquidação
Na hipótese de liquidação, os detentores de ações preferenciais têm direito de receber, antes de qualquer
distribuição aos detentores de ações ordinárias, um valor igual ao capital integralizado a respeito das ações
preferenciais.
Direitos de Conversão
De acordo com nosso estatuto social nossas ações ordinárias não podem ser convertidas em ações
preferenciais nem as ações preferenciais podem ser convertidas em ações ordinárias.
Responsabilidade dos Nossos Acionistas por Chamadas de Capital Adicionais
A legislação brasileira e nosso estatuto social também não prevêem chamadas de capital. A
responsabilidade dos nossos acionistas por chamadas de capital está limitada ao pagamento do preço de emissão das
ações subscritas ou adquiridas.
Forma e Transferência
Nossas ações estão registradas em forma escritural e contratamos o Banco do Brasil para prestar todos os
serviços de guarda e transferência de ações. A fim de efetuar a transferência, o Banco do Brasil faz um lançamento
em seus livros, debitando à conta de ações do cedente e creditando à conta de ações do cessionário.
Nossos acionistas poderão optar, a seu critério individual, por deter suas ações por intermédio da CBLC. As
ações serão incluídas no sistema da CBLC por meio de instituições brasileiras que possuam contas de compensação
junto à CBLC. Nosso livro de registro de acionistas indica quais de nossas ações estão listadas no sistema da CBLC.
Cada acionista participante, por sua vez, é registrado em um registro de acionistas beneficiários mantido pela CBLC
e é tratado da mesma maneira que nossos acionistas registrados.
Solução de Litígios
Nosso estatuto social prevê a solução de litígios obrigatória por meio de arbitragem em conformidade com
as normas da Câmara de Arbitragem do Mercado a respeito de qualquer litígio relacionado à nossa empresa, aos
nossos acionistas, diretores, conselheiros e membros do conselho fiscal e que envolvam as disposições da Lei das
Sociedades Anônimas, do nosso estatuto social, as normas do Conselho Monetário Nacional, do Banco Central do
Brasil ou da CVM ou de qualquer outra legislação de mercados de capitais, inclusive as disposições de qualquer
contrato celebrado por nossa empresa com qualquer bolsa de valores ou entidade operadora de mercado de balcão
registrada na CVM em relação à adoção de práticas de governança corporativa diferenciadas.
168
Contudo, as decisões do governo brasileiro, conforme exercidas por meio de votação em qualquer
assembléia geral de acionistas, não estão sujeitas a esse procedimento de arbitragem, de acordo com o artigo 238 da
Lei das Sociedades Anônimas.
Restrições a Negociações com Partes Ligadas
Nosso acionista controlador, o governo brasileiro, e os membros do nosso conselho de administração,
diretoria executiva e conselho fiscal são obrigados a, em conformidade com o nosso estatuto social:
•
não operar com nossos títulos no período de um mês que antecede qualquer encerramento de exercício
fiscal até a data em que nossas demonstrações financeiras sejam publicadas ou no período entre a
deliberação corporativa de aumento ou redução de nosso capital social, distribuir dividendos ou ações
e emitir qualquer título até a data em que os respectivos comunicados ao público sejam publicados; e
•
comunicar à Petrobras e à bolsa de valores seus planos de negociação periódicos em relação aos nossos
títulos, se houver, inclusive qualquer alteração ou inadimplemento dos referidos planos. Caso a
comunicação seja um plano de investimento ou de alienação, a freqüência e as quantidades planejadas
deverão estar incluídas.
Restrições a Detentores Não Brasileiros
Os detentores não brasileiros não enfrentam nenhuma restrição legal quanto à titularidade de nossas ações
ordinárias ou preferenciais ou das ADSs com base em nossas ações ordinárias ou preferenciais, e fazem jus a todos
os direitos e preferências relacionados às referidas ações ordinárias ou preferenciais, conforme o caso.
Contudo, a capacidade de converter em moeda estrangeira os pagamentos de dividendo e o produto da
venda de ações ordinárias ou preferenciais ou direitos de preferência e de remeter esses valores para o fora do Brasil
está sujeita a restrições nos termos da legislação de investimentos estrangeiros que exige, em geral, entre outras
coisas, o registro do investimento pertinente junto ao Banco Central do Brasil. Contudo, qualquer detentor não
brasileiro que efetuar um registro junto à CVM em conformidade com a Resolução no 2.689 poderá comprar e
vender títulos na Bolsa de Valores de São Paulo independentemente da obtenção de certificado de registro separado
para cada transação.
Além disso, o Anexo III do Regulamento no 1.289 do Conselho Monetário Nacional, e alterações
posteriores, conhecidos como Regulamentos do Anexo III, permite que as sociedades brasileiras emitam depositary
receipts em mercados estrangeiros. Atualmente possuímos um programa de ADR para nossas ações ordinárias e
preferenciais devidamente registradas junto à CVM e ao Banco Central do Brasil. O produto da venda das ADSs
pelos detentores fora do Brasil está isento de controles de investimento estrangeiro brasileiros.
Transferência de Controle
De acordo com a legislação brasileira e o nosso estatuto social, o governo brasileiro é obrigado a deter no
mínimo a maioria das ações com direito a voto. Portanto, qualquer alteração em nosso controle exigiria a alteração
da legislação aplicável.
Divulgação de Participações Acionárias
A legislação brasileira exige que qualquer pessoa ou grupo de pessoas que representem os mesmos
interesses, que tenham direta ou indiretamente adquirido ou vendido uma participação correspondente a 5% do total
do número de ações de qualquer espécie ou classe, deverão divulgar sua participação acionária ou alienação do
investimento à CVM e à Bolsa de Valores de São Paulo. Além disso, uma declaração que contenha as informações
exigidas deverá ser publicada em jornais. Qualquer aumento ou redução subseqüente em 5% ou mais da titularidade
de ações de qualquer tipo ou classe deverá ser divulgado de maneira similar.
169
Contrato Social e Estatuto Social da PifCo
Registro
A PifCo é uma sociedade de responsabilidade limitada, isenta, constituída nas Ilhas Cayman de acordo com a Lei
de Sociedades, e suas emendas posteriores, e com número de registro de empresas 76600. A PifCo registrou-se e
apresentou seus Contrato e Estatuto Social junto ao Agente de Registro de Sociedades em 24 de setembro de 1997.
A sociedade adotou e revisou o contrato e estatuto social alterado e consolidado por uma deliberação extraordinária
do único sócio em 7 de maio de 2007. A PifCo foi inicialmente constituída com o nome de Brasoil Finance
Company, nome esse alterado por deliberação extraordinária de seus acionistas para Petrobras International Finance
Company em 25 de setembro de 1997. A última alteração ao Contrato Social e Estatuto Social da PifCo ocorreu em
7 de maio de 2007, para aumentar o capital social e alterar o objeto declarado de PifCo.
.
Objetos e Fins
O Contrato e Estatuto Social da PifCo conferem poder e autoridade plenos à PFCo para a condução de
negócios de comercialização, venda, financiamento, compra, armazenagem e transporte de petróleo, gás natural e
todos os hidrocarbonetos e respectivos subprodutos e de eventuais atividades relacionadas a isso.
Com relação à legislação das Ilhas Cayman, a PifCo não pode conduzir negócios nas Ilhas Cayman, a não
ser para promoção de negócios realizados fora das Ilhas Cayman.
Conselheiros
Os conselheiros podem votar em relação a uma proposta, acordo ou contrato em que tenham interesse.
Contudo, tais conselheiros devem declarar a natureza de seu interesse em reunião de conselheiros. Se os
conselheiros interessados declararem seu interesse, seus votos serão contados e eles serão contados no quórum da
referida reunião.
Os conselheiros podem, em nome da PifCo, exercer seus poderes de tomada de empréstimo, de emissão de
títulos de dívida e de hipotecar ou onerar qualquer empreendimento ou propriedades da PifCo e, em geral, são
responsáveis pela administração e gerenciamento diários da companhia.
Os conselheiros não são obrigados a possuir ações.
Direitos e Obrigações dos Acionistas
Dividendos
Os acionistas podem declarar dividendos em uma assembléia geral, mas os dividendos não podem exceder
o valor recomendado pelos conselheiros. Os conselheiros podem pagar dividendos intermediários aos acionistas e
podem, antes de recomendar qualquer dividendo, separar reservas dos lucros. Os conselheiros podem, a seu critério,
investir essas reservas ou aplicá-las em negócios da PifCo.
Os dividendos podem ser pagos em dinheiro ou espécie, mas só podem ser pagos a partir dos lucros ou,
sujeitos a certas restrições da legislação das Ilhas Cayman, de uma conta de reserva de ágio.
Direitos a Voto
A votação pode ser realizada em assembléia geral pelo método de levante de mãos ou por apuração de
votos. No voto pelo método de levante de mãos, cada acionista ou acionista representado por procuração tem um
voto. No voto pelo método de apuração de votos, cada acionista ou acionista representado por procuração tem um
voto por cada ação que possui.
170
Os conselheiros são eleitos por deliberação ordinária dos acionistas em assembléias gerais ou por uma
deliberação dos conselheiros. Os acionistas não terão direito a voto em uma assembléia geral a menos que as
chamadas de capital ou outros valores pagáveis sobre suas ações tiverem sido pagos. Em lugar de votar sobre algum
assunto em uma assembléia geral, os acionistas com direito a voto em relação a esse assunto podem adotá-lo
assinando uma deliberação por escrito.
Resgate
A PifCo pode emitir ações, que forem passíveis de resgate pela própria PifCo ou por seus acionistas, nos
termos e da forma que os Conselheiros vierem a determinar antes da emissão dessas ações. A PifCo poderá
recomprar suas próprias ações nos termos e da forma que os Conselheiros vierem a determinar e concordar com o
acionista pertinente.
Direitos dos Acionistas em Caso de Liquidação
Se a PifCo for liquidada, o liquidante pode (de acordo com uma deliberação em assembléia ordinária):
•
estipular um valor justo dos ativos da PifCo, dividir todo ou parte dos ativos da PifCo entre os
acionistas e determinar como os ativos serão divididos entre os acionistas ou classes de acionistas; e
•
conferir a fiduciários todos ou parte dos ativos da PifCo.
Os acionistas não serão obrigados a aceitar títulos sobre os quais exista um passivo.
Chamadas para Integralização de Ações
Os conselheiros podem fazer chamadas de capital aos acionistas com relação a valores a pagar sobre suas
ações. Cada acionista deverá pagar à empresa os valores da chamada das referidas ações.
Alteração dos Direitos dos Acionistas
Os acionistas podem alterar os direitos de sua classe de ações mediante:
•
a obtenção de consentimento por escrito de três quartos dos acionistas dessa mesma classe; ou
•
a aprovação de uma deliberação extraordinária em uma assembléia de acionistas dessa mesma classe.
Não existem limitações gerais com relação aos direitos de posse de ações especificadas pelo estatuto social.
Assembléias Gerais
Uma assembléia pode ser convocada:
•
pelos conselheiros em qualquer tempo; ou
•
por dois acionistas quaisquer que detiverem no mínimo 10% do capital acionário com direito a voto
integralizado da PifCo, mediante solicitação por escrito.
O aviso de assembléia geral é enviado a todos os acionistas.
Todos os negócios discutidos fora de uma assembléia geral são considerados negócios especiais, salvo:
•
a aprovação de um dividendo;
•
consideração de contas, balanços patrimoniais e relatório ordinário dos conselheiros e auditores;
171
•
nomeação e destituição de conselheiros: e
•
determinação da remuneração dos auditores.
É necessário o consentimento unânime dos acionistas para discutir negócios especiais em uma assembléia,
a não ser que um aviso sobre o negócio especial tenha sido incluído no aviso da assembléia. Exige-se a presença de
um quorum de acionistas em qualquer assembléia para a discussão de negócios. Um ou mais acionistas que
detiverem, no mínimo, a maioria das ações da PifCo que estiverem presentes pessoalmente ou representados por
procuração é um quorum.
De acordo com a legislação das Ilhas Cayman, não existem exigências para convocar uma assembléia
ordinária ou qualquer assembléia geral de acionistas. Os conselheiros têm permissão para designar qualquer
assembléia geral de acionistas como assembléia geral ordinária.
Responsabilidade dos Acionistas
Em circunstâncias normais, a responsabilidade de qualquer acionista para com a PifCo limita-se ao valor
que esse acionista concordou em pagar em relação à subscrição de suas ações.
Alterações no Capital
A PifCo pode aumentar seu capital acionário por deliberação ordinária. As novas ações ficarão sujeitas a
todas as disposições às quais as ações originais estão sujeitas.
A PifCo poderá, também, em deliberação ordinária:
•
consolidar e dividir todo ou parte de seu capital acionário em ações de maior valor do que o valor das
ações existentes;
•
converter todas ou parte de suas ações integralizadas em títulos de participação no capital e reconverter
os referidos títulos em ações integralizadas de qualquer denominação;
•
subdividir as ações existentes em ações de menor valor, sujeita às disposições da Seção 13 da Lei de
Sociedades; e
•
cancelar quaisquer ações que na data da deliberação não sejam detidas, ou concordadas em ser detidas,
por qualquer pessoa, e diminuir o valor de seu capital acionário pelo valor das ações dessa forma
canceladas.
A PifCo pode reduzir seu capital acionário e qualquer reserva de resgate de capital por deliberação
extraordinária de acordo com disposição pertinente da legislação das Ilhas Cayman.
Indenização
Os conselheiros e diretores da PifCo são indenizados com os ativos e recursos da companhia contra todas
ações, processos, custos, encargos, despesas, perdas, danos ou responsabilidades que incorrerem ou sofrerem a
respeito da condução dos negócios ou assuntos da PifCo na execução de seus respectivos deveres, poderes,
autoridades ou critérios. De acordo com o Contrato Social da PifCo, os conselheiros e diretores são isentos de toda
responsabilidade para com a PifCo, salvo no caso de prejuízos que decorram como resultado da desonestidade
própria de referida parte.
Contas
As contas relativas a assuntos da PifCo são mantidas na forma em que os conselheiros vierem a determinar
de tempos em tempos e podem ser auditadas na forma em eles vierem a determinar de tempos em tempos. Contudo,
não há nenhuma exigência relativa à legislação das Ilhas Cayman em fazer a auditoria das contas da PifCo.
172
Alteração do Contrato Social
A PifCo poderá, por deliberação extraordinária dos acionistas, alterar seu contrato e estatuto social.
Transferência para fora da Jurisdição
A PifCo poderá, por deliberação extraordinária dos acionistas, transferir da jurisdição das Ilhas Cayman
para qualquer outra jurisdição que permita tal transferência.
Contratos Relevantes
Petrobras
Contratos de Concessão com a ANP
Conforme previsto na Lei do Petróleo, tivemos garantidos por um período de 27 anos, a partir da
declaração de viabilidade comercial, nosso direito exclusivo de exploração das reservas de petróleo em todos os
campos que já se encontravam com a produção iniciada. Além disso, a Lei do Petróleo estabeleceu normas de
procedimento para que nossa empresa pudesse alegar direitos de exclusividade de exploração por um período de até
três anos, o qual foi, posteriormente, prorrogado para cinco anos com relação às áreas nas quais que pudéssemos
demonstrar que já tínhamos “estabelecido prospecção”. No caso de obtermos sucesso com a perfuração nesse
período de exploração, poderíamos reivindicar direitos de desenvolvimento. Para sustentar nossa reivindicação de
explorar e desenvolver essas áreas, tivemos que demonstrar que dispúnhamos da capacidade financeira necessária
para conduzir essas atividades, individualmente ou por intermédio de acordos de cooperação.
Em 6 de agosto de 1998, celebramos contratos de concessão com a ANP relativos a 397 blocos, sendo 231
áreas de produção, 115 áreas de exploração e 51 áreas de desenvolvimento. Em maio de 1999, devolvemos 26 áreas
de exploração dentre os 115 que foram inicialmente concedidas à nossa empresa pela ANP, e obtivemos uma
prorrogação do período de exploração exclusiva de três a cinco anos com relação a 34 áreas de exploração,
totalizando 44,0 milhões de acres (178.033 quilômetros quadrados), e de três a seis anos, com relação a duas áreas
de exploração, totalizando 7,3 milhões de acres (29.415 quilômetros quadrados).
As áreas das concessões não concedidas à nossa empresa pela ANP foram e continuarão sendo concedidas
por intermédio de leilões públicos conduzidos pela ANP. Nos oito leilões realizados até agora, adquirimos direitos
de concessão que foram formalizados por 459 contratos de concessão. Também deve ser esclarecido que 305 desses
contratos de referem a áreas nas quais já estamos conduzindo atividades de exploração e 154 se referem a áreas nas
quais temos direitos de exploração.
Apesar de já termos adquirido também o direito de assinar contratos para 21 novas áreas de concessão na
Rodada de Licitação 8, os contratos de concessão relacionados a isso ainda não foram assinados em virtude de uma
liminar concedida em novembro de 2006 pelos Tribunais brasileiros para suspender a licitação. Vide o Item 4
"Informação sobre a Empresa - Exploração, Desenvolvimento e Produção - Atividades de Exploração - Rodadas de
Licitação de Exploração.”
De acordo com a Lei do Petróleo e com nossos contratos de concessão com a ANP, somos obrigados a
pagar o seguinte:
•
bônus de assinatura;
•
royalties;
•
encargo de participação especial; e
•
pagamento pela ocupação ou retenção de áreas.
173
Os bônus de assinatura mínimos são publicados nas normas de licitação das concessões que estão sendo
leiloadas, porém, o valor real tem como base o valor constante da proposta vencedora e terá que ser pago no ato da
assinatura do contrato de concessão. Os aluguéis pela ocupação ou retenção das áreas de concessão são também
estabelecidos nas normas de licitação relacionada, devendo ser pagos anualmente. Para analisar a discussão sobre
royalties, imposto de participação especial e aluguéis, consultar o Item 5 “Análise e Perspectivas Operacionais e
Financeiras - Efeito dos Impostos sobre nosso Lucro”.
A respeito dos campos em terra, a Lei do Petróleo também exige que paguemos ao proprietário do terreno
uma taxa de participação que varia entre 0,5% e 1,0% das receitas operacionais líquidas derivadas da produção do
campo.
Para obter informações relacionadas a outros contratos relevantes, consultar o Item 4, “Informações sobre a
Empresa” e o Item 5 “Análise e Perspectivas Operacionais e Financeiras.”
PifCo
Para obter a descrição dos acordos relevantes da PifCo, consultar “— Senior Notes da PFCo”, “— Global
Notes da PIFC0” e “— Venda de Recebíveis Futuros.”
As declarações que constam neste relatório anual com relação ao teor de qualquer contrato ou de outro
documento não são necessariamente completas e, no caso de o contrato ou o outro documento ser anexo do relatório
anual, cada uma dessas declarações está qualificada em todos os aspectos pelas disposições do contrato real ou de
outros documentos.
Controles Cambiais Petrobras
Não há restrições quanto à titularidade das ações ordinárias ou preferenciais por pessoas físicas ou jurídicas
domiciliadas fora do Brasil.
O direito de converter pagamentos de dividendos e o produto da venda de ações em moeda estrangeira e de
remeter esses valores para fora do Brasil poderá estar sujeito a restrições nos termos da legislação sobre
investimento estrangeiro que, em geral, exige, entre outras coisas, que os investimentos pertinentes sejam
registrados junto ao Banco Central do Brasil. Caso quaisquer restrições sejam impostas à remessa de capital
estrangeiro para o exterior, elas poderiam prejudicar ou impedir a CBLC, na qualidade de custodiante das ações
ordinárias e preferenciais representadas pelas American Depositary Shares, ou os detentores registrados que tenham
trocado as American Depositary Shares por ações ordinárias ou ações preferenciais, de converter dividendos,
distribuições ou o produto de qualquer venda das referidas ações ordinárias ou ações preferenciais, conforme o caso,
em dólares norte-americanos e remeter esses dólares para o exterior.
Os investidores estrangeiros poderão registrar seu investimento de acordo com a Lei no 4.131 de 3 de
setembro de 1962 ou da Resolução no 2.689. O registro de acordo com a Resolução no 2.689 confere tratamento
fiscal favorável a investidores estrangeiros que não residam em um paraíso fiscal, conforme definição contida na
legislação tributária brasileira. Vide “Considerações sobre Impostos Brasileiros”
Nos termos da Resolução no 2.689, os investidores estrangeiros poderão investir em quase todos os ativos
financeiros e participar de quase todas as transações disponíveis nos mercados financeiros e de capitais brasileiros,
desde que certas exigências sejam cumpridas. De acordo com a Resolução no 2.689, a definição de investidor
estrangeiro inclui pessoas físicas, pessoas jurídicas, fundos mútuos e outras entidades de investimento coletivo, com
residência, sede ou domicílio no exterior.
De acordo com a Resolução no 2.689, o investidor estrangeiro deverá:
•
nomear pelo menos um representante no Brasil com poderes para praticar atos em relação ao seu
investimento;
•
nomear um custodiante autorizado no Brasil para seus investimentos;
174
•
obter registro na qualidade de investidor estrangeiro junto à CVM; e
•
obter registro de seu investimento estrangeiro junto ao Banco Central do Brasil.
Os títulos e outros ativos financeiros detidos por um investidor de acordo com a Resolução no 2.689
deverão ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob custódia de instituição devidamente licenciada
pelo Banco Central do Brasil ou pela CVM. Além disso, qualquer transferência de títulos detidos de acordo com a
Resolução no 2.689 deverá ser realizada em bolsas de valores ou por intermédio de mercados de balcão organizados
licenciados pela CVM, salvo as transferências resultantes de uma reestruturação societária, ou na ocorrência de
morte de um investidor, por força de lei ou de testamento.
Os detentores de American Depositary Shares que não registraram seu investimento junto ao Banco
Central do Brasil podem ser afetados de forma desfavorável por atrasos ou recusas na concessão de qualquer
aprovação do governo necessária para conversões de pagamentos efetuados em reais e remessas para o exterior
desses valores convertidos.
Os Regulamentos do Anexo III prevêem a emissão de depositary receipts nos mercados estrangeiros a
respeito de ações de emissores brasileiros. O depositário das ADSs obteve junto ao Banco Central do Brasil um
certificado de registro eletrônico a respeito do nosso programa de ADR existente. De acordo com o registro, o
custodiante e o depositário poderão converter dividendos e outras distribuições em relação às ações pertinentes
representadas por ADSs em moeda estrangeira e remeter o produto para o fora do Brasil. Após o fechamento de uma
oferta internacional, o certificado de registro eletrônico será alterado pelo depositário a respeito das ADSs vendidas
na oferta internacional e será mantido pelo custodiante brasileiro em relação às ações pertinentes em nome do
depositário.
Na hipótese de um detentor de ADSs trocar as ADSs pelas ações subjacentes, o detentor terá o direito de
continuar a confiar no registro eletrônico por cinco dias úteis a contar da troca. Subseqüentemente, a menos que as
ações pertinentes sejam detidas de acordo com a Resolução no 2.689 por um investidor devidamente registrado, ou
um detentor das ações pertinentes solicitar e obter um novo certificado de registro junto ao Banco Central do Brasil,
o detentor não poderá converter em moeda estrangeira e remeter para fora do Brasil o produto da alienação ou das
distribuições das ações pertinentes e o detentor, caso não seja registrado nos termos da Resolução no 2.689, ficará
sujeito a um tratamento fiscal brasileiro menos favorável do que o dispensado a um detentor de ADSs. Além disso,
caso o investidor estrangeiro resida em um "paraíso fiscal", o investidor também estará sujeito a um tratamento
fiscal menos favorável. Vide o Item 3 “Principais Informações – Fatores de Risco - Riscos Relativos aos Nossos
Títulos de Dívida e Títulos Patrimoniais.” e “— Considerações Fiscais Brasileiras.”
PifCo
Não existem:
•
leis, decretos ou regulamentos do governo nas Ilhas Cayman que restrinjam a exportação ou
importação de capital, inclusive de dividendo e de outros pagamentos a detentores de títulos que não
residam nas Ilhas Cayman, desde que esses titulares não residam em países sujeitos a certas sanções
pelas Nações Unidas ou pela União Européia, nem
•
limitações no direito de titulares não residentes ou estrangeiros impostos pela legislação da Ilhas
Cayman ou pelo Contrato Social da PFICo de deter ações da PifCo ou votar.
Tributação Relativa às nossas ADSs e ações ordinárias e preferenciais
O resumo a seguir contém uma descrição de considerações relevantes sobre imposto de renda federal
brasileiro e dos Estados Unidos que podem ser pertinentes à compra, titularidade e alienação de ações preferenciais
ou ordinárias ou de ADSs por um titular. Este resumo não descreve nenhuma conseqüência tributária que possa
surgir de acordo com a legislação de qualquer estado, município ou jurisdição tributária além da legislação do Brasil
e dos Estados Unidos.
175
Este resumo tem como base a legislação tributária do Brasil e dos Estados Unidos vigente na data deste
relatório anual e que está sujeita a mudanças (possivelmente com efeito retroativo). Este resumo também tem como
base as declarações do depositário e a assunção de que as obrigações contidas no contrato de depósito e em qualquer
documento relacionado serão cumpridas de acordo com seus respectivos termos.
Esta descrição não é uma descrição abrangente de todas as considerações tributárias que possam ser
pertinentes a qualquer investidor específico, inclusive considerações tributárias originadas de regras de aplicação em
geral a todos os contribuintes ou a certas classes de investidores, ou que se presume, em geral, que os investidores
conheçam. Os possíveis compradores de ações ordinárias ou preferenciais ou de ADSs devem consultar seus
conselheiros fiscais a respeito das conseqüências tributárias da aquisição, titularidade e alienação de ações
ordinárias ou preferenciais ou de ADSs.
Não existe um tratado de imposto de renda entre os Estados Unidos e o Brasil. Nos últimos anos, as
autoridades fiscais do Brasil e dos Estados Unidos tiveram discussões que podem resultar no referido tratado.
Porém, não podemos prever se ou quando um tratado entrará em vigor ou de que forma ele afetará os titulares norteamericanos de ações ordinárias ou preferenciais ou de ADSs.
Considerações sobre Impostos Brasileiros
Disposições Gerais
A discussão a seguir resume as conseqüências tributárias brasileiras relevantes da aquisição, titularidade ou
alienação de ações ordinárias ou preferenciais ou ADSs, conforme for o caso, por um titular que não seja
domiciliado no Brasil, denominado também titular não brasileiro, para fins de tributação brasileira e, no caso de um
titular de ações preferenciais ou ordinárias que tenha registrado seu investimento em ações preferenciais ou
ordinárias no Banco Central do Brasil como investimento em dólares dos Estados Unidos.
De acordo com as leis brasileiras, os investidores podem investir em ações preferenciais ou ordinárias de
acordo com a Resolução no 2.689 ou com a Lei nº 4.131 de 3 de setembro de 1962. Os investimentos em
conformidade com a Resolução no 2.689 proporcionam um tratamento fiscal favorável para investidores estrangeiros
que não residam em uma jurisdição em paraíso fiscal. As normas da Resolução no 2.689 permitem que os
investidores estrangeiros invistam em quase todos os instrumentos e participem de quase todas as transações
disponíveis nos mercados financeiros e de capitais brasileiros, desde que sejam cumpridas certas exigências. De
acordo com a Resolução no 2.689, a definição de investidor estrangeiro inclui pessoas físicas, pessoas jurídicas,
fundos mútuos e outras entidades de investimento coletivo, com residência, sede ou domicílio no exterior.
De acordo com esta norma, os investidores estrangeiros devem: (1) nomear pelo menos um representante
no Brasil com poderes para praticar atos relacionados a um investimento estrangeiro. (2) preencher o formulário
apropriado para registro de investidor estrangeiro; (3) registrar-se como investidor estrangeiro junto à CVM; e (4)
registrar o investimento estrangeiro junto ao Banco Central do Brasil.
Os títulos e outros ativos financeiros detidos por um investidor estrangeiro de acordo com a Resolução nº
2.689 deverão ser registrados ou mantidos em contas de depósito ou sob custódia de uma instituição devidamente
licenciada pelo Banco Central do Brasil ou pela CVM. Além disso, a negociação de títulos fica restrita às operações
executadas em bolsas de valores ou em mercados de balcão organizados e licenciados pela CVM.
Tributação de Dividendos
Os dividendos que pagamos, inclusive dividendos de ações e outros dividendos pagos em bens ao
depositário em relação às ADSs, ou a um titular que não seja brasileiro em relação às ações preferenciais ou
ordinárias, atualmente estão sujeitos a retenção de imposto na fonte no Brasil.
Devemos pagar aos nossos acionistas (inclusive aos titulares de ações ordinárias ou preferenciais ou ADSs)
juros sobre o valor dos dividendos pagáveis a eles, à taxa SELIC (a taxa de juros aplicável a certos títulos do
governo brasileiro), a partir do final de cada exercício fiscal até a data do pagamento efetivo desses dividendos.
176
Esses pagamentos de juros são considerados como renda fixa e estão sujeitos à retenção de imposto na fonte a taxas
variáveis dependendo do período de incidência dos juros. A taxa de juros varia de 15%, no caso de juros acumulados
por um período maior que 720 dias, a 22,5%, no caso de juros acumulados por um período de até 180 dias. Porém,
os detentores de ADSs e os detentores de ações preferenciais ou ordinárias que não residem nem são domiciliados
em jurisdições de paraíso fiscal (consultar “— Beneficiários Residentes ou Domiciliados em Jurisdições de Paraíso
Fiscal ou de Baixa Tributação”) investindo de acordo com a Resolução no 2689 estão sujeitos à retenção de imposto
retido na fonte a uma taxa reduzida, atualmente de 15%.
Tributação sobre Juros sobre o capital próprio
Qualquer pagamento de juros sobre patrimônio líquido (consultar “— Estatuto Social da Petrobras —
Pagamento de Dividendos e Juros sobre Patrimônio Líquido”) a detentores de ADSs ou de ações preferenciais ou
ordinárias, sejam eles residentes brasileiros ou não, está sujeito ao imposto de renda retido na fonte no Brasil a uma
alíquota de 15% na ocasião em que registrarmos esse passivo, seja o pagamento efetivo realizado nessa ocasião ou
não. No caso de residentes que não sejam brasileiros e que residam em uma jurisdição de paraíso fiscal, a alíquota
de imposto de renda retido na fonte aplicável é de 25% (consultar “—Beneficiários Residentes ou Domiciliados em
Jurisdições de Paraíso Fiscal ou de Baixa Tributação”). O pagamento de juros pela taxa SELIC que é aplicada a
pagamentos de dividendos se aplica igualmente a pagamentos de juros sobre o capital próprio. A determinação de se
faremos ou não distribuições na forma de juros sobre o capital próprio ou na forma de dividendos é feita por nosso
conselho de administração na ocasião em que as distribuições tiverem que ser feitas. Não podemos determinar como
nosso conselho de administração fará essas determinações em relação a distribuições futuras.
Tributação de Ganhos
Para fins de tributação brasileira, há dois tipos de detentores não brasileiros de ADSs ou de ações
preferenciais ou ordinárias: (1) detentores brasileiros não residentes nem domiciliados em uma jurisdição de paraíso
fiscal (consultar “— Beneficiários Residentes ou Domiciliados em Jurisdições de Paraíso Fiscal ou de Baixa
Tributação”), e que, no caso de detentores de ações preferenciais ou ordinárias, estejam registrados perante o Banco
Central do Brasil e a CVM para investir no Brasil de acordo com a Resolução no 2.689; e (2) outros detentores não
brasileiros; que incluem todas e quaisquer pessoas não residentes no Brasil e que invistam em títulos patrimoniais de
empresas brasileiras através de quaisquer outros meios (inclusive de acordo com a Lei no 4.131 de 1962) e todos os
tipos de investidores que estejam situados em jurisdições de paraíso fiscal. Os investidores identificados na cláusula
(1) acima estão sujeitos a tratamento tributário favorável no Brasil, de acordo com a descrição abaixo.
De acordo com a Lei no 10.833, datada de 29 de dezembro de 2003, os ganhos de capital realizados com a
alienação de ativos localizados no Brasil, por residentes não brasileiros, sejam eles para outros não residentes ou
não, ou feitos fora ou dentro do Brasil, estão sujeitos a tributação no Brasil a uma alíquota de 15% (uma alíquota de
25% é aplicada se forem realizados por investidores residentes em uma jurisdição de paraíso fiscal, ou seja, em um
país que não imponha imposto de renda ou que imponha imposto a uma alíquota máxima de menos de 20%.).
Entendemos que as ADSs não se enquadram dentro da definição de ativos tangíveis localizados no Brasil para os
fins desta lei, mas até agora não houve nenhum pronunciamento das autoridades fiscais nem regulamentos judiciais
a esse respeito. Portanto não podemos prever se esse entendimento prevalecerá nos tribunais do Brasil.
O depósito de ações preferenciais ou ordinárias em troca de ADSs pode estar sujeito a ganhos de capital no
Brasil a uma taxa de 15%, se o valor previamente registrado junto ao Banco Central do Brasil como investimento
estrangeiro em ações preferenciais ou ordinárias for inferior:
(1) ao preço médio por ação preferencial ou ordinária em uma bolsa de valores brasileira na qual o maior
número de ações desse tipo for vendido no dia do depósito; ou
(2) se nenhuma ação preferencial ou ordinária tiver sido vendida nesse dia, o preço médio na bolsa de
valores brasileira na qual o maior número de ações preferenciais ou ordinárias tiver sido vendido nas 15 sessões de
negociação que tiverem precedido imediatamente esse depósito. Nesse caso, a diferença entre o valor previamente
registrado e o preço médio das ações preferenciais ou ordinárias calculado como o mencionado acima, será
considerado ganho de capital. Os investidores registrados de acordo com a Resolução no 2.689 e que não estejam
177
localizados em uma jurisdição de paraíso fiscal estão isentos desse tipo de tributação. A retirada de ADSs em troca
de ações preferenciais ou ordinárias não está sujeita à tributação brasileira. Ao receber as ações preferenciais ou
ordinárias subjacentes, o detentor não brasileiro registrado de acordo com a Resolução no 2.689 terá direito de
registrar o valor em dólar norte-americano dessas ações junto ao Banco Central do Brasil conforme descrito abaixo
em “Capital Registrado.”
Os detentores não brasileiros não estão sujeitos a tributação no Brasil sobre ganhos realizados em vendas
de ações preferenciais ou ordinárias para detentores não brasileiros que ocorram no exterior.
Os detentores não brasileiros que não estiverem localizados em uma jurisdição de paraíso fiscal estão
sujeitos ao imposto de renda tributado a uma alíquota de 15% sobre ganhos realizados em vendas ou trocas de ações
preferenciais ou ordinárias que ocorram no Brasil ou com um residente do Brasil, exceto em relação às operações
nas bolsas de valores, de futuros ou de commodities brasileiras. Com relação ao produto de um resgate ou
distribuição de liquidação a respeito de ações preferenciais ou ordinárias, a diferença entre o valor efetivamente
recebido pelo acionista e o valor da moeda estrangeira registrado junto ao Banco Central do Brasil, contabilizado em
reais pela taxa de câmbio comercial na data de resgate ou distribuição de liquidação, estará também sujeita a
imposto de renda a uma alíquota de 15%, considerando que essas operações são tratadas como venda ou troca não
realizada em bolsas de valores, de futuro e de commodities brasileiras.
Os ganhos realizados decorrentes de operações nas bolsas de valores, de futuro ou de commodities
brasileiras por um investidor registrado de acordo com a Resolução no 2.689 que não esteja localizado em uma
jurisdição de paraíso fiscal, estão isentas de imposto de renda brasileira. De outra forma, os ganhos realizados em
operações relacionadas a bolsas de valores, de futuro ou de commodities estão sujeitos ao imposto de renda a uma
alíquota de 20%.
Portanto, os detentores não brasileiros estão sujeitos ao imposto de renda tributado a uma alíquota de 20%
sobre ganhos realizados em vendas ou trocas de ações preferenciais ou ordinárias que ocorram na bolsa de valores,
salvo se essa venda for efetuada por um detentor não brasileiro que não resida em uma jurisdição em paraíso fiscal
e:
(1) essa venda for feita em cinco dias úteis a partir da retirada dessas ações preferenciais ou ordinárias em
troca de ADSs e o produto da venda for remetido para o exterior dentro desse período de cinco dias; ou
(2) essa venda for feita de acordo com a Resolução no 2.689 por detentores não brasileiros registrados que
obtenham registro junto à CVM.
Nesses dois casos, a operação não estará sujeita a tributação no Brasil. O “ganho realizado”, para fins
tributários, é a diferença entre o valor em reais realizado na venda ou troca e o custo de aquisição mensurado em
reais, sem nenhum ajuste levando em conta a inflação das ações vendidas. O “ganho realizado” como resultado de
uma operação que ocorra fora de uma bolsa de valores será a diferença positiva entre o valor realizado na venda ou
troca e o custo de aquisição das ações preferenciais ou ordinárias, devendo ambos os valores serem considerados em
reais. Entretanto, existem fundamentos razoáveis para sustentar que o “ganho realizado” deva ser calculado com
base no valor em moeda estrangeira registrado junto ao Banco Central do Brasil, devendo esse valor em moeda
estrangeira ser convertido em reais pela taxa de câmbio comercial na data dessa venda ou troca.
Qualquer exercício de direitos preferenciais relacionados às ações preferenciais ou ordinárias não estarão
sujeitos a tributação brasileira. Qualquer ganho com a venda ou cessão de direitos preferenciais relacionados às
ações preferenciais ou ordinárias pelo depositário em nome dos detentores de ADSs estarão sujeitos a imposto de
renda brasileiro de acordo com as mesmas normas aplicáveis à venda ou alienação de ações preferenciais ou
ordinárias, salvo se essa venda ou cessão for realizada em bolsa de valores por um investidor que, de acordo com a
Resolução no 2.689, não resida em uma jurisdição de paraíso fiscal, em cujo caso os ganhos estão isentos de imposto
de renda.
178
Não existe nenhuma garantia de que o tratamento preferencial atual para detentores de ADSs e para alguns
detentores não brasileiros de ações preferenciais ou ordinárias de acordo com a Resolução no 2.689 continuará no
futuro.
Tributação de Operações de Câmbio (“IOF/Câmbio”)
De acordo com o Decreto no 4.494 de 3 de dezembro de 2002, a conversão em moeda brasileira do produto
recebido por uma entidade brasileira em relação a um investimento estrangeiro no mercado brasileiro de títulos
(inclusive aqueles correspondentes a um investimento em ações preferenciais ou ordinárias ou em ADSs e aqueles
em conformidade com a Resolução no 2.689) e a conversão em moeda estrangeira do produto recebido por um
detentor não brasileiro está sujeita a tributação sobre operações de câmbio conhecidas como IOF/Câmbio, que
atualmente é aplicada a uma taxa de zero por cento na maioria das operações. Contudo, de acordo com a Lei no
8.894 de 21 de junho de 1994, a taxa de IOF/Câmbio pode ser aumentada em qualquer momento para um máximo
de 25% por decisão do Ministro da Fazenda, mas somente em relação às operações de câmbio realizadas após o
aumento da taxa aplicável.
Tributação sobre Operações de Títulos e Valores Mobiliários (“IOF/Títulos”)
A Lei no 8.894 criou o Imposto sobre Operações de Títulos e Valores Mobiliários, ou IOF/Títulos, que
pode ser imposto sobre quaisquer operações que envolvam títulos e valores mobiliários realizadas no Brasil, mesmo
que essas operações sejam executadas em bolsa de valores, de futuros ou de commodities brasileiras. Como regra
geral, a alíquota desse imposto atualmente é zero, mas o governo brasileiro pode aumentá-la para 1,5% por dia,
porém, somente em relação às operações realizadas após o aumento da alíquota aplicável.
Outros Impostos Brasileiros
No Brasil não há impostos sobre herança, doação ou sucessão aplicáveis à titularidade, transferência ou
alienação de ações preferenciais ou ordinárias ou ADSs por um detentor não brasileiro, salvo os impostos sobre
doação e herança cobrados por alguns estados do Brasil sobre doações ou heranças concedidas por pessoas físicas ou
jurídicas não residentes ou domiciliadas no Brasil para pessoas físicas ou jurídicas residentes ou domiciliadas nos
referidos estados do Brasil. No Brasil não há impostos nem tributos sobre selo, emissão, registro ou impostos ou
tributos similares a serem pagos pelos detentores de ações preferenciais ou ordinárias ou ADSs.
Imposto sobre Operações em Conta Bancária (“CPMF”)
A Contribuição Provisória sobre Movimentação Financeira (ou CPMF) é imposta sobre qualquer débito às
contas bancárias. Como resultado, as operações realizadas pelo depositário ou por detentores de ações preferenciais
ou ordinárias que envolvam a transferência de moeda brasileira através de instituições financeiras brasileiras estão
sujeitas ao imposto de CPMF a uma alíquota de 0,38%. Essas operações incluem situações em que um detentor não
brasileiro transfere o produto da venda ou da cessão de ações preferenciais ou ordinárias por uma operação de
câmbio, em cujo caso a alíquota de CPMF será cobrada sobre o valor a ser remetido ao exterior em reais. Se
tivermos que realizar qualquer operação de câmbio em relação a ADSs ou ações preferenciais ou ordinárias,
estaremos também sujeitos à alíquota de CPMF. A instituição financeira que realizar a operação financeira
pertinente será responsável pela cobrança da taxa de CPMF aplicável.
Os saques das contas de depósito de residentes brasileiros ou não brasileiros, para a aquisição de ações em
ofertas públicas registradas junto à CVM, porém, não em bolsa de valores, estão sujeitos a uma alíquota de CPMF
de zero por cento, desde que o emissor esteja registrado para negociação das ações em uma bolsa de valores.
A CPMF não será cobrada na liquidação de aquisições de ações em ofertas públicas registradas junto à
Comissão de Valores Mobiliários (ou CVM), desde que a empresa emissora esteja listada em uma bolsa de valores.
Beneficiários Residentes ou Domiciliados em Jurisdições de Paraísos Fiscais ou de Baixa Tributação
179
A Lei no 9.779 de 1o de janeiro de 1999 estabelece que, salvo em circunstâncias prescritas limitadas, a
renda derivada de operações realizadas por um beneficiário, residente ou domiciliado em um país considerado como
paraíso fiscal está sujeita à retenção de imposto de renda na fonte a uma alíquota de 25%. Considera-se como
paraísos fiscais os países que não impõem nenhuma imposto de renda ou que impõem esse imposto a uma alíquota
máxima inferior a 20%. Conseqüentemente, se a distribuição de juros atribuídos ao patrimônio líquido for feita a um
beneficiário residente ou domiciliado em uma jurisdição de paraíso fiscal, será aplicada uma alíquota de imposto de
renda de 25% em vez de 15%. Os ganhos de capital não estão sujeitos a esse imposto de 25%, mesmo se o
beneficiário residir em uma jurisdição de paraíso fiscal. Vide “— Tributação de Ganhos.”
Capital Registrado
O valor de um investimento em ações preferenciais ou ordinárias mantidas por um detentor não brasileiro
que obtenha registro de acordo com a Resolução no 2.689, ou pelo depositário representando esse detentor, está
qualificado para registro junto ao Banco Central do Brasil; e esse registro (o valor assim registrado sendo chamado
de capital registrado) permite a remessa para fora do Brasil de moeda estrangeira, convertida pela taxa de câmbio
comercial, adquirida com o produto das distribuições e os valores realizados a respeito das alienações dessas ações
preferenciais ou ordinárias. O capital registrado referente a cada ação preferencial ou ordinária comprada como parte
da oferta internacional ou comprada no Brasil após a data deste documento, e depositada com o depositário será
igual ao seu preço de compra (em dólares norte-americanos). O capital registrado referente a uma ação preferencial
ou ordinária que for retirada mediante resgate de uma ADS será o valor equivalente em dólar norte-americano:
•
do preço médio de uma ação preferencial ou ordinária na bolsa de valores brasileira em que foi
vendido o maior volume dessas ações no dia da retirada; ou
•
se nenhuma ação preferencial ou ordinária tiver sido vendida nesse dia, do preço médio na bolsa de
valores brasileira em que o maior número de ações preferenciais ou ordinárias tiver sido vendido nas
15 sessões de negociação que tiverem imediatamente precedido essa retirada.
O valor em dólar norte-americano do preço médio das ações preferenciais ou ordinárias é determinado com
base na cotação média das taxas de câmbio comercial em dólar norte-americano/real pelo sistema de informação do
Banco Central do Brasil nessa data (ou, se o preço médio das ações preferenciais ou ordinárias for determinado de
acordo com a segunda opção acima, pela média dessas taxas de cotação média nos mesmos 15 dias utilizados para
determinar o preço médio das ações preferenciais ou ordinárias).
Um detentor não brasileiro de ações preferenciais ou ordinárias poderá vivenciar atrasos na realização
desse registro, que podem atrasar as remessas para o exterior. Esse atraso pode afetar de forma desfavorável o valor,
em dólar norte-americanos, recebido pelo detentor não brasileiro. Vide o Item 3 “Principais Informações —Fatores
de Risco — Riscos Relacionados aos Nossos Títulos Dívida ou Títulos Patrimoniais”.
Considerações sobre Imposto de Renda Federal dos EUA
As declarações a respeito da lei tributária dos EUA apresentadas abaixo têm por base a lei norte-americana
vigente na data deste relatório anual, podendo as alterações a esta lei subseqüentes à data deste relatório anual afetar
as conseqüências tributárias descritas neste documento. Este resumo descreve as principais conseqüências tributárias
relacionadas à titularidade e alienação de ações preferenciais ou ordinárias ou de ADSs, mas não pretende que seja
uma descrição abrangente de todas as conseqüências tributárias que vierem a ser relevantes para uma tomada de
decisão de manter ou alienar ações ordinárias ou preferenciais ou de ADSs. Este resumo se aplica apenas a
compradores de ações ordinárias ou preferenciais ou de ADSs que mantenham as ações ordinárias ou preferenciais
ou ADSs como bens de capital e não se aplica a classes especiais de detentores como, por exemplo, corretores de
títulos ou moedas, detentores cuja moeda funcional não seja o dólar norte-americano, detentores de 10% ou mais de
nossas ações (levando em conta ações mantidas diretamente ou através de acordos de depositários), organizações
isentas de impostos, instituições financeiras, detentores responsáveis pelo imposto mínimo alternativo, negociadores
de títulos que decidem contabilizar seus investimentos em ações ordinárias ou preferenciais ou em ADSs com base
em um ajuste ao preço de mercado (mark-to-market), e pessoas que detenham ações ordinárias ou preferenciais ou
ADSs em uma operação de hedging ou como parte de uma operação de straddle ou conversão.
180
CADA DETENTOR DEVE CONSULTAR SEU PRÓPRIO CONSULTOR FISCAL A RESPEITO DAS
CONSEQÜÊNCIAS TRIBUTÁRIAS GERAIS QUANTO A ISSO, INCLUSIVE AS CONSEQÜÊNCIAS DE
ACORDO COM LEIS QUE NÃO AS LEIS DE IMPOSTO DE RENDA FEDERAL NORTE-AMERICANO DE
UM INVESTIMENTO EM AÇÕES ORDINÁRIAS OU PREFERENCIAIS OU ADSs.
As ações preferenciais serão tratadas como patrimônio para fins de imposto de renda federal norteamericano. Em geral, para os fins do Código de Receita Interna dos EUA de 1986 (ou “Código”), um detentor de
ADS será tratado como o detentor das ações ordinárias ou preferenciais representadas por esses ADSs, não sendo
nenhum ganho ou prejuízo reconhecido se uma ADS for trocada pelas ações ordinárias ou preferenciais por esse
ADS.
Nesta discussão, as referências a ADSs referem-se a ADSs relacionadas tanto a ações ordinárias quanto
preferenciais e as referências a “detentor norte-americano” correspondem a um detentor de ADS que:
•
seja cidadão ou residente dos Estados Unidos da América,
•
seja uma sociedade constituída de acordo as leis dos Estados Unidos da América ou de algum estado
desse país; ou
•
esteja de alguma outra forma sujeito a tributação de renda federal norte-americana em uma base líquida
com relação a ações ou ADS.
Tributação de Distribuições
Um detentor norte-americano reconhecerá a renda de dividendos ordinários para fins de imposto de renda
federal norte-americano em um valor igual ao valor de qualquer dinheiro e valor de qualquer bem que distribuímos
como dividendo à medida que essa distribuição for paga a partir de nossos rendimentos e lucros correntes ou
acumulados, conforme determinado para fins de imposto de renda federal norte-americano, quando essa distribuição
for recebida pelo custodiante ou pelo detentor norte-americano no caso de um detentor de ações ordinárias ou
preferenciais. O valor de qualquer distribuição incluirá o valor do imposto brasileiro retido na fonte sobre o valor
distribuído, e o valor de uma distribuição paga em reais será mensurado com referência à taxa de câmbio para
conversão de reais em dólares norte-americanos vigente na data em que a distribuição for recebida pelo custodiante
ou por um detentor norte-americano no caso de um detentor de ações ordinárias ou preferenciais. Se o custodiante,
ou detentor norte-americano no caso de um detentor de ações ordinárias ou preferenciais, não converter esses reais
em dólares norte-americanos na data em que os receber, é possível que o detentor norte-americano reconheça um
prejuízo ou ganho, que seria um prejuízo ou ganho ordinário, quando os reais forem convertidos em dólares norteamericanos. Os dividendos que pagamos não serão qualificados para a dedução de dividendos recebidos concedida à
sociedades de acordo com o Código.
Sujeito a certas exceções para posições de curto prazo com hedge, o valor em dólar norte-americano dos
dividendos recebidos por uma pessoa física antes de 1o de janeiro de 2011 a respeito das ADSs estará sujeito a
tributação a uma alíquota máxima de 15% se os dividendos forem “dividendos qualificados.” Os dividendos pagos
sobre as ADSs serão tratados como dividendos qualificados se (i) as ADSs forem prontamente negociáveis em um
mercado de títulos estabelecido nos Estados Unidos e (ii) a Empresa não tiver sido, no ano anterior ao ano em que o
dividendo foi pago, e não for, no ano em que o dividendo é pago uma empresa de investimento estrangeiro passiva
(“PFIC”). As ADSs são registradas na Bolsa de Valores de Nova York, e estarão qualificadas como prontamente
negociáveis em um mercado de títulos estabelecido nos Estados Unidos, desde que estejam registradas dessa forma.
Com base nas demonstrações financeiras auditadas da Empresa e os dados relevantes de mercado e de acionistas, a
Empresa acredita que não foi tratada como uma PFIC para fins de imposto de renda federal norte-americano de seu
exercício tributável de 2005 ou 2006. Além disso, com base nas demonstrações financeiras auditadas da Empresa e
suas expectativas atuais a respeito do valor e da natureza de seus ativos, as fontes e a natureza de sua renda, e os
dados pertinentes de mercado e de acionistas, a Empresa não espera tornar-se uma PFIC para seu exercício
tributável de 2007. Com base na orientação existente, não está claro se os dividendos recebidos com relação a ações
serão tratados como dividendos qualificados, devido às próprias ações não estarem registradas em uma bolsa de
valores norte-americana. Além disso, o Tesouro dos EUA anunciou sua intenção de promulgar regras de acordo com
as quais os detentores de ADSs e os intermediários através dos quais esses títulos são mantidos terão permissão para
181
confiar nas certificações de emissores para tratar os dividendos como qualificados para fins de elaboração de
relatórios de impostos. Em virtude de esses procedimentos ainda não terem sido emitidos, não está claro se a
Sociedade será capaz de cumprir esses procedimentos.
As distribuições provenientes de rendimentos e lucros relativos a ações ou ADSs geralmente serão tratadas
como renda de dividendos de fontes de fora dos Estados Unidos e, em geral, serão tratados como “renda passiva”
(ou, para os exercícios tributáveis que iniciarem após 31 de dezembro de 2006, como “renda de categoria passiva”)
para fins de crédito de imposto estrangeiro. Sujeito a certas limitações, a retenção de imposto de renda na fonte no
Brasil em relação a qualquer distribuição a respeito das ações ou ADSs pode ser reivindicada como crédito contra a
responsabilidade de imposto de renda federal norte-americano de um detentor norte-americano, se esse detentor
norte-americano decidir creditar todos os impostos de renda estrangeiros desse exercício. De forma alternativa, essa
retenção de imposto de renda na fonte brasileira pode ser considerada como uma dedução contra a renda tributável.
Os créditos de imposto estrangeiro não podem ser permitidos para retenção de impostos cobrados a respeito de
certas posições de curto prazo ou com hedge em títulos ou a respeito de acordos em que o lucro econômico previsto
de um detentor norte-americano não seja substancial. Os detentores norte-americanos devem consultar seus próprios
consultores fiscais sobre as implicações dessas normas em relação a suas circunstâncias em particular.
Os detentores de ADSs que forem sociedades estrangeiras ou pessoas físicas estrangeiras não residentes
(“detentores que não dos EUA”) geralmente não estão sujeitos a imposto de renda federal norte-americano nem a
retenção de imposto de renda na fonte sobre distribuições a respeito das ações ou ADSs que sejam tratadas como
renda de dividendo para fins de imposto de renda federal norte-americano, salvo se os referidos dividendos
estiverem efetivamente ligados à condução pelo detentor de um estabelecimento comercial ou empresa nos Estados
Unidos.
Os detentores de ações e ADSs devem consultar seus próprios consultores fiscais a respeito da viabilidade
da alíquota de imposto sobre dividendos ser reduzida em relação às considerações discutidas acima e suas próprias
circunstâncias em particular.
Tributação de Ganhos de Capital
Com a venda ou outro tipo de alienação de uma ação ou ADS, um detentor norte-americano reconhecerá,
em geral, ganho ou prejuízo para fins de imposto de renda federal norte-americano. O valor do ganho ou do prejuízo
será igual à diferença entre o valor realizado na contraprestação pela alienação da ação ou da ADS e a base de
imposto do detentor norte-americano na ação ou na ADS. Esse ganho ou prejuízo geralmente estará sujeito a
imposto de renda federal norte-americano e será tratado como ganho ou perda de capital. O valor líquido do ganho
de capital a longo prazo reconhecido por um detentor pessoa física antes de 1o de janeiro de 2011, geralmente está
sujeito a tributação a uma alíquota máxima de 15%. As perdas de capital podem ser deduzidas da renda tributável,
sujeitas a certas limitações.
Um detentor que não seja norte-americano não estará sujeito a imposto de renda federal norte-americano
nem retenção de imposto de renda na fonte sobre o ganho realizado na venda ou em outra alienação de uma ação ou
de um ADS, salvo se:
•
esse ganho estiver efetivamente ligado à condução pelo detentor um estabelecimento comercial ou
empresa nos Estados Unidos; ou
•
esse detentor for uma pessoa física que esteja presente nos Estados Unidos da América durante 183
dias ou mais no exercício tributável da venda e que certas outras condições forem cumpridas.
Retenção para Reserva e Divulgação de Informações
Os dividendos pagos, e o produto da venda ou outra alienação de ADSs ou ações ordinárias ou
preferenciais a um detentor norte-americano geralmente podem estar sujeitos a exigências de divulgação de
informações do Código e podem também estar sujeitos a retenção para reserva, a não ser que o detentor norteamericano forneça um número de identificação de contribuinte preciso ou estabeleça uma isenção de outra forma. O
182
valor de qualquer retenção para reserva recolhida de um pagamento a um detentor norte-americano será permitido
como crédito contra a responsabilidade de imposto de renda federal norte-americano de um detentor norteamericano e pode conferir um direito de reembolso a um detentor norte-americano, desde que certas informações
exigidas sejam fornecidas ao Serviço da Receita Interna.
Um detentor não norte-americano geralmente estará isento dessas exigências de divulgar informações e de
retenção de imposto para reserva, mas pode ser obrigado a cumprir certos procedimentos de certificação e de
identificação para estabelecer sua qualificação para essa isenção.
Tributação relativa aos títulos da PifCo
No resumo a seguir consta uma descrição de considerações relevantes sobre imposto de renda federal das
Ilhas Cayman, brasileiro e norte-americano que podem ser relevantes para a compra, titularidade e alienação de
títulos de dívida da PFICo. Este resumo não descreve nenhuma conseqüência tributária originada de acordo com as
leis de qualquer estado, município ou jurisdição tributária além da das Ilhas Cayman, Brasil e Estados Unidos.
Este resumo tem como base a legislação tributária das Ilhas Cayman, do Brasil e dos Estados Unidos
vigente na data deste relatório anual, que está sujeita a mudança (possivelmente com efeito retroativo). Esta
descrição não é uma descrição abrangente de todas as considerações tributárias que possam ser pertinentes para
qualquer investidor específico, inclusive as considerações tributárias originadas das normas de aplicação geral a
todos os contribuintes ou a certas classes de investidores, ou que geralmente presume-se que os investidores
conheçam. Os possíveis compradores de títulos devem consultar seus próprios conselheiros fiscais quanto às
conseqüências tributárias da aquisição, titularidade e alienação de títulos.
Não existe nenhum tratado para evitar bitributação entre as Ilhas Cayman e os Estados Unidos, entre as
Ilhas Cayman e o Brasil ou entre o Brasil e os Estados Unidos. Nos últimos anos, as autoridades fiscais do Brasil e
dos Estados Unidos mantiveram discussões que poderão resultar no referido tratado. Porém, não podemos prever se
ou quando um tratado entrará em vigor ou de que forma ele afetará os detentores de títulos norte-americanos.
Tributação das Ilhas Cayman
De acordo com a lei vigente, a PifCo não está sujeita a imposto sobre renda, capital, transferência, venda
ou outros impostos nas Ilhas Cayman.
A PFICo foi constituída como sociedade isenta de acordo com as leis das Ilhas Cayman em 24 de setembro
de 1997. A PifCo recebeu um Compromisso quanto a Concessões Tributárias de acordo com o Artigo 6 da Lei de
Concessões Tributárias (Revisão de 1999) que dispõe que, por um período de vinte anos a partir da data deste
documento, nenhuma lei doravante decretada nas Ilhas Cayman impondo a cobrança de qualquer imposto ou tributo
sobre a renda, bens de capital, ganhos ou valorização se aplicará a qualquer renda ou propriedade da PifCo, e que
supostamente dispõe que não deve ser cobrado nenhum imposto sobre lucros, renda, ganhos ou valorizações ou o
que seja de natureza de imposto sobre espólio ou herança deverá ser pago ou com relação a ações, debêntures ou
outras obrigações da PifCo, ou por meio de retenção na fonte de qualquer parte de um pagamento do principal
devido de acordo com uma debênture ou outras obrigações da PifCo.
Nenhuma retenção de imposto na fonte se aplica nas Ilhas Cayman a distribuições pela PifCo com relação
a títulos. Os detentores de títulos não estão sujeitos a nenhum imposto de renda, sobre capital, transferência, vendas
ou outros impostos nas Ilhas Cayman com relação à compra, titularidade ou alienação dos títulos.
Os detentores cujos títulos sejam trazidos para as Ilhas Cayman, ou emitidos nas Ilhas Cayman, serão
responsáveis pelo pagamento de imposto de selo de até C.I.$ 250 (dólares das Ilhas Cayman) sobre cada título.
Tributação no Brasil
A discussão a seguir é um resumo das considerações tributárias brasileiras com relação a um investimento
nos títulos por uma pessoa não residente no Brasil. A discussão tem como base a legislação tributária do Brasil em
183
vigor na data deste documento e está sujeita a qualquer alteração na lei brasileira possa vir a vigorar após essa data.
As informações descritas abaixo se destinam a ser apenas uma discussão geral, e não abordam todas as
conseqüências possíveis relacionadas um investimento nos títulos.
OS POSSÍVEIS INVESTIDORES DEVEM CONSULTAR SEUS PRÓPRIOS CONSELHEIROS FISCAIS
QUANTO ÀS CONSEQÜÊNCIAS DE COMPRAR OS TÍTULOS, INCLUSIVE, SEM LIMITAÇÃO,
QUANTO ÀS CONSEQÜÊNCIAS DE RECEBER JUROS E DE VENDER, RESGATAR OU PAGAR OS
TÍTULOS OU CUPONS.
Geralmente, uma pessoa física, jurídica, sociedade fiduciária ou organização domiciliadas, para fins de
imposto, fora do Brasil (um “não residente”) é tributada no Brasil somente quando a renda é derivada de fontes
brasileiras. Portanto eventuais ganhos ou receitas pagos pela PifCo com relação aos títulos emitidas por ela em favor
de detentores de títulos não residentes não estão sujeitos a impostos brasileiros.
Os juros (incluindo o desconto de emissor original, ou OID, taxas, comissões, despesas e qualquer outro
rendimento a ser pago por um residente brasileiro a um não residente) geralmente estão sujeitos a retenção de
imposto de renda na fonte. Atualmente, a alíquota de retenção de imposto de renda é 15% ou alguma outra alíquota
mais baixa conforme prevista por um tratado tributário aplicável entre o Brasil e outro país. Se o destinatário do
pagamento for domiciliado em uma jurisdição em paraíso fiscal, conforme definição dos regulamentos tributários
brasileiros, a alíquota será de 25%.
Se os pagamentos correspondentes aos títulos forem efetuados por uma fonte brasileira, os detentores de
títulos serão indenizados de forma que, após o pagamento de todos os impostos brasileiros aplicáveis recolhidos por
retenção, dedução ou de outra forma, com relação ao principal, juros (incluindo o OID) e valores adicionais a serem
pagos com relação aos títulos (mais quaisquer juros e multas correspondentes), um detentor de títulos poderá manter
um valor igual ao que teria mantido caso esses impostos brasileiros (além de juros e multas correspondentes) não
tivessem sido pagos. O devedor brasileiro, sujeito a certas exceções, pagará valores adicionais a respeito dessa
retenção ou dedução para que o detentor receba o valor líquido devido.
De acordo com a Lei no 10.833, datada de 29 de dezembro de 2003, os ganhos de capital realizados na
alienação de ativos tangíveis localizados no Brasil, por residentes não brasileiros, para outros não residentes ou não,
realizada fora ou dentro do Brasil, estão sujeitos a impostos no Brasil a uma alíquota de 15% (uma alíquota de 25%
é aplicável se realizados pelos investidores residentes em uma jurisdição em paraíso fiscal, isto é, um país que não
imponha nenhum imposto de renda ou que imponha imposto a uma alíquota máxima inferior a 20%). Entendemos
que os títulos que não se enquadram na definição de ativos tangíveis localizados no Brasil para os fins dessa lei,
porém, ainda não há um pronunciamento das autoridades fiscais nem determinações judiciais a esse respeito.
Portanto, não podemos prever se esse entendimento prevalecerá nos tribunais do Brasil.
Geralmente, não há imposto de herança, doação, transmissão causa mortis, selo nem outros impostos
semelhantes no Brasil em relação à titularidade, transferência, cessão ou à qualquer outra alienação dos títulos por
um Não residente, com exceção de imposto de herança ou doação cobrados em alguns estados brasileiros em relação
a doações ou legados por pessoas físicas ou jurídicas que não estejam domiciliadas nem residam no Brasil para
pessoas físicas ou jurídicas que não estejam domiciliadas nem residam nesses estados.
Tributação Federal de Renda nos EUA
O resumo a seguir descreve certas considerações sobre imposto de renda federal nos Estados Unidos que
possam ser relevantes para um detentor de um título que seja, para fins imposto de renda federal nos EUA, cidadão
ou residente dos Estados Unidos ou uma sociedade do país ou que, de outra forma, esteja sujeita a imposto de renda
federal nos Estados Unidos em uma base de lucro líquido com relação aos títulos (um “detentor norte-americano”).
Este resumo tem como base o Código, sua história legislativa, regulamentos existentes e propostos do Tesouro dos
EUA promulgados de acordo com o Código, regulamentos publicados pelo Serviço da Receita Interna dos EUA, ou
IRS, e determinações judiciais, todos vigentes na data deste documento, estando todas as respectivas autoridades
sujeitas à mudança ou interpretações divergentes e essas mudanças ou interpretações divergentes podendo ser
aplicadas retroativamente. Este resumo não pretende abordar todos os aspectos da tributação de renda federal dos
184
Estados Unidos que possam ser pertinentes para determinados investidores tais como, por exemplo, instituições
financeiras, seguradoras, distribuidoras ou corretoras de títulos ou moedas, sociedades de investimento
regulamentadas, organizações isentas de imposto, certos detentores de títulos de curto prazo, pessoas que protejam
com hedging sua exposição em títulos ou que detenham títulos como parte de uma posição de straddle ou como
parte de uma operação de hedging ou “operação de conversão” para fins de imposto de renda federal dos EUA,
pessoas que participam de uma operação de “venda construtiva” com relação aos títulos ou Detentor norteamericano cuja moeda funcional, de acordo com a definição da Seção 985 do código, não seja o dólar norteamericano. Os detentores norte-americanos devem estar cientes de que as conseqüências do imposto de renda
federal dos EUA de deter os títulos podem ser substancialmente diferentes para os investidores descritos na sentença
anterior.
Além disso, este resumo não aborda nenhuma consideração tributária estrangeira, estadual ou municipal.
Este resumo se aplica apenas a compradores originais de títulos que comprem títulos pelo preço original de emissão
e que mantenham os títulos como “bens de capital” (geralmente, propriedade mantida para investimento) dentro do
significado do Artigo 1221 do Código.
OS POSSÍVEIS INVESTIDORES DEVEM CONSULTAR SEUS PRÓPRIOS CONSELHEIROS FISCAIS A
RESPEITO DAS CONSEQÜÊNCIAS TRIBUTÁRIAS DE INVESTIR NOS TÍTULOS, INCLUSIVE OS
EFEITOS DA LEGISLAÇÃO TRIBUTÁRIA FEDERAL ESTADUAL, MUNICIPAL, ESTRANGEIRA E
DE OUTRAS LEGISLAÇÕES TRIBUTÁRIAS.
Pagamentos de juros
Os pagamentos de “juros declarados qualificados” (de acordo com a definição abaixo) sobre um título
(inclusive, os valores adicionais, se houver) serão, em geral, tributados a um detentor norte-americano como receita
de juros ordinária quando esses juros forem acumulados ou recebidos de acordo com o método de contabilidade
tributária regular do detentor norte-americano. Em geral, se o “preço de emissão” de um título for menor do que o
“preço declarado de resgate no vencimento” por mais de um valor de minimis, esse título será considerado como
tendo OID. O preço de emissão de um título é o primeiro preço pelo qual um volume substancial desses títulos é
vendido para investidores. O preço de resgate declarado no vencimento de um título geralmente inclui todos os
pagamentos que não sejam pagamentos de juros declarados qualificados (de acordo com a definição abaixo).
Em geral, cada detentor de título norte-americano, mesmo que utilize o regime de caixa ou de competência
na contabilidade tributária, terá que incluir em renda bruta como renda de juros ordinária a soma das “parcelas
diárias” de OID sobre o título referente a todos os dias durante o exercício tributável em que o detentor norteamericano possuir o título. As parcelas diárias de OID sobre um título são determinadas alocando-se a cada dia de
qualquer período de provisão uma parcela rateável do OID a ser alocada para aquele período de provisão. Em geral,
no caso de um detentor inicial, o valor do OID sobre um título a ser alocado a cada período de provisão é
determinado (a) multiplicando-se o “preço de emissão ajustado”, conforme a definição abaixo, do título no início do
período de provisão pelo rendimento do título até o vencimento, e (b) subtraindo-se desse produto o valor dos juros
declarados qualificados a ser alocado para esse período de provisão. Os detentores norte-americanos devem estar
cientes de que, geralmente, devem incluir o OID na renda bruta como renda de juros ordinária para fins de imposto
de renda federal dos EUA, à medida que acumule, antes de receber o dinheiro atribuído a essa renda. O “preço de
emissão ajustado” de um título no início de qualquer período de provisão geralmente é a soma de seu preço de
emissão (geralmente incluindo juros acumulados, se houver) e o valor de OID a ser alocado a todos os períodos de
provisão anteriores, reduzida pelo valor de todos os pagamentos que não sejam pagamentos de juros declarados
qualificados (se houver) e realizados com relação a esse título em todos os períodos de provisão anteriores. O termo
“juros declarados qualificados” geralmente significa os juros declarados que devem ser pagos incondicionalmente
em dinheiro ou bens (com exceção de instrumentos de dívida do emissor) pelo menos anualmente durante todo o
prazo de um título a uma taxa fixa simples de juros ou, sujeito a certas condições, de com base em um ou mais
índices de juros.
A renda de juros, incluindo o OID, a respeito dos títulos, constituirá a renda de fonte estrangeira para fins
de imposto de renda federal dos Estados Unidos e, com certas exceções, será tratada separadamente, junto com
outros itens de “renda passiva” (ou, para exercícios tributáveis iniciando após 31 de dezembro de 2006, de “receita
185
de categoria passiva”) para fins de cálculo do crédito de imposto estrangeiro permitido pela legislação de imposto de
renda federal dos Estados Unidos. O cálculo dos créditos de imposto estrangeiro envolve a aplicação complexa de
normas que dependem das circunstâncias específicas de um detentor norte-americano. Os detentores norteamericanos devem consultar seus próprios conselheiros fiscais a respeito da disponibilidade de créditos de imposto
estrangeiro e do tratamento de valores adicionais.
Venda ou alienação de títulos
Um detentor norte-americano geralmente reconhecerá ganho ou prejuízo de capital com a venda, troca,
baixa contábil ou outro tipo de alienação de um título em um valor igual à diferença entre o valor realizado com essa
venda, troca, baixa contábil ou outro tipo de alienação (que não sejam valores atribuídos a juros declarados
qualificados acumulados que serão tributados dessa forma) e a base de imposto ajustada desse detentor norteamericano no título. A base de imposto ajustado de um detentor norte-americano no título geralmente é igual ao
custo do título para esse detentor norte-americano aumentado por quaisquer valores incluídos na renda bruta por
esse detentor norte-americano como OID e reduzido por quaisquer pagamentos que não os pagamentos de juros
declarados qualificados sobre esse título. O ganho ou prejuízo realizado por um detentor norte-americano na venda,
troca, baixa contábil ou outro tipo de alienação de um título geralmente será considerado ganho ou prejuízo de fonte
norte-americana para fins de imposto de renda federal nos Estados Unidos, salvo se for atribuído a um escritório ou
outro endereço comercial fixo fora dos Estados Unidos e que certas outras condições sejam cumpridas. O ganho ou
prejuízo realizado por um detentor norte-americano será considerado ganho ou perda de capital, e ganho ou perda de
capital de longo prazo se os títulos tiverem sido mantidos por mais de um ano. O valor líquido do ganho de capital a
longo prazo reconhecido por um detentor pessoa física antes de 1o de janeiro de 2011, em geral, está sujeito a
tributação a uma alíquota máxima de 15%.
Retenção para Reserva e Divulgação de Informações
Um detentor norte-americano pode, em certas circunstâncias, estar sujeito a “retenção na fonte para
reserva” com relação a certos pagamentos feitos a esse detentor, a menos que o detentor (i) seja uma sociedade ou se
enquadre em certas outras categorias de isenção, e demonstre esse fato quando isso for exigido, ou (ii) forneça o
número de identificação de contribuinte correto, certifique que não está sujeito a retenção na fonte para reserva e, de
outra forma, cumpra as exigências aplicáveis das normas de retenção na fonte para reserva. Qualquer valor retido na
fonte de acordo com essas normas, em geral, será creditado em preparação à responsabilidade de imposto de renda
federal nos EUA do detentor norte-americano. Embora detentores não norte-americanos geralmente estejam isentos
de retenção na fonte para reserva, um detentor não norte-americano pode, em certas circunstâncias, ser obrigado a
cumprir certos procedimentos de informação e identificação para provar que tem direito a essa isenção.
Detentor Não Norte-Americano
Um detentor ou usufrutuário de um título que não seja um detentor norte-americano (um “detentor não
norte-americano”) em geral não estará sujeito a imposto de renda federal nem a retenção na fonte nos EUA sobre os
juros recebidos sobre os títulos. Além disso, um detentor não norte-americano não estará sujeito ao imposto de renda
federal nem a retenção na fonte nos EUA sobre o ganho realizado sobre a venda de títulos salvo se, no caso do
ganho realizado por uma pessoa física detentora não norte-americana, o detentor não norte-americano estiver
presente nos Estados Unidos durante 183 dias ou mais no exercício tributável da venda e se certas outras condições
forem cumpridas.
Exibição de Documentos
As declarações que constam neste relatório anual com relação ao teor de qualquer contrato ou de outro
documento não são necessariamente completas e, no caso de o contrato ou o outro documento ser um anexo ao
relatório anual, cada uma dessas declarações são qualificadas em todos os aspectos pelas disposições do contrato
real ou de outros documentos.
Estamos sujeitos às exigências de informação da Lei de Mercado de Capitais de 1934, e emendas
posteriores, aplicadas ao emissor privado estrangeiro e, conseqüentemente, registramos ou fornecemos relatórios,
declarações de informação e outras informações junto à SEC. Esses relatórios e outras informações por nós
186
registradas podem ser inspecionados e, sujeito ao pagamento de quaisquer taxas exigidas, pode-se obter cópias na
Seção de Referência pública da SEC, em 100 F Street, N.E., Washington, D.C. 20549. Como emissor privado
estrangeiro, não somos obrigados a fazer registros junto à SEC por meio eletrônico antes de 4 de novembro de 2002,
embora tivéssemos permissão para fazer isso. Quaisquer registros que façamos por meio eletrônico estarão à
disposição do público pela internet no website da SEC: http://www.sec.gov.
Os relatórios e outras informações podem também ser examinados e copiados nos escritórios da Bolsa de
Valores de Nova York, em 20 Broad Street, Nova York, Nova York 10005. Entretanto, na qualidade de emissor
privado estrangeiro, estamos isentos das exigências de procuração do Artigo 14 da Lei de Mercado de Capitais de
1933 e das regras normas de recuperação de lucros short-swing do Artigo 16 da Lei de Mercado de Capitais de
1933, embora as normas da Bolsa de Valores de Nova York possam nos obrigar a solicitar procurações de nossos
acionistas em algumas circunstâncias. O endereço de nosso website é: http://www.petrobras.com.br. As informações
contidas em nosso website não fazem parte deste relatório anual.
O Contrato de Pré-Pagamento.
De acordo com um contrato de pré-pagamento celebrado por nós e pela PFL, nos comprometemos em
entregar, enquanto quaisquer Senior e Junior Trust Certificates permanecerem em circulação, em cada período
trimestral, uma quantidade de Produtos Qualificados com valor de mercado igual a quaisquer pagamentos
programados de juros e principal dos Senior e Junior Trust Certificates.
O Contrato Mestre de Exportação
Enquanto quaisquer Senior Trust Certificates ou quaisquer valores pagáveis aos seguradores permanecerem
em aberto, entregaremos, em cada período trimestral, uma quantidade de Produtos Qualificados que tenham um
valor igual a quaisquer pagamentos programados de juros, principal ou outros valores devidos de acordo com os
Senior Trust Certificates. De acordo com o Contrato Mestre de Exportação, exportamos e vendemos Produtos
Qualificados para a PFL durante cada período trimestral:
•
em um valor igual a no mínimo 80% do volume total de todo o óleo combustível (Óleo Combustível
Pesado) exportado por nós durante o período trimestral; e
•
com um valor (com base no preço de fatura líquido no qual esses Produtos Qualificados são realmente
vendidos pela PFL) igual a no mínimo:
(a) o mais alto valor total programado a ser pago pelo Fiduciário em qualquer período trimestral
durante o prazo restante de qualquer série de Senior Trust Certificates no momento em circulação, a
respeito de juros, principal e outros valores devidos de acordo com os Senior Trust Certificates
multiplicados por
(b) um fator que flutue entre 2,0 e 3,0, dependendo do nível de vendas de Produtos Qualificados
pela PFL que forem contratados a serem feitos de acordo com acordos que prevejam um preço mínimo
por barril ou outros acordos de hedging e o preço mínimo pertinente ou preço estabelecido por esses
acordos de hedging.
Também concordamos que nossa média de exportações brutas diárias de óleo combustível para qualquer
período de doze meses consecutivos será igual a no mínimo 50.000 barris de óleo combustível. Não estamos
liberados de nossas obrigações de entregar Produtos Qualificados de acordo com o Contrato Mestre de Exportação
ou Contrato de Pré-Pagamento, por qualquer motivo, incluindo, entre outros, sem limitação como resultado de force
majeure ou não pagamento pela PFL.
O resumo do Contrato Mestre de Exportação que é apresentado acima reflete as alterações assinadas após o
consentimento. As alterações entraram em vigor em 1o de junho de 2006.
187
ITEM 11.
DIVULGAÇÃO QUALITATIVA E QUANTITATIVA SOBRE RISCOS DE MERCADO
Petrobras
Geral
Estamos expostos a vários riscos de mercado decorrentes de nossas atividades comerciais normais. Esse
risco de mercado diz respeito, principalmente, à possibilidade de que alterações preços de commodities, taxas de
câmbio ou taxas de juros que possam afetar de forma desfavorável o valor de nossos ativos e passivos financeiros ou
fluxos de caixa e rendimentos futuros.
Embora atualmente estejamos produzindo aproximadamente 80% de nossas exigências de petróleo no
Brasil, importamos volume substancial desse produto, bem como volumes menores de óleo diesel, GLP, nafta e
outros derivados. Também exportamos petróleo, bunker, óleo combustível e gasolina. Praticamente, todos os preços
dessas importações e exportações são pagáveis em dólares norte-americanos, ainda que, substancialmente todas as
nossas receitas sejam cobradas em reais (não obstante o fato de esses preços tomarem por base, em parte, os preços
internacionais). Além disso, uma parcela substancial de nossa dívida e algumas de nossas despesas operacionais são,
e prevemos que continuarão sendo, denominadas ou indexadas em dólares americanos ou outras moedas
estrangeiras. Vide o Item 4 “Informações sobre a Empresa - Regulamentação do Setor de Petróleo e Gás no Brasil”
no tocante à maneira pela qual o governo brasileiro tem controlado os preços que cobramos.
O principal mercado para nossos produtos é o Brasil, e substancialmente todas as nossas receitas são
denominadas em reais. Descrevemos acima, no Item 4 “Informações sobre a Empresa - Regulamentação do Setor de
Petróleo e Gás no Brasil - Regulamentação de Preços”, a forma pela qual o governo brasileiro regulamenta os preços
por nós cobrados.
Administração de Riscos
Os riscos de mercado que enfrentamos consistem principalmente do risco do preço da commodity, e, em
menor grau, riscos relativos às taxa de juros e taxas de câmbio.
A administração de nossos riscos de exposição vem evoluindo sob a orientação das políticas de diretores
executivos, atuando como um grupo, muitos dos quais estão em seus respectivos cargos desde fevereiro de 2003.
Em 2004, criamos um Comitê de Administração de Risco composto de membros de todas as nossas áreas comerciais
para promover uma administração integrada de nossas exposições de risco e estabelecer as principais diretrizes a
serem adotadas por nós para tratar dos riscos relacionados às nossas atividades. Conforme descrito abaixo, firmamos
contratos, tais como, contratos de futuros de energia, a termo, de opções e de swaps, destinados a nos proporcionar
uma proteção com hedge contra o risco da variação de preços em nossas importações e exportações. Esses
instrumentos derivativos de commodities são utilizados apenas para neutralizar exposições de mercado resultantes
dessas importações e exportações e não são utilizados com fins especulativos. De tempos em tempos, os resultados
de nossas operações com derivativos são revisados pela diretoria executiva para permitir que os objetivos e
estratégias do programa sejam periodicamente ajustados para que possamos responder às condições de mercado.
Utilizando contratos de derivativos nos expomos a risco de crédito e mercado. O risco de crédito é o não
cumprimento por uma contraparte dos termos do contrato derivativo. O risco de mercado é o efeito desfavorável
sobre o valor de um instrumento financeiro que resulta de uma mudança favorável nas taxas de juros, taxas de
câmbio vigentes ou preços de commodities. Lidamos com o risco de crédito restringindo as partes desse instrumento
financeiro derivativo a instituições financeiras maiores. Os nossos diretores executivos gerenciam o risco de
mercado.
Risco de Preço de Commodity
As nossas vendas de petróleo e produtos derivados baseiam-se nos preços internacionais, expondo-nos
assim à flutuações de preços nos mercados internacionais.
188
A fim de mitigar o impacto dessas flutuações, celebramos operações com derivativos, principalmente
contratos de futuros, opções e swaps. Os nossos contratos de futuros prevêem hedges econômicos para compras e
vendas antecipadas de petróleo, geralmente previstas para ocorrerem em um período de 30 a 360 dias. A nossa
exposição nesses contratos é limitada à diferença entre o valor do contrato e o valor de mercado nos volumes
cobertos protegidos por hedge.
Em 2006, conduzimos operações com derivativos em 26,4% de nosso volume comercial total, em
comparação com 26,8% de nosso volume comercial total em 2005 e 33,1% de nosso volume comercial total em
2004. Esta redução de nossas transações com derivativos resulta de flutuações normais de nossas operações. As
posições em aberto no mercado de futuros, comparadas ao valor de mercado à vista, resultaram em perdas
reconhecidas de US$ 1,6 milhão em 2006, US$ 0,6 milhões em 2005, US$ 2 milhões em 2004.
Em janeiro de 2001, vendemos opções de venda de 52 milhões de barris do petróleo do West Texas
Intermediate no período de 2004 a 2007. Realizamos a operação a fim de proteger a quantidade de petróleo das
flutuações de preço e de fornecer às instituições financiadoras do projeto Barracuda/Caratinga uma margem
garantida mínima para cobrir os serviços de dívida. As vendas foram estruturadas para garantir um retorno mínimo
ao investimento das instituições financiadoras do projeto. O valor de nossa posição com relação a esta opção de
venda não resultou em lucros ou perdas em 31 de dezembro de 2006.
Em relação ao contrato de longo prazo para a aquisição de gás (o "Contrato de Fornecimento de Gás" ou
“GSA”) destinado a abastecer as usinas termoelétricas e outros usos no Brasil, assinamos um contrato, que entrou
em vigor em Outubro de 2002, com um produtor de gás, que constituiu um instrumento financeiro de derivativo
segundo o SFAS no 133. Esse contrato, o Contrato de Redução de Volatilidade de Preço de Gás Natural (o "PVRC"),
foi assinado com a finalidade de reduzir os efeitos da volatilidade de preço de acordo com o GSA.
As condições do PVRC incluem um swap direto fixo para preço flutuante para o período desde o início a
2004, e para o período de 2005 a 2019 um collar pelo qual receberemos pagamentos à vista quando o preço
calculado exceder o teto estabelecido e faremos pagamentos à vista quando o preço estiver abaixo do piso
estabelecido, e nenhum pagamento será efetuado quando o preço estiver entre o teto e o piso.
O PVRC está sendo contabilizado em conformidade com o SFAS no 133 como instrumento de derivativo,
uma vez que não atendemos aos requisitos de documentação exigidos para contabilização como hedge, e está sendo
ajustado ao seu valor justo calculado, com as alterações neste valor reconhecidas como receita. No início, o PVRC
tinha um valor positivo para a Petrobras de $169 milhões, considerado incentivo de compra diferida e está sendo
amortizado na receita com base nos volumes previstos no PVRC.
Em 31 de dezembro de 2005, registramos um ativo representado por um derivativo baseado no cálculo do
valor justo no valor de US$ 547 milhões e um passivo no valor de US$ 144 milhões, que foi considerado um
incentivo de compra diferida, que estava sendo amortizado no custo de venda com base nos volumes previstos de
acordo com o PVRC.
Em virtude da nova Lei de Hidrocarbonetos da Bolívia, a outra parte envolvida no PVRC contestou o
contrato, alegando, entre outros fatores, force majeure e ônus excessivo. Em 12 de agosto de 2006, as partes
concordaram em cancelar o PVRC. Como resultado, recebemos o valor de US$ 41 milhões da Andina e baixamos
certas contas a receber relacionadas à PVRC no valor de US$ 77 milhões.
Também registramos uma despesa financeira relacionada a ajustes de ativos de valor justo no valor de US$
328 milhões durante o primeiro trimestre de 2006, em virtude do efeito de recentes aumentos fiscais na Bolívia, e
US$ 94 milhões durante o segundo trimestre de 2006 como conseqüência do cancelamento do contrato.
Em 1o de maio de 2006, o Decreto Supremo 28.701 entrou em vigor na Bolívia, pelo qual os recursos de
hidrocarbonetos naturais nesse país foram nacionalizados. Como resultado, todas as empresas de petróleo são
obrigadas a entregar toda sua produção para a YPFB, que, na representação do Estado, é a única agente econômica
autorizada a comercializar os produtos de hidrocarboneto, definindo as condições, volumes e preços para o mercado
doméstico, exportações e industrialização. O Decreto estabelece que durante um período de 180 dias conhecido
como “Período de Transição”, ou até que os novos contratos de operação entrem em vigor, os operadores dos
189
campos com uma produção média certificada de gás natural superior a 100 milhões de pés cúbicos por dia (em
2005), conforme é o caso dos campos San Alberto e San Antonio onde operamos, são obrigadas a pagar um valor
adicional para a YPFB de 32% sobre o valor da produção, aumentando a participação do governo boliviano para um
total de 82%. Em 28 de outubro de 2006, o final do Período de Transição, novos contratos de operação foram
celebrados com a YPFB. Esses novos contratos de operação prevêem ou ratificam que (i) todos os recursos de
hidrocarboneto são propriedade da YPFB, (ii) mantemos nossa situação de operadores dos campos de petróleo e gás,
mas as vendas devem ser feitas por intermédio da YPFB, e (iii) temos o direito de recuperar nossos custos e ter uma
participação nos lucros gerados pela produção. Os novos contratos de operação entraram em vigor em maio de
2007. Como resultado dessas exigências, pagamos a taxa adicional para a YPFB de 32% sobre nossa produção de
hidrocarboneto, um valor de US$ 144,9 milhões, entre maio de 2006 e abril de 2007.
As atividades de hedging internacionais em 2006 representaram uma média de 284.880 barris de óleo
equivalente por dia de movimentos físicos, dos quais 24,7% eram relacionados a óleo combustível, 14,9% eram
relacionados a diesel, 26,1% eram relacionados a gasolina e 31,2% eram relacionados a petróleo, em comparação
com nossas atividades internacionais de hedging em 2005 que representaram uma média de 255.700 barris de óleo
equivalente por dia de movimentos físicos, dos quais 20,8% eram relacionados a óleo combustível, 36,8% eram
relacionados a gasolina, 15,3% eram relacionados a diesel, e 19,8% eram relacionados a petróleo. Esse aumento em
nossas transações de derivativos internacionais foi resultado de flutuações normais em nossas operações. Do total de
nossas atividades de hedging em 2006, 69,4% foram conduzidas pela Petrobras, 18,9% pela PifCo e 11,7% pela
PAI.
A tabela a seguir apresenta uma análise de sensibilidade demonstrando a alteração líquida no valor justo de
uma alteração desfavorável de 10% no preço da commodity subjacente em 31 de dezembro de 2006, que é um
aumento de 10% no preço da commodity subjacente para Opções, Futuros e Swaps e uma redução de 10% para
Opções com vencimento em 2007-2008.
Petrobras
Futuros
Contratos de
compra .................
Contratos de
venda....................
Swaps
Recebimento
variável/
pagamento fixo
Recebimento
fixo/
pagamento
variável ............
Opções com
vencimento em
2006-2007(2)
Contratos de
venda....................
PifCo
Total
Quantidade
(1.000 bbl)
Valor Justo
(1)
(milhões
de US$)
+10%
Sensibilida
de
(milhões de
US$)
0.000
0.000
0.000
0.000
-
-
0.000
-
-
0.692
4.565
0.001
12.201
(5.209)
(4.688)
435
-
4.371
-
9.646
-
-
3.340
0.000
0.000
2.164
0.246
4.918
3.586
3.227
5.458
-
0.000
-
1.551
-
7.009
-
-
13000
0.000
-
-
-
-
-
-
0.000
(1.000
bbl)
Valor
Justo(1)
(milhões
de US$)
Quantidade
(1.000 bbl)
Valor Justo
(1)
(milhões
de US$)
Quantidade
(1.000 bbl)
Valor Justo
(1)
(milhões
de US$)
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
0.000
-
0.000
-
7.464
(5.902)
172
4.840
-
2.754
Quantidade
Vencimento em 2006
Opções
Contratos de
compra .................
Contratos de
venda....................
Petrobras America Inc.
(1)
O valor justo representa uma estimativa de lucro ou perda que seria realizado se os contratos fossem quitados na data
do balanço patrimonial.
(2)
13 milhões de barris ao ano.
190
Riscos de Taxas de Juros e Taxas de Câmbio
O risco taxa de juros ao qual estamos expostos é função de nossa dívida de longo prazo, e em menor
proporção, de nossa dívida de curto prazo. Nossa dívida de longo prazo consiste principalmente de títulos e
empréstimos incorridos principalmente em relação às despesas de capital e investimentos em projetos de exploração
e desenvolvimento e empréstimos a coligadas. Aproximadamente 78% de nossa dívida de longo prazo são
denominados em outras moedas e não em reais, principalmente dólares norte-americanos, e em menor proporção em
ienes japoneses e moedas européias ligadas ao euro. Nossa dívida de curto prazo consiste principalmente de
financiamentos para importações e exportações denominados em dólares americanos, e empréstimos para capital de
giro contraídos com bancos comerciais. De um modo geral, nossa dívida em moeda estrangeira com taxa flutuante
está sujeita principalmente a flutuações da LIBOR. Nossa dívida com taxa flutuante denominada em reais está
sujeita sobretudo à Taxa de Juros de Longo Prazo (ou TJLP), fixada pelo Conselho Monetário Internacional. Vide a
Nota Explicativa 12 às nossas demonstrações financeiras consolidadas e auditadas.
Atualmente não utilizamos derivativos para administrar nossa exposição à flutuação das taxas de juros.
Temos considerado várias formas de derivativos para reduzir nossa exposição às flutuações das taxas de juros e
poderemos vir a utilizar estes instrumentos financeiros no futuro.
O risco relativo às taxas de juros ao qual estamos expostos está limitado ao balanço patrimonial e resulta
principalmente da incidência de obrigações que não estejam denominadas em reais na composição de nosso
portfólio de dívida. No caso de uma desvalorização do real frente à moeda estrangeira na qual nossa dívida seja
denominada, incorreríamos em uma perda monetária com relação a tal dívida. Entretanto, uma fração considerável
de nossa receita operacional está ligada ao dólar americano uma vez que nossos preços de derivados baseiam-se em
preços internacionais, enquanto algumas despesas, em contrapartida, não o são. Vide o Item 5. “Análise e
Perspectivas Operacionais e Financeiras - Geral.”
A tabela abaixo fornece informações resumidas sobre a nossa exposição ao risco de taxas de juros e de
câmbio na composição de nosso portfólio de dívida em 2006 e 2005. O portfólio de nossa dívida inclui dívida de
longo prazo, leasings financeiros, Project financings, e as respectivas partes de curto prazo e dívida de curto prazo.
Total do Portfólio de Dívida
Denominada em real
o/w taxa fixa.................................................................................
o/w taxa flutuante ........................................................................
Denominada em dólar
o/w taxa fixa.................................................................................
o/w taxa flutuante (inclui dívida de curto prazo).......................
Outras moedas (principalmente iene)
o/w taxa fixa.................................................................................
o/w taxa flutuante ........................................................................
Total .....................................................................................
2006
17,9%
0,0
17,9
78,1
37,4
40,7
4,0
3,6
0,4
100,0%
2005
9,6%
0,0
9,6
87,3
44,7
42,6
3,1
2,8
0,3
100,0%
Total do Portfólio de Dívida
Dívida de Taxa Flutuante
Denominada em real....................................................................
Denominada em moeda estrangeira............................................
Dívida de Taxa Fixa
Denominada em real....................................................................
Denominada em moeda estrangeira............................................
Total .....................................................................................
2006
2005
17,8%
41,2
9,6%
42,9
0,0
41,0
0,0
47,5%
100,0%
100,0%
Total do Portfólio de Dívida
191
dólares norte-americanos.....................................................................
euro .......................................................................................................
Iene japonês..........................................................................................
reais ......................................................................................................
Total .....................................................................................
* o/w significa “dos quais”
192
2006
78,12%
1,08
2,93
17,87
100,0%
2005
87,32%
0,86
2,20
9,62
100,0%
A tabela abaixo apresenta informações sobre nosso total de obrigações de dívida em 31 de dezembro de
2006, sensível às alterações de taxas de juros e taxa de câmbio. Esta tabela apresenta, por data de vencimento
prevista e moeda, os principais fluxos de caixa e as taxas de juros médias destas obrigações. As taxas de juros
variáveis baseiam-se na taxa de referência aplicável, LIBOR, TJLP, IGP-M, CDI (Certificado de Depósito
Interbancário) em 31 de dezembro de 2006:
(em milhões de dólares norte-americanos, exceto as porcentagens)
2007
Dívida em EURO:
Dívida de taxa
fixa............................
Média da taxa
de juros ................
Dívida de taxa
variável.....................
Média da taxa
de juros ................
Dívida em iene
japonês:
Dívida de taxa
fixa............................
Média da taxa
de juros ................
Dívida de taxa
variável.....................
Média da taxa
de juros ................
Dívida em dólares
norte-americanos:
Dívida de taxa
fixa............................
Média da taxa
de juros ................
Dívida de taxa
variável.....................
Média da taxa
de juros ................
Dívida em reais:
Dívida de taxa
variável.....................
Média da taxa
de juros ................
Total das obrigações
de dívida.......................
2008
2009
2010
2011
2012-2023
168
2
1
-
-
-
6,6%
5,7%
5,7%
-
-
-
7
7
7
7
7
26
4,8%
4,8%
4,8%
4,8%
4,8%
4,8%
62
87
47
27
25
344
2,6%
2,4%
2,2%
1,8%
1,7%
2,1%
2
2
9
15
8
-
4,1%
4,1%
4,7%
4,8%
4,8%
-
2.004
832
382
700
606
3.455
7,5%
9,6%
8,9%
9,0%
8,9%
7,6%
2.146
1.785
1.207
988
523
2.042
6,7%
6,1%
6,5%
6,7%
6,2%
6,7%
1.424
252
366
656
132
983
11,4%
12,6%
10,8%
13,8%
11,7%
12,9%
5.812
2.967
2.018
2.392
1.300
6.850
Valor Justo
em 31 de
dezembro de
2006
Total
171
171
59
59
591
606
35
35
7.978
8.751
8.690
8.778
3.813
4.134
21.338
22.534
Permanecemos em uma das três operações de collar de taxa de câmbio com custo zero (opções de compra e
venda combinadas) que celebramos em 2000. A finalidade dessa transação em aberto é reduzir nossa exposição às
variações entre a taxa de câmbio dólar norte-americano e Euro. Esse collar estabelece um teto e um piso para a taxa
de câmbio relacionada. Se a taxa de câmbio se enquadrar abaixo do piso estabelecido, pagaremos à contraparte a
diferença entre a taxa real e o piso sobre o valor nocional. De forma contrária, se a taxa de câmbio aumentar,
ultrapassando o teto definido, nós pagaremos à contraparte a diferença entre a taxa de câmbio real e o teto sobre o
valor nocional. Não contabilizamos esses contratos de derivativos como instrumentos de derivativos de hedge.
193
A tabela abaixo apresenta informações sobre o restante de nossos contratos de câmbio collar com custo
zero em moeda estrangeira. A tabela apresenta o valor nocional da obrigação relacionada, taxas de teto e piso, o
valor justo das opções de compra e venda e data de vencimento do contrato.
Valor nocional da dívida (em milhões de US$).......................................................................
Taxas contratuais (EUR/US$)
Pagamentos de juros
Piso .............................................................................................................................
Teto.............................................................................................................................
Pagamentos finais de principal
Piso .............................................................................................................................
Teto.............................................................................................................................
Valor justo em 31 de dezembro de 2005 (em milhões de US$)
Opção de Venda ........................................................................................................
Opção de Compra......................................................................................................
Data de Vencimento...........................................................................................................
177,2
0,94
1,18
1,0725
1,1800
(0,001)
21,29
2007
PifCo
A PifCo faz um uso limitado de derivativos, contratados pela Petrobras em nome da PifCo. A PifCo não
possui contratos de derivativos para fins de negociação ou alavancagem.
Em 12 de setembro de 2006, a PifCo celebrou um swap de moeda cruzada no qual há o swap dos
pagamentos de principal e juros em títulos denominados em iene para valores em dólar norte-americano. De acordo
com os U.S. GAAP, os hedges de fluxo de caixa de moeda estrangeira somente podem ser designados dessa forma
quando protegem o risco da moeda funcional da entidade, e portanto, esse swap de moeda cruzada é qualificado para
designação de contabilidade de hedge, considerando que a moeda funcional da PifCo é o dólar norte-americano, e a
avaliação da eficácia do hedge indica que a alteração no valor justo do instrumento de hedging designado é
altamente efetiva.
O item de hedge é um título de ¥ 35 bilhões, com um vencimento de dez anos, contendo um cupom
semestral de 2,15% ao ano. O instrumento de hedge é um swap de moeda cruzada, com um vencimento de dez anos,
de acordo com o qual dólares norte-americanos são pagos e ienes japoneses são recebidos de acordo com as
obrigações do título. O teste de eficácia foi feito no início do hedge com base no método de derivativos hipotéticos.
O teste de eficácia será feito continuamente a cada três meses.
O ganho ou perda da transação originado da remensuração de títulos denominados em iene seria
compensado por um valor relacionado reclassificado a cada período de outro lucro abrangente para rendimentos. O
swap de moeda cruzada em 31 de dezembro de 2006 tem um valor justo negativo de US$ 9 milhões em virtude da
desvalorização do iene japonês em comparação com o dólar norte-americano desde o início do instrumento. No
curso normal dos negócios, a PifCo enfrenta riscos de mercado, incluindo risco de taxa de juros e risco de preço de
petróleo e derivados. Nós e a PifCo não celebramos contratos derivativos ou fizemos
qualquer outro acordo
para proteger com hedge contra o risco de taxa de juros. A PifCo tem repassado historicamente seus custos de
financiamento para nós pela venda de petróleo e derivados para nós a um ágio para compensar seus custos de
financiamento. Apesar de estarmos considerando métodos de continuar essa prática no futuro, não podemos garantir
a você que essa prática permanecerá.
Os empréstimos de dívida de curto prazo da PifCo são derivados principalmente de bancos comerciais e
incluem linhas comerciais, linhas de crédito e instrumentos comerciais, que se destinam principalmente à compra de
petróleo e derivados, e com taxas de juros variando de 5,52% a 8,06%. A média ponderada da taxa de juros anual da
dívida de curto prazo da PifCo em 31 de dezembro de 2006 foi de 6,76%, comparado a 5,02% em 31 de dezembro
de 2005.
A tabela abaixo apresenta os valores e taxas de juros anual de média ponderada relacionada até as datas de
vencimento esperadas para as obrigações de dívida de longo prazo da PifCo em 31 de dezembro de 2006.
194
ANO DA DATA DE VENCIMENTO PREVISTO DA DÍVIDA
(em milhares de dólares norte-americanos, exceto nas porcentagens)
31 de dezembro de 2006
Obrigações de dívida
Dívida em dólares
norte-americanos:
Dívida de taxa fixa ........
Média de taxa de juros ..
Dívida de taxa variável .
Média de taxa de juros ..
Dívida em moeda
japonesa
Dívida em taxa fixa
Taxa de juros média
Total das obrigações
de dívida .......................
2008
2009
2010
2011
2012
2013-2018
Total
Valor Justo
31 de
dezembro de
2006
441.698
10,0%
329.500
6,9%
67.718
5,5%
149.500
7,3%
68.738
5,5%
259.500
6,8%
356.164
8,9%
20.500
7,8%
70.928
5,5%
22.250
7,4%
2.299.669
7,8%
260.000
7,2%
3.304.915
3.679.951
1.041.250
1.074.014
-
-
-
-
-
293.969
2,2%
293.969
293.969
771.198
217.218
328.238
376.664
93.178
2.853.638
4.640.134
5.047.634
Total do Portfolio de
Dívida
Dólares norte-americanos:
Dívida de taxa fixa......................................................................
Dívida de taxa flutuante ..............................................................
Iene japonês: ...............................................................................
Dívida de taxa fixa......................................................................
Dívida de taxa flutuante ..............................................................
Total do portfolio de dívida ........................................................
31 de dezembro
de 2006
74,5%
20,5%
5,0%
0,0%
100,0%
31 de dezembro
de 2005
79,8%
20,2%
0,0%
0,0%
100,0%
Em 31 de dezembro de 2006, 20% da dívida da PifCo eram denominados em dólares com taxa flutuante e
75% da dívida da PifCo eram denominados em dólares com taxa fixa. Uma vez que 95% da dívida da PifCo é
denominada em dólares, ela não está sujeita a riscos pelas taxas de câmbio relevantes.
ITEM 12. DESCRIÇÃO DE TÍTULOS QUE NÃO SÃO TÍTULOS PATRIMONIAIS
Não aplicável.
ITEM 13. INADIMPLÊNCIA , DIVIDENDOS EM ATRASO E MORA
Nenhum.
ITEM 14.
MODIFICAÇÕES RELEVANTES NOS DIREITOS DOS ACIONISTAS E NO USO DOS
RECURSOS
Nenhum.
ITEM 15. CONTROLES E PROCEDIMENTOS
Procedimentos e Controles de Divulgação
Contando com a supervisão e a participação de nosso diretor presidente e diretor financeiro, realizamos,
juntamente com a PifCo, uma avaliação da eficácia de nossos procedimentos e controles de divulgação de
informação em 31 de dezembro de 2006. Há limitações inerentes à eficácia de qualquer sistema de controle de
divulgação de informação, inclusive a possibilidade de erro humano, assim como a de estratégias para evitar ou
contornar os procedimentos e controles. Conseqüentemente, mesmo controles e procedimentos de divulgação
195
eficazes somente podem oferecer uma garantia razoável da realização de seus objetivos de controle. Com base em
nossa avaliação, nosso diretor presente e diretor financeiro concluíram que nossos controles e procedimentos de
divulgação em 31 de dezembro de 2006 eram eficazes para fornecer uma garantia razoável de que as informações
exigidas a serem divulgadas por nós nos relatórios que apresentamos de acordo com a Lei de Mercado de Capitais
de 1933 são registradas, processadas, resumidas e reportadas dentro de períodos especificados nas normas e formas
aplicáveis, e que são acumuladas e comunicadas à nossa diretoria, incluindo nosso diretor presidente e diretor
financeiro, como adequadas para permitir decisões tempestivas a respeito da divulgação exigida.
Relatório da Administração sobre Controle Interno de Relatórios Financeiros
A administração da Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS e subsidiárias e da Petrobras International
Finance Company – PifCo e subsidiárias (cada uma, uma “Empresa”) é responsável por estabelecer e manter o
controle interno efetivo sobre os relatórios financeiros e suas avaliações da eficácia do controle interno sobre os
relatórios financeiros.
O controle interno de cada Empresa sobre os relatórios financeiros é um processo designado pelo ou sob a
supervisão do Comitê de Auditoria de cada Empresa, Diretor Presidente, Diretor Financeiro e efetuado pelo
conselho de administração, administração e outro pessoal de cada Empresa para fornecer uma garantia razoável a
respeito da confiabilidade dos relatórios financeiros e da elaboração das demonstrações financeiras consolidadas
para fins externos de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos. O controle interno
de cada Empresa sobre os relatórios financeiros inclui as políticas e procedimentos que (1) se relacionam à
manutenção de registros que, em detalhes razoáveis, refletem de forma precisa e justa as transações e alienações dos
ativos da Empresa; (2) oferecem uma garantia razoável de que as transações são registradas conforme necessário
para permitir a elaboração de demonstrações financeiras consolidadas de acordo com os princípios contábeis
geralmente aceitos nos Estados Unidos, e que as receitas e despesas da Empresa estão sendo feitas somente de
acordo com autorizações da administração e dos conselheiros da Empresa; e (3) oferecem uma garantia razoável a
respeito da prevenção ou detecção em tempo oportuno da aquisição, uso ou alienação não autorizada dos ativos da
Empresa que possa ter um efeito desfavorável relevante nas demonstrações financeiras consolidadas.
Em virtude de suas limitações inerentes, controle interno sobre relatórios financeiros pode não impedir ou
detectar declarações falsas de uma forma oportuna. Portanto, mesmo os sistemas determinados como sendo efetivos
podem fornecer apenas uma garantia razoável a respeito da elaboração e apresentação das demonstrações financeiras
consolidadas. Ainda, as projeções de qualquer avaliação da efetividade de futuros períodos está sujeita ao risco de
esses controles poderem se tornar inadequados em virtude de alterações nas condições, ou que o grau de
conformidade com as políticas ou procedimentos pode deteriorar.
A administração avaliou a efetividade do controle interno sobre relatórios financeiros de cada Empresa em
31 de dezembro de 2006, com base nos critérios estabelecidos no Controle Interno– Estrutura Integrada emitido pelo
Committee of Sponsoring Organizations – COSO – of the Treadway Commission. Com base nessa avaliação, a
administração concluiu que em 31 de dezembro de 2006 o controle interno sobre relatórios financeiros de cada
Empresa é efetivo.
A avaliação da administração da efetividade do controle interno sobre relatórios financeiros de cada
Empresa em 31 de dezembro de 2006 foi auditada pela KPMG Auditores Independentes, empresa de auditoria
independente das Empresas, cujo parecer é apresentado em seu relatório, datado de 5 de abril de 2007, incluído nas
demonstrações financeiras deste Relatório Anual.
Não há alterações significativas em nossos controles internos ou nos controles internos da PifCo ou em
outros fatores que podem afetar de forma significativa esses controles durante todo o ano de 2006 e
subseqüentemente à data das avaliações da administração.
196
Programa Integrado de Sistemas e Métodos de Avaliação de Controles Internos — Prisma
O Programa Integrado de Sistemas e Métodos de Avaliação de Controles Internos, Prisma, parte de nossa
agenda estratégica e atualmente supervisionado pelo Escritório de Administração de Controle Geral da Empresa,
concluiu seu trabalho para atender às exigências do Artigo 404 da Lei Sarbanes-Oxley.
As atividades da Prisma em 2006 foram conduzidas com a orientação do Comitê de Administração de
Controle Interno e monitorado pelo Comitê de Auditoria. Essas atividades incluíram o mapeamento, a
documentação e manutenção da estrutura de controle interno para reduzir quaisquer riscos relacionados ao nosso
sistema de relatórios financeiros consolidados. Nosso Escritório de Administração de Controle Geral continuou a
implementar a melhor governança corporativa e práticas de controle a respeito de todos os aspectos de nossos
negócios, serviços, setores financeiros e de tecnologia da informação, de acordo com o Public Company Accounting
Oversight Board (PCAOB), o Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (COSO), e o
Control Objectives for Information e Related Technology (COBIT).
Aprovamos o projeto dos processos e controles que causariam um impacto nas demonstrações financeiras
consolidadas. Quaisquer desvantagens que possam deteriorar potencialmente a certificação de nossos controles
internos foram eliminadas. As auditorias internas do sistema, organizadas pelo Conselho de Administração,
aplicaram novos testes de efetividade de controle. Os testes indicaram que não havia deficiências ou desvantagens
que possam comprometer nosso julgamento a respeito da estrutura de controle, em empresas particulares ou com
relação aos nossos processos e tecnologia da informação, de forma mais ampla.
A documentação de nossos projetos dos processos, controles e testes de efetividade é protegida
regularmente em um sistema de administração de controle interno integrado que monitora automaticamente o fluxo
de papel e responsabilidade, e possibilita que todos os níveis da administração aprovem a estrutura do controle
interno, incluindo o Diretor Financeiro e o Presidente. Quaisquer gerentes, o Escritório de Administração de
Controle Interno Geral, Auditoria Interna, Diretoria Executiva, e o Comitê de Auditoria, podem analisar a situação
atualizada de nossos controles internos do sistema em qualquer momento.
ITEM 16A. PERITO FINANCEIRO DO COMITÊ DE AUDITORIA
Em 17 de junho de 2005, nosso Conselho de Administração aprovou a nomeação de um comitê de auditoria
para fins da à Lei Sarbanes-Oxley de 2002. Nosso Conselho de Administração determinou Fabio Colletti Barbosa
como o perito financeiro do comitê de auditoria, e ele é independente, conforme definido no Artigo 17 do CRF,
240.10A-3. O conselho de administração da PifCo atualmente serve como seu comitê de auditoria para os fins da
Lei Sarbanes-Oxley de 2002. O conselho de administração da PifCo determinou que Marcos Antonio Silva Menezes
é um “perito financeiro do comitê de auditoria” dentro do significado deste Item 16A. O Sr. Menezes não é
independente, conforme definido no Artigo 17 do CRF, 240.10A-3.
ITEM 16B. CÓDIGO DE ÉTICA
Adotamos um Código de Ética aplicável a nossos funcionários e diretores executivos e um Código de Boas
Práticas aplicável para nossos conselheiros e diretores executivos, sendo que ambos se aplicam também à PifCo. Em
2006, revisamos e atualizamos nosso Código de Ética. Nenhuma renúncia das disposições do Código de Ética ou do
Código de Boas Práticas é permitida. Os dois documentos estão disponíveis no website da Petrobras:
www.petrobras.com.br/relaçõescomoinvestidor/governança corporativa.
197
ITEM 16C. PRINCIPAIS TAXAS E SERVIÇOS CONTÁBEIS
Principais Taxas Contábeis
Taxas de Auditoria e Não Auditoria
Petrobras
A tabela a seguir estabelece as taxas cobradas da Petrobras pelos nossos auditores financeiros, KPMG
Auditores Independentes , durante os exercício findo em 31 de dezembro de 2006 e Ernst & Young Auditores
Independentes S/S, durante o exercício findo em 2005:
Exercício findo em 31 de
dezembro de
2006
2005
(em milhares de reais)
Taxas de auditoria ..................................................................................................................
Taxas relacionadas a auditoria...............................................................................................
Impostos ..................................................................................................................................
17.254
3.939
1.467
10.876
3.441
584
Total de taxas .........................................................................................................
22.660
14.901
As taxas de auditoria da tabela acima são as taxas totais de auditoria cobradas pela KPMG Auditores
Independentes e Ernst & Young Auditores Independentes S/S com relação à auditoria de nossas demonstrações
financeiras anuais (U.S. GAAP e BR GAAP), revisões interinas (U.S. GAAP e BR GAAP), auditorias subsidiárias
(U.S. GAAP e BR GAAP, entre outros) e revisão de documentos periódicos registrados junto à SEC. Em 2006, as
taxas de auditoria incluem o total das taxas cobradas pela KPMG Auditores Independentes, no valor de R$ 2.063
mil, com relação à auditoria dos controles internos. As taxas relacionadas a auditoria na tabela acima são as taxas
totais cobradas pela KPMG Auditores Independentes e Ernst & Young Auditores Independentes S/S para garantia e
serviços relacionados que estiverem razoavelmente relacionados ao desempenho da auditoria ou das revisões de
nossas demonstrações financeiras e não estiverem reportadas em “Taxas de Auditoria” nem em “Taxa de Auditoria
relacionadas à SOX”.
As taxas da tabela acima são taxas cobradas pela KPMG Auditores Independentes e Ernst & Young
Auditores Independentes S/S pelos serviços relacionados a análises de conformidade fiscal da declaração de imposto
federal anual e procedimentos a respeito de impostos sobre lucro e vendas.
PifCo
A tabela a seguir estabelece as taxas cobradas da PifCo por seus auditores independentes, KPMG
Auditores Independentes, durante os exercícios fiscais findos em 31 de dezembro de 2006 e Ernst & Young
Auditores Independentes S/S durante o exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2005:
Exercício findo em 31 de
dezembro de
2006
2005
(em milhares de reais)
Taxas de auditoria ..................................................................................................................
Taxas relacionadas à auditoria...............................................................................................
252,8
39,8
318,3
—
Total de taxas .........................................................................................................
292,6
318,3
As Taxas de Auditoria são as taxas totais cobradas pela KPMG Auditores Independentes e Ernst & Young
Auditores Independentes S/S pela garantia e serviços relacionados que estão razoavelmente relacionados à
realização da auditoria ou revisões das demonstrações financeiras da PifCo, e não estão reportadas em Taxas de
Auditoria. As taxas divulgadas na categoria “Taxas Relacionadas a Auditoria” estão relacionadas principalmente aos
198
serviços prestados em relação à emissão dos títulos da PifCo nos mercados de capitais internacionais e seu programa
de pré-pagamento de exportação.
Políticas e Procedimentos de Aprovação do Comitê de Auditoria
Nosso comitê de auditoria tem autoridade para recomendar ao nosso Conselho de Administração políticas e
procedimentos de pré-aprovação para contratação por nós ou pela PifCo de serviços de auditores independentes.
Atualmente, nosso Conselho de Administração ainda não estabeleceu tais políticas e procedimentos de préaprovação. Nosso Conselho de Administração aprova expressamente caso a caso qualquer contratação de nossos
auditores independentes para todos os serviços prestados a nossas subsidiárias ou à Petrobras. Nossos estatutos
proíbem nossos auditores independentes de prestar quaisquer serviços de consultoria a nossas subsidiárias ou à
Petrobras durante o período de vigência de tais contratos de auditoria.
ITEM 16D. ISENÇÕES DOS PADRÕES DE LISTAGEM EM BOLSA PARA OS COMITÊS DE
AUDITORIA
De acordo com as normas do comitê de auditoria de empresas listadas da NYSE e da SEC, devemos
cumprir a Norma 10A-3 da Exchange Act, que exige que estabeleçamos um comitê de auditoria composto de
membros do Conselho de Administração que cumpram exigências especificadas. Com base na isenção da Norma
10A-3(b)(iv)(E), designamos dois membros de nosso comitê de auditoria, Francisco Roberto de Albuquerque e
Arthur Antônio Sendas, que são designados do governo brasileiro, que é uma de nossas coligadas. Em nossa
avaliação, os atos desses membros independentemente no cumprimento das responsabilidades de um membro do
comitê de auditoria de acordo com a Lei Sarbanes-Oxley e cumprir as outras exigências da Norma 10A-3.
ITEM 16E. COMPRAS DE TÍTULOS PATRIMONIAIS PELO EMISSOR E POR COMPRADORES
AFILIADOS
Petrobras
Durante o exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2006, nem nós, nem nenhum “comprador coligado”,
conforme definição na Norma 10b-18 (a)(3) da Lei de Mercado de Capitais de 1934, compramos quaisquer de
nossos títulos patrimoniais. Em 15 de dezembro de 2006, aprovamos um programa de recompra de ações e podemos
recomprar ações durante 2007.
ITEM 17. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
Não aplicável.
ITEM 18. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS
Vide as páginas F-1 a F-211, incorporadas ao presente documento por referência.
199
ITEM 19.
ANEXOS
-
No.
Descrição
1.1
Estatutos Alterados da Petróleo Brasileiro S.A.-Petrobras (juntamente com uma versão em inglês) (incorporados por
referência ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras, registrado junto à Comissão
de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004 (Registro No. 1-15106)).
1.2
Memorando e Contrato Social da Petrobras International Finance Company (incorporados por referência ao Documento
1 ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de
Valores Mobiliários em 1 de julho de 2002, e alterações a estes, registradas em 13 de dezembro de 2002 e 20 de março
de 2003 (Registro No. 333-14168)). O Contrato e Estatuto Social da PifCo foram alterados pela última vez em 7 de
maio de 2007. A Sede da PifCo está funcionando atualmente no Registro Oficial da Empresa nas Ilhas Cayman para
registrar um novo Contrato e Estatuto Social alterado da PifCo que reflete as seguintes alterações: a) uma contribuição
de capital total capital no valor de US$ 300.050.000,00; b) o novo número resultante de 300.050.000 ações, com valor
nominal de US$ 1,00; e c) objetos maiores pelos quais os planos da empresa de realizar seus negócios no futuro
próximo.
2.1
Contrato de Depósito, com data de 14 de julho de 2000, entre a Petrobras e o Citibank, N.A., como depositários, e
detentores registrados e legítimos proprietários de tempos em tempos de American Depositary Shares, representando as
ações ordinárias da Petrobras (incorporado por referência ao Documento de Registro da Petrobras no Formulário F-6
registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 17 de julho de 2000 (Registro No. 333-123000)).
2.2
Contrato de Depósito Alterado e Consolidado, com data de 21 de fevereiro de 2001, entre a Petrobras e o Citibank,
N.A., como depositários, e detentores registrados e legítimos proprietários de tempos em tempos de American
Depositary Shares, representando as ações preferenciais da Petrobras (incorporado por referência ao Documento 4.1 da
Emenda No. 1 ao Registro da Petrobras no Formulário F-1, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 3 de
julho de 2001 (Registro No. 333-13660)).
2.3
Emenda No. 1, com data de 23 de março de 2001, ao Contrato de Depósito Alterado e Consolidado com data de 21 de
fevereiro de 2001, entre a Petrobras, Citibank, N.A., como depositários, e detentores registrados e legítimos
proprietários de tempos em tempos de American Depositary Shares, representando as ações preferenciais da Petrobras
(incorporada por referência ao Documento 4.2 da Emenda No. 1 ao Registro da Petrobras no Formulário F-1, registrado
junto à Comissão de Valores Mobiliários em 3 de julho de 2001 (Registro No. 333-13660)).
2.4
Escritura, com data de 19 de julho de 2002, entre a Petrobras e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário
(incorporada por referência ao documento 4.4 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petrobras
no Formulário F-3, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 5 de julho de 2002, e alterações registradas
em 19 de julho de 2002 e 14 de agosto de 2002 (Registro No. 333-92044-01)).
2.5
Escritura, com data de 19 de julho de 2002, entre a Petrobras International Finance Company e JPMorgan Chase Bank,
como Agente Fiduciário (incorporada por referência ao documento 4.5 do Registro da Petrobras International Finance
Company e a Petrobras no Formulário F-3, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 5 de julho de 2002, e
alterações registradas em 19 de julho de 2002 e 14 de agosto de 2002 (Registro No. 333-92044-01)).
2.6
Primeira Escritura Suplementar, com data de 31 de março de 2003, entre a Petrobras International Finance company
(PifCo) e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário, relativa aos 9,00% dos Global Step-Up Notes com
vencimento em 2008 (incorporada por referência ao documento 2.6 do relatório anual da Petrobras no formulário 20-F
para o exercício fiscal findo em 31 de dezembro de 2002, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de
junho de 2002 (Registro No. 1-15106)).
2.7
Segunda Escritura Suplementar, com data de 2 de julho de 2003, entre a Petrobras International Finance Company
(PifCo) e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário, relativa aos 9,125% de juros dos Global Step-Up Notes com
vencimento em 2013 (incorporada por referência ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petróleo Brasileiro S.A. –
Petrobras, registrada junto à Comissão de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004 (Registro No. 1-15106)).
200
2.8
Segunda Escritura Suplementar Alterada e Consolidada, com data inicial de 2 de julho de 2003, alterada e consolidada
em 18 de setembro de 2003, entre Petrobras International Finance Company (PifCo) e JPMorgan Chase Bank, como
Agente Fiduciário, relativa aos 9,125% de juros dos Global Notes com vencimento em 2013 (incorporada por referência
ao Relatório anual no Formulário 20-F da Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras, registrado junto à Comissão de Valores
Mobiliários em 30 de junho de 2004 (Registro No. 1-15106)).
2.9
Terceira Escritura Suplementar, com data de 10 de dezembro de 2003, entre Petrobras International Finance Company
(PifCo) e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário, relativa aos 8,375% de juros dos Global Notes com
vencimento em 2018 (incorporada por referência ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petróleo Brasileiro S.A.—
Petrobras, registrado junto à Comissão Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004 (Registro No. 1-15106)).
2.10
Escritura, com data de 9 de maio de 2001, entre Petrobras International Finance Company e The Bank of New York,
como Agente Fiduciário, relativa aos 97/8% de juros dos Senior Notes com vencimento em 2008 (incorporadas por
referência ao Documento 4.1 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petróleo Brasileiro S.A.—
Petrobras no Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro
No. 333-14168)).
2.11
Escritura Suplementar, com data de 26 de novembro de 2001, entre a Petrobras International Finance Company e The
Bank of New York, como Agente Fiduciário, relativa aos 97/8% de juros dos Senior Notes com vencimento em 2008
(incorporada por referência ao Documento 4.2 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petróleo
Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro
de 2001 (Registro No. 333-14168)).
2.12
Escritura, com data de 6 de julho de 2001, entre a Petrobras International Finance Company e The Bank of New York,
como Agente Fiduciário, relativa aos 9 ¾% dos Senior Notes com vencimento em 2011 (incorporada por referência ao
Documento 4.1 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no
Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro No. 33314170)).
2.13
Escritura Suplementar, com data de 26 de novembro de 2001, entre a Petrobras International Finance Company e The
Bank of New York, como Agente Fiduciário, relativa aos 9 ¾% de juros dos Senior Notes com vencimento em 2011
(incorporada por referência ao Documento 4.2 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petróleo
Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro
de 2001 (Registro No. 333-14170)).
2.14
Escritura, com data inicial de 4 de fevereiro de 2002, conforme alteração e consolidação de 28 de fevereiro de 2002,
entre a Petrobras International Finance Company e The Bank of New York, como Agente Fiduciário, relativa aos 91/8%
dos Senior Notes com vencimento em 2007 (incorporada por referência ao Documento 2.19 do Relatório Anual alterado
no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários
em 13 de dezembro de 2002 (Registro No. 333-14168)).
2.15
Contrato de Registro de Direitos, com data de 9 de maio de 2001, entre Petrobras International Finance Company,
Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e USB Warburg LLC, Bank of America Securities LLC, J.P. Morgan Securities
Inc., RBC Dominion Securities Corporation e Santander Central Hispano Investment Securities Inc. (incorporado por
referência ao Documento 4.4 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petróleo Brasileiro S.A.—
Petrobras no Formulário F-4 registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro
No. 333-14168)).
2.16
Contrato de Registro de Direitos, com data de 6 de julho de 2001, entre Petrobras International Finance Company,
Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e USB Warburg LLC, Bank of America Securities LLC, J.P. Morgan Securities
Inc., RBC Dominion Securities Corporation e Santander Central Hispano Investment Securities Inc. (incorporado por
referência ao Documento 4.4 do Registro da Petrobras International Finance Company e da Petróleo Brasileiro S.A.—
Petrobras no Formulário F-4 registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro
No. 333-14170)).
2.17
Contrato de Registro de Direitos, com data inicial de 4 de fevereiro de 2002, conforme alteração e consolidação de 28
de fevereiro de 2002, entre Petrobras International Finance Company, Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras, UBS
Warburg LLC e Morgan Stanley & Co. Incorporated (incorporado por referência ao Documento 2.20 do Relatório
Anual alterado no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de
Valores Mobiliários em 13 de dezembro de 2002 (Registro No. 333-14168)).
201
2.18
Standby Purchase Agreement, com data de 9 de maio de 2001, entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e The Bank of
New York (incorporado por referência ao Documento 4.5 do Registro da Petrobras International Finance Company e
Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de
dezembro de 2001 (Registro No. 333-14168)).
2.19
Emenda No. 1 ao Standby Purchase Agreement, com data de 26 de novembro de 2001, entre Petróleo Brasileiro S.A.—
Petrobras e The Bank of New York, como Agente Fiduciário (incorporada por referência ao Documento 4.6 do Registro
da Petrobras International Finance Company e Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4, registrado junto
à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de dezembro de 2001 (Registro No. 333-14168)).
2.20
Standby Purchase Agreement, com data de 6 de julho de 2001, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e The Bank
of New York (incorporado por referência ao Documento 4.5 do Registro da Petrobras International Finance Company e
Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras no Formulário F-4, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 6 de
dezembro de 2001 (Registro No. 333-14170)).
2.21
Standby Purchase Agreement, com data inicial de 4 de fevereiro de 2002, conforme alteração e consolidação de 28 de
fevereiro de 2002, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e The Bank of New York, como Agente Fiduciário
(incorporado por referência ao Documento 2.21 do Relatório Anual alterado no Formulário 20-F da Petrobras
International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 13 de dezembro de 2002
(Registro No. 333-14168)).
2.22
Standby Purchase Agreement, com data de 31 de março de 2003, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e
JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário (incorporado por referência ao Documento 2.15 do Relatório Anual no
Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em
19 de junho de 2003 (Registro No. 333-14168)).
2.23
Standby Purchase Agreement, com data de 2 de julho de 2003, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e JPMorgan
Chase Bank, como Agente Fiduciário (incorporado por referência ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras
International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004 e alteração
registrada em 26 de julho de 2004 (Registro No. 333-14168)).
2.24
Standby Purchase Agreement Alterado e Consolidado, com data inicial de 2 de julho de 2003, conforme alteração e
consolidação de 18 de setembro de 2003, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e JPMorgan Chase Bank, como
Agente Fiduciário (incorporado por referência ao Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International
Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004 e alteração registrada
em 26 de julho de 2004 (Registro No. 333-14168)).
2.25
Standby Purchase Agreement, com data de 10 de dezembro de 2003, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e
JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário (incorporado por referência ao Relatório Anual no Formulário 20-F da
Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 30 de junho de 2004
e alteração registrada em 26 de julho de 2004 (Registro No. 333-14168)).
2.26
Contrato de Compra de Títulos (Notes Purchase Agreement), com data de 29 de janeiro de 2002, entre a Petrobras
International Finance Company e UBS Warburg LLC e Morgan Stanley & Co. Incorporated (incorporado por referência
ao Documento 2.13 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado
junto à Comissão de Valores Mobiliários em 1º de julho de 2002, e alterações a este que foram registradas em 13 de
dezembro de 2002 e 20 de março de 2003 (Registro No. 333-14168)).
2.27
Contrato Master de Exportação, com data de 21 de dezembro de 2001, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e a
Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referência ao Documento 2.14 do Relatório Anual no Formulário 20-F da
Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 1º de julho de 2002, e
alterações a este que foram registradas em 13 de dezembro de 2002 e 20 de março de 2003 (Registro No. 333-14168)).
2.28
Emenda ao Contrato Master de Exportação, com data de 21 de maio de 2003, entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras
e Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referência ao Documento 2.18 do Relatório Anual no Formulário 20-F da
Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2003
(Registro No. 333-14168)).
202
2.29
Acordo de Depositário (Depositary Agreement), com data de 21 de dezembro de 2001, entre U.S. Bank, National
Association, Filial das Ilhas Cayman, na capacidade Agente Fiduciário do PF Export Receivables Master Trust,
Citibank, N.A., na capacidade de Intermediário de Obrigações (Securities Intermediary), e Petrobras Finance Ltd.
(incorporado por referência ao Documento 2.15 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International
Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 1º de julho de 2002, e alterações a este que
foram registradas em 13 de dezembro de 2002 e 20 de março de 2003 (Registro No. 333-14168)).
2.30
Carta-Convênio (Letter Agreement) relativo ao Acordo de Depositário, com data de 16 de maio de 2003 (incorporado
por referência ao Documento 2.20 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company,
registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2003 (Registro No. 333-14168)).
2.31
Contrato de Serviços Administrativos, com data de 21 de dezembro de 2001, entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras,
como Agente de Entrega e Vendas (Delivery e Sales Agent), e Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referência ao
Documento 2.16 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto
à Comissão de Valores Mobiliários em 1º de julho de 2002, e alterações a este que foram registradas em 13 de
dezembro de 2002 e 20 de março de 2003 (Registro No. 333-14168)).
2.32
Carta-Convênio (Letter Agreement) relativo ao Contrato de Serviços Administrativos, com data de 16 de maio de 2003
(incorporado por referência ao Documento 2.22 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International
Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2003 (Registro No. 33314168)).
2.33
Escritura Fiduciária Alterada e Consolidada, com data de 21 de dezembro de 2001, entre U.S. Bank, National
Association, Filial das Ilhas Cayman, na capacidade de Agente Fiduciário do PF Export Receivables Master Trust,
Citibank, N.A., na capacidade de Agente Pagador, Agente de Transferência (Transfer Agent), Agente de Registro e
Banco Depositário, e Petrobras International Finance Company, como Prestadora de Serviços (incorporada por
referência ao Documento 2.17 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company,
registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 1º de julho de 2002, e alterações a esta que foram registradas em
13 de dezembro de 2002 e 20 de março de 2003 (Registro No. 333-14168)).
2.34
Contrato de Compra de Recebíveis, com data de 21 de dezembro de 2001, entre Petrobras Finance Ltd., Petróleo
Brasileiro S.A.—Petrobras e U.S. Bank, National Association, Filial das Ilhas Cayman, unicamente na capacidade de
Agente Fiduciário do PF Export Receivables Master Trust (incorporado por referência ao Documento 2.18 do Relatório
Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores
Mobiliários em 1º de julho 2002, e alterações a este que foram registradas em 13 de dezembro de 2002 e 20 de março de
2003 (Registro No. 333-14168)).
2.35
Contrato de Compra de Recebíveis Alterado e Consolidado, com data de 21 de maio de 2003, entre Petrobras Finance
Ltd., Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e U.S. Bank, National Association, Filial das Ilhas Cayman, unicamente na
capacidade de Agente Fiduciário do PF Export Receivables Master Trust (incorporado por referência ao Documento
2.25 do Relatório Anual no Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão
de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2003 (Registro No. 333-14168)).
2.36
Acordo de Pagamento Antecipado, com data de 21 de dezembro de 2001, entre Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e
Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referência ao Documento 2.26 do Relatório Anual no Formulário 20-F da
Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 19 de junho de 2003
(Registro No. 333-14168)).
2.37
Acordo de Pagamento Antecipado Alterado e Consolidado, com data de 2 de maio de 2003, entre Petróleo Brasileiro
S.A.—Petrobras e Petrobras Finance Ltd. (incorporado por referência ao Documento 2.27 do Relatório Anual no
Formulário 20-F da Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em
19 de junho de 2003 (Registro No. 333-14168)).
2.38
Quarta Escritura Suplementar, com data de 15 de setembro de 2004, entre Petrobras International Finance Company
(PifCo) e JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário, e Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras relativa aos 7,75% dos
Global Notes com vencimento em 2014 (incorporado por referência ao Documento 2.38 do Relatório Anual no
Formulário 20-F da Petrobras e Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores
Mobiliários em 30 de junho de 2005 (Registro No. 333-14168)).
203
2.39
Standby Purchase Agreement, com data de 15 de setembro de 2004, entre a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras e
JPMorgan Chase Bank, como Agente Fiduciário (incorporado por referência ao Documento 2.39 do Relatório Anual no
Formulário 20-F da Petrobras e Petrobras International Finance Company, registrado junto à Comissão de Valores
Mobiliários em 30 de junho de 2005 (Registro No. 333-14168)).
2.40
Quinta Escritura Complementar, datada de 6 de outubro de 2006, entre a Petrobras International Finance Company
(PifCo) e JPMorgan Chase Bank, na qualidade de Fiduciário, e a Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobras com relação a
Global Notes de 6,125% com vencimento em 2016.
2.41
Standby Purchase Agreement datado de 6 de outubro de 2006, entre a Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras e JPMorgan
Chase Bank, na qualidade de Fiduciários.
2.42
Quinta Escritura Complementar Alterada e Consolidada, inicialmente datada de 6 de outubro de 2006, conforme
alterada e reformulada em 7 de fevereiro de 2007, entre a Petrobras International Finance Company (PifCo) e o Bank of
New York, na qualidade de sucessor do JPMorgan Chase Bank, N.A., na qualidade de Fiduciário, e Petróleo Brasileiro
S.A.—Petrobras com relação ao Global Notes de 6,125% com vencimento em 2016.
2.43
Standby Purchase Agreement, inicialmente datado de 6 de outubro de 2006, alterado e reformulado em 7 de fevereiro de
2007, entre a Petróleo Brasileiro S.A.— Petrobras e o Banco de Nova York, na qualidade de sucessor do JPMorgan
Chase Bank, N.A., na qualidade de fiduciário.
O valor dos títulos de dívida de longo prazo da Petrobras autorizado de acordo com um dado instrumento não exceda
10% de seu total de ativos de uma forma consolidada. A Petrobras neste ato concorda em fornecer para a SEC, mediante
sua solicitação, uma cópia de qualquer instrumento definindo os direitos de detentores de sua dívida de longo prazo ou
de suas subsidiárias cujas demonstrações financeiras consolidadas ou não consolidadas são exigidas a serem registradas.
4.1
Tipo de Contrato de Concessão para Exploração, Desenvolvimento e Produção de óleo bruto e gás natural realizado
entre a Petrobras e a ANP (incorporado por referência ao Documento 10.1 do Registro da Petrobras no Formulário F-1
registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 14 de julho de 2000 (Registro No. 333-12298)).
4.2
Contrato de Compra e Venda de gás natural, realizado entre a Petrobras e Yacimientos Petroliferos Fiscales BolivianosYPFB (juntamente com uma versão em inglês) (incorporado por referência ao Documento 10.2 do Registro da Petrobras
no Formulário F-1 registrado junto à Comissão de Valores Mobiliários em 14 de julho de 2000 (Registro No. 33312298)).
8.1
Relação de subsidiárias.
10.1
Carta de Anuência de DeGolyer e MacNaughton.
12.1
Certificados da Petrobras de acordo com a Seção 302 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002.
12.2
Certificados da PifCo de acordo com a Seção 302 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002.
13.1
Certificados da Petrobras de acordo com a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002.
13.2
Certificados da PifCo de acordo com a Seção 906 da Lei Sarbanes-Oxley de 2002.
204
GLOSSÁRIO DOS TERMOS DO SETOR DE PETRÓLEO
Salvo do contexto indicar de outra forma, os termos a seguir terão os significados demonstrados abaixo:
“barris” ou “bbls”
Barris de petróleo bruto.
“fracionamento
catalítico”
Um processo em que as moléculas de hidrocarboneto são quebradas (fracionadas) em pequenas
frações pela ação de um catalisador.
“m3/d”
Metro cúbico por dia
“condensar”
Leves substâncias de hidrocarboneto produzidas com gás natural que condensam em líquido à
temperaturas e pressões normais, associadas ao equipamento de produção da superfície.
“petróleo bruto”
Petróleo bruto, incluindo LGNs.
“destilação”
Um processo em que os líquidos são separados ou refinados por vaporização seguida de
condensação.
“petróleo bruto
pesado”
Petróleo bruto com densidade API menor ou igual a 27°C.
“petróleo bruto leve”
Petróleo bruto com densidade API maior ou igual a 27°C.
“LPG”
Gás de petróleo liquefeito, que é uma mistura de hidrocarbonetos saturados e não saturados, com
até cinco átomos de carbono, utilizado como combustível doméstico.
“LGNs”
Líquidos de gás natural, que são leves substâncias de hidrocarboneto produzidas com gás
natural, que condensam em líquido em temperaturas e pressões normais.
“Reservas provadas”
Reservas provadas de petróleo e gás são os volumes estimados de petróleo bruto; gás natural e
líquidos de gás natural, cujos dados geológicos e de engenharia demonstrem com razoável grau
de certeza, poderem ser exploradas em anos futuros a partir de reservatórios conhecidos, sob
condições econômicas e operacionais existentes, ou seja, com preços e custos da data da
estimativa. Os preços levam em consideração apenas as alterações nos preços contratualmente
previstas, mas não reajustes baseados em condições futuras.
“Reservas provadas
desenvolvidas”
As reservas provadas desenvolvidas são reservas que poderão ser exploradas por meio de poços
existentes com equipamentos e métodos operacionais existentes. Aqui se incluem os volumes
adicionais esperados de petróleo e gás que serão obtidos através do emprego de injeção fluida ou
outras técnicas de recuperação aperfeiçoadas para incrementar as forças e mecanismos naturais
de recuperação primária, apenas depois de testados por um projeto piloto ou depois da operação
de um programa instalado confirmado através da resposta na produção que o aumento de
recuperação seja alcançado.
“Reservas provadas
não desenvolvidas”
Reservas provadas não desenvolvidas são reservas que esperam ser exploradas a partir de novos
poços localizados em áreas não perfuradas, ou a partir de poços existentes que requerem despesa
relativamente maior para que sejam re-explorados, não incluindo reservas nas quais poderá ser
empregada a técnica de injeção fluida ou outra técnica de recuperação mais aperfeiçoada,
somente quando tais técnicas tenham se mostrado eficazes por meio de testes efetivos na
área e no mesmo reservatório. As reservas indicadas acima limitam-se às unidades cujo custo de
perfuração compense o custo de produção quando tal produção puder ser comprovada com
razoável grau de certeza à época da perfuração. As reservas provadas de outras unidades em áreas
não perfuradas são exploradas apenas quando ficar demonstrado que poderá haver continuidade de
produção.
205
ABREVIAÇÕES
Bbl
Bcf
Boe
Bpd
Cf
Km
Km2
Mbbl
Mboe
Mbpd
Mcf
MMbbl
MMboe
Mmbtu
MMcf
MMcmd
MMcfpd
MMscfd
MW
m3
P$
R$
US$
Barril
Bilhões de pés cúbicos
Barris de óleo equivalente
Barris por dia
Pés cúbicos
Quilômetro
Quilômetros quadrados
Mil barris
Mil barris de óleo equivalente
Mil barris por dia
Mil pés cúbicos
Milhão de barris
Milhão de barris de óleo equivalente.
Milhões de unidades térmicas britânicas
Milhão de pés cúbicos
Milhão de metros cúbicos por dia
Milhão de pés cúbicos por dia
Milhão de pés cúbicos padrão por dia
Megawatts
Metros cúbicos
Pesos argentinos
Reais brasileiros
Dólares norte-americanos
TABELA DE CONVERSÃO
1 barril
=
42 galões US
1 barril de óleo
equivalente doméstico
=
1 barril de petróleo.
=
5.614,4 pés cúbicos de gás natural até 31.12.99 e 6.000
pés cúbicos de gás natural a partir 31.12.00.
1 barril de óleo
equivalente
internacional
=
1 barril de petróleo.
=
6.000,0 pés cúbicos de gás natural
1 metro cúbico de gás
natural
=
35,314 pés cúbicos
=
0,0063 barris de óleo equivalente.
1 Km
=
0,625 milha
1 acre
=
0,004047 km²
1 Km2
=
247,1 acres
1 tonelada de petróleo
=
=
Cerca de 7,5 barris de petróleo (pressupondo um índice
de gravidade pressão atmosférica de 37° API)
1 metro
=
1 tonelada métrica
(1.000 quilogramas de
petróleo)
3,2808 pés
206
ASSINATURAS
De acordo com as exigências do art. 12 do Securities Exchange Act de 1934, a requerente, Petróleo Brasileiro
S.A. – PETROBRAS, por este ato certifica que atende a todas as exigências para o arquivamento do Formulário 20-F
e devidamente fez com que o presente Relatório Anual fosse firmado por sua conta pelo abaixo-assinado para tanto
devidamente autorizado, na cidade do Rio de Janeiro, em 25 de junho de 2007.
Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS
Por: /s/ JOSÉ SÉRGIO GABRIELLI DE AZEVEDO
Nome: José Sérgio Gabrielli de Azevedo
Cargo: Presidente
Por: /s/ ALMIR GUILHERME BARBASSA
Nome: Almir Guilherme Barbassa
Cargo: Diretor Financeiro
207
ASSINATURAS
De acordo com as exigências do art. 12 do Securities Exchange Act de 1934, a requerente, Petrobras
International Finance Company - PifCo, por este ato certifica que atende a todas as exigências para o arquivamento
do Formulário 20-F e devidamente fez com que o presente Relatório Anual fosse firmado por sua conta pelo abaixoassinado para tanto devidamente autorizado, na cidade do Rio de Janeiro, em 25 de junho de 2007.
Petrobras International Finance Company - PifCo
Por: /s/ DANIEL LIMA DE OLIVEIRA
Nome: Daniel Lima de Oliveira
Cargo: Presidente
Por: /s/ SÉRVIO TÚLIO DA ROSA TINOCO
Nome: Sérvio Túlio da Rosa Tinoco
Cargo: Diretor Financeiro
208
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras e controladas
(Tradução livre do original em inglês)
Demonstrações Contábeis Consolidadas
em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004
com Parecer dos Auditores Independentes
Registrados no PCAOB
(Tradução Livre Do Original Em Inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
Índice
Parecer dos Auditores Independentes Registrados no PCAOB, KPMG ............................F-1
Parecer dos Auditores Independentes Registrados no PCAOB, Ernst & Young ...............F-4
Balanços Patrimoniais Consolidados .................................................................................F-6
Demonstrações Consolidadas do Resultado .......................................................................F-8
Demonstrações Consolidadas dos Fluxos de Caixa .........................................................F-10
Demonstrações Consolidadas das Mutações do Patrimônio Líquido...............................F-12
Notas Explicativas às Demonstrações Contábeis Consolidadas
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.
26.
A Companhia e suas Operações ...................................................................................... F-15
Sumário das Principais Práticas Contábeis ................................................................... F-16
Imposto de Renda e Contribuição Social ....................................................................... F-32
Caixa e Equivalentes a Caixa .......................................................................................... F-37
Títulos e Valores Mobiliários .......................................................................................... F-37
Contas a Receber, Líquidas ............................................................................................. F-39
Estoques............................................................................................................................. F-40
Impostos a Recuperar ...................................................................................................... F-41
Imobilizado, Líquido ........................................................................................................ F-42
Participações em Companhias não Consolidadas e Outros Investimentos................. F-52
Conta Petróleo e Álcool - Créditos junto ao Governo Federal..................................... F-55
Financiamentos ................................................................................................................. F-56
Receitas (Despesas) Financeiras, Líquidas..................................................................... F-67
Projetos Estruturados ...................................................................................................... F-68
Arrendamento Mercantil................................................................................................. F-75
Obrigações com Benefícios Pós-Aposentadoria e Outros Benefícios...........................F-76
Patrimônio Líquido .......................................................................................................... F-95
Aquisições no Brasil e no Exterior ................................................................................ F-105
Compromissos e Contingências..................................................................................... F-115
Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos ....... F-138
Instrumento Derivativo Utilizado em Operações de Gás Natural ............................. F-144
Instrumentos Financeiros...............................................................................................F-145
Informações sobre Segmentos de Negócios .................................................................. F-147
Transações com Partes Relacionadas ........................................................................... F-160
Contabilização dos Custos de Abandono de Poços Exploratórios ............................. F-162
Eventos Subseqüentes .................................................................................................... F-167
Informações Adicionais sobre Atividades de Exploração e Produção de Petróleo e Gás
(Não Auditadas) ......................................................................................................F-171
Parecer dos auditores independentes registrados
no PCAOB (*)
(Tradução livre do original em inglês)
Ao Conselho de Administração e aos Acionistas da
Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras
Auditamos o balanço patrimonial consolidado da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras (e
subsidiárias) em 31 de dezembro de 2006, e as respectivas demonstrações de resultado, do
patrimônio líquido, e os fluxos de caixa para o exercício findo em 31 de dezembro de 2006.
Também examinamos a avaliação da administração, incluída no Relatório da Administração sobre
controles internos referente ao processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis
(ICOFR), de que a Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (e subsidiárias) manteve controle efetivo
sobre as demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2006 com base no critério estabelecido em
Controle Interno – Estrutura Integrada emitido pelo Conselho da Organização Patrocinadora
(COSO) da Comissão de Treadway. A administração da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras é
responsável por essas demonstrações contábeis consolidadas, por manter controle interno efetivo
sobre as demonstrações contábeis e pela avaliação da efetividade do controle interno sobre as
demonstrações contábeis. Nossa responsabilidade é expressar uma opinião sobre essas
demonstrações contábeis consolidadas, uma opinião sobre avaliação da administração e uma
opinião sobre a efetividade dos controles internos da Companhia sobre o processo de preparação e
elaboração de demonstrações contábeis com base em nossa auditoria. O balanço patrimonial
consolidado da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras em 31 de dezembro de 2005 e as respectivas
demonstrações dos resultados consolidadas, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de
caixa para cada um dos exercícios no período encerrado em 31 de dezembro de 2005 e 2004, foram
auditadas por outros auditores independentes que, sobre elas, emitiram um parecer sem ressalvas,
datado de 17 de fevereiro de 2006.
F-1
Nossa auditoria foi conduzida de acordo com as normas do Conselho de Supervisão de
Contabilidade das Companhias Abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB - Public
Company Accounting Oversight Board). Estas normas requerem que uma auditoria seja planejada e
executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis não
contêm erros materiais e de que os controles internos sobre as demonstrações contábeis são efetivos
em todos os aspectos materiais. Nossa auditoria das demonstrações contábeis compreende ainda a
constatação, com base em testes, das evidências e dos registros que suportam os valores e as
informações contábeis divulgados nas demonstrações contábeis, a avaliação das práticas e das
estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Companhia, bem como
da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Nossa auditoria sobre os
controles internos sobre o processo de preparação e divulgação de demonstrações contábeis incluem
obter um entendimento dos controles internos sobre demonstrações contábeis, analise da avaliação
da administração, teste e avaliação do desenho e da efetividade operacional dos controles internos, e
realização de outros procedimentos que consideramos necessários nas circunstâncias. Acreditamos
que nossos exames proporcionam uma base adequada para emitirmos nossa opinião.
O processo de controles internos sobre as demonstrações contábeis de uma companhia é elaborado
para garantir segurança razoável quanto à confiabilidade sua preparação para fins externos de
acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos. Os controles internos sobre os o processo de
preparação e divulgação de demonstrações de contábeis incluem aquelas políticas e procedimentos
que (1) se referem à manutenção dos registros que, com detalhe razoável, refletem com exatidão e
satisfatoriamente as transações e vendas dos ativos; (2) forneçam segurança razoável de que as
transações são registradas conforme necessário para permitir a preparação das demonstrações
contábeis de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos, e que recebimentos e gastos
vêm sendo feitos somente com autorizações da administração e seus diretores; e (3) forneçam
segurança razoável relativa à prevenção ou a detecção oportuna da aquisição, uso ou venda não
autorizada dos ativos que possam ter um efeito significativo sobre as demonstrações contábeis.
Devido às suas limitações inerentes, os controles internos sobre o processo de preparação e
divulgação de demonstrações contábeis podem não evitar ou detectar erros. Além disso, projeções
de qualquer avaliação de efetividade para futuros períodos estão sujeitas ao risco de que os
controles possam tornar-se inadequados devido a mudanças nas condições, ou devido ao fato de que
o grau de conformidade com as políticas e procedimentos pode diminuir.
Em nossa opinião, as demonstrações contábeis consolidadas referidas anteriormente representam,
adequadamente, em todos os aspectos relevantes, a posição financeira da Petróleo Brasileiro S.A. Petrobras em 31 de dezembro de 2006, e os resultados de suas operações e seus fluxos de caixa para
o exercício findo naquela data, de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos nos EUA.
Adicionalmente, em nossa opinião, a avaliação da administração de que a Petróleo Brasileiro S.A. Petrobras manteve controles internos efetivos sobre o processo de preparação e divulgação de
demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2006, está adequadamente apresentada, em todos
os aspectos relevantes, com base no critério estabelecido em Controle Interno—Estrutura Integrada
emitido pelo Conselho da Organização Patrocinadora (COSO) da Comissão de Treadway.
Adicionalmente, em nossa opinião, a Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras manteve, em todos os
aspectos relevantes, controles internos efetivos sobre o processo de preparação e divulgação de
demonstrações contábeis em 31 de dezembro de 2006, com base no critério estabelecido em
Controle Interno—Estrutura Integrada emitido pelo Conselho da Organização Patrocinadora
(COSO) da Comissão de Treadway.
F-2
Conforme discutido na Nota 2(k) das demonstrações contábeis consolidadas, a Companhia adotou
em 31 de dezembro de 2006 a norma sobre o reconhecimento e divulgações conforme disposto no
Pronunciamento FASB Nº 158, Contabilização pelos Empregadores dos Planos de Previdência de
Benefícios Definidos e Outros Planos Pós-aposentadoria.
KPMG Auditores Independentes
Rio de Janeiro, Brasil
5 de abril de 2007
(*)
Conselho de Supervisão de Contabilidade das Companhias abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB – Public Company
Accounting Oversight Board).
F-3
Tradução livre do original em inglês
PARECER DOS AUDITORES INDEPENDENTES
REGISTRADOS NO PCAOB (*)
Ao Conselho de Administração e Acionistas da
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS
1.
Examinamos o balanço patrimonial consolidado da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A PETROBRAS e suas subsidiárias levantado em 31 de dezembro de 2005, e as respectivas
demonstrações consolidadas dos resultados, das mutações do patrimônio líquido e dos fluxos de
caixa correspondentes a cada um dos dois exercícios findos no período de 31 de dezembro de 2005,
elaborados sob a responsabilidade de sua Administração. Nossa responsabilidade é a de expressar
uma opinião sobre essas demonstrações contábeis com base em nossos exames.
2.
Nossos exames foram conduzidos de acordo com as normas do Conselho de Supervisão de
Contabilidade das Companhias Abertas nos Estados Unidos da América (PCAOB – Public
Company Accounting Oversight Board). Estas normas requerem que uma auditoria seja planejada e
executada com o objetivo de obter segurança razoável de que as demonstrações contábeis não
contêm erros materiais. Não fomos contratados para conduzir uma auditoria sobre a estrutura de
controle interno da Companhia em relação a preparação e emissão de relatórios financeiros. Nossos
exames consideraram esta estrutura de controle interno apenas como base para a definição dos
procedimentos de auditoria adequados às circunstâncias, e não com o objetivo de emitir um parecer
sobre a eficácia desta estrutura de controle interno. Consequentemente, não emitimos tal parecer.
Uma auditoria compreende ainda a constatação, com base em testes, das evidências que suportam
os valores e as informações divulgados nas demonstrações contábeis, a avaliação das práticas e
estimativas contábeis mais representativas adotadas pela Administração da Companhia, bem como
da apresentação das demonstrações contábeis tomadas em conjunto. Acreditamos que nossa
auditoria proporciona uma base adequada para emitirmos este parecer.
3.
Em nossa opinião, as demonstrações contábeis acima referidas apresentam adequadamente,
em todos os aspectos relevantes, a posição patrimonial e financeira consolidada da PETRÓLEO
BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS e suas subsidiárias em 31 de dezembro de 2005, e os resultados
consolidados de suas operações e os seus fluxos de caixa referentes a cada um dos dois exercícios
findos no período de 31 de dezembro de 2005, de acordo com as práticas contábeis adotadas nos
Estados Unidos da América.
F-4
4.
Conforme mencionado na Nota 3, a partir de 31 de dezembro de 2004, a Companhia passou
a adotar uma nova metodologia atuarial referente ao cálculo das obrigações acumuladas com
benefícios, de acordo com o Pronunciamento SFAS 87.
Rio de Janeiro, 17 de Fevereiro de 2006
ERNST & YOUNG
Auditores Independentes S/S
Paulo José Machado
Sócio
F-5
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
BALANÇOS PATRIMONIAIS CONSOLIDADOS
31 de dezembro de 2006 e 2005
(Em milhões de dólares norte-americanos)
31 de dezembro
2006
2005
Ativo
Circulante
Caixa e equivalentes a caixa (Nota 4)
Títulos e valores mobiliários (Nota 5)
Contas a receber, líquidas (Nota 6)
Estoques (Nota 7)
Imposto de renda diferido (Nota 3)
Impostos a recuperar (Nota 8)
Adiantamentos a fornecedores
Outros ativos circulantes
Imobilizado, líquido (Nota 9)
Participações em empresas não consolidadas e outros investimentos (Nota 10)
Outros ativos
Contas a receber, líquidas (Nota 6)
Adiantamentos a fornecedores
Conta petróleo e álcool – créditos junto
ao Governo Federal (Nota 11)
Títulos governamentais
Títulos e valores mobiliários (Nota 5)
Depósitos vinculados para processos judiciais e garantias (Nota 19 (a))
Impostos a recuperar (Nota 8)
Imposto de Renda Diferido (Nota 3)
Ágio (Nota 18)
Despesas antecipadas
Estoques (Nota 7)
Valor justo de operações de hedge para gás natural (Nota 20)
Outros ativos
Total do ativo
As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis consolidadas.
F-6
12.688
346
6.311
6.573
653
2.593
948
843
9.871
456
6.184
5.305
479
2.087
652
750
30.955
25.784
58.897
45.920
3.262
1.810
513
852
642
462
368
479
94
816
1.292
61
243
244
210
394
329
364
129
775
639
7
237
246
236
547
511
5.566
5.124
98.680
78.638
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
BALANÇOS PATRIMONIAIS CONSOLIDADOS (Continuação)
31 de dezembro de 2006 e 2005
(Em milhões de dólares norte-americanos)
31 de dezembro
2006
2005
Passivo e Patrimônio Líquido
Passivo Circulante
Fornecedores
Financiamentos de curto prazo (Nota 12)
Parcela circulante dos financiamentos de longo prazo (Nota 12)
Parcela circulante dos projetos estruturados (Note 14)
Parcela circulante das obrigações de arrendamento mercantil (Note 15)
Juros provisionados
Imposto de renda e contribuição social a pagar
Outros impostos a pagar
Imposto de renda diferido (Nota 3)
Salários e encargos sociais
Dividendos e juros sobre capital próprio a pagar (Nota 17)
Contingências (Nota 19)
Adiantamentos de clientes
Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários - Plano de pensão (Nota 16)
Outras contas a pagar e provisões
Exigível a longo prazo
Financiamentos de longo prazo (Nota 12)
Projetos estruturados (Nota 14)
Obrigações de arrendamento mercantil (Nota 15)
Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários – Plano de pensão (Nota 16)
Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários – Plano de saúde (Nota 16)
Imposto de renda diferido (Nota 3)
Provisão para abandono de poços (Nota 9 (d))
Contingências (Nota 19)
Incentivo de prazo de pagamento estendido (Nota 21)
Outros passivos
Participação minoritária
Patrimônio líquido
Ações autorizadas e emitidas (Nota 17)
Ações preferenciais – 2006 – 1.850.394.698 ações e 2005 - 1.849.478.028 ações
Ações ordinárias - 2006 e 2005 – 2.536.673.672 ações
Reserva de capital - incentivos fiscais (Nota 17)
Lucros acumulados:
Apropriados (Nota 17)
A apropriar
Outros resultados abrangentes acumulados
Ajustes de conversão acumulados
Ajuste de reservas de benefícios pós-aposentadoria, líquidos de impostos – plano de
pensão
Ajuste de reservas de benefícios pós-aposentadoria, líquidos de impostos – plano de
saúde
Ganhos a realizar sobre títulos, disponíveis para venda líquidos de impostos
Perda não realizada no hedge de fluxo de caixa
Total do passivo e patrimônio líquido
As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis consolidadas.
F-7
5.418
1.293
2.106
2.182
231
247
235
3.122
8
1.192
3.693
25
880
198
956
21.786
3.838
950
1.428
2.413
239
221
409
3.014
6
918
3.068
72
609
206
770
18.161
10.510
4.192
824
4.645
5.433
2.916
1.473
208
428
30.629
11.503
3.629
1.015
3.627
3.004
2.166
842
238
144
318
26.486
1.966
1.074
7.718
10.959
174
4.772
6.929
159
23.704
10.541
20.095
11.968
(6.202)
(9.432)
(2.052)
(1.930)
(987)
446
(2)
44.299
98.680
356
32.917
78.638
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DO RESULTADO
Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004
(Em milhões de dólares norte-americanos, exceto a quantidade e valores por ação)
Exercício findo em 31 de dezembro
2006
2005
2004
Vendas de produtos e serviços
Menos:
ICMS e outros impostos sobre vendas e serviços
Contribuição de intervenção no domínio econômico – CIDE
Receita operacional líquida
Custo das vendas
Depreciação, exaustão e amortização
Exploração, incluindo poços exploratórios secos
Despesas de vendas, gerais e administrativas
Perda com ativos (“impairment”) (Nota 9 (e))
Despesas com pesquisa e desenvolvimento
Outras despesas operacionais
Total de custos e despesas
Participação no resultado de empresas não consolidadas (Nota 10)
Receita financeira (Nota 13)
Despesa financeira (Nota 13)
Variações monetárias e cambiais sobre os ativos e passivos
monetários, líquidas (Nota 13)
Despesa com benefícios aos participante aposentados (Nota 16)
Outros tributos
Outras despesas, líquidas
Lucro antes do imposto de renda, da contribuição social, da
participação minoritária e do item extraordinário
As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis consolidadas.
F-8
93.893
74.065
51.954
(17.906)
(3.640)
(14.694)
(3.047)
(10.906)
(2.620)
72.347
56.324
38.428
40.061
3.673
934
4.989
21
727
1.081
29.828
2.926
1.009
4.474
156
399
1.453
21.279
2.481
613
2.901
65
248
480
51.486
40.245
28.067
28
1.165
(1.340)
139
710
(1.189)
172
956
(1.733)
75
(1.017)
(594)
(17)
248
(994)
(373)
(28)
450
(650)
(440)
(181)
(1.700)
(1.487)
(1.426)
19.161
14.592
8.935
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DO RESULTADO (Continuação)
Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004
(Em milhões de dólares norte-americanos, exceto a quantidade e valores por ação)
Exercício findo em 31 de dezembro
2006
2005
2004
Despesa de imposto de renda (Nota 3)
Corrente
Diferido
(2.114)
(117)
(5.691)
(4.441)
(2.231)
35
12.826
10.186
6.190
-
158
-
12.826
10.344
6.190
7.417
5.409
5.982
4.362
3.580
2.610
12.826
10.344
6.190
2,92
2,92
2,32
2,36
1,41*
1,41*
11.68
11.68
9,28
9,44
5,64*
5,64*
2.536.673.672
2.536.673.672
2.536.673.672*
1.849.903.144
1.849.478.028
1.849.478.028*
Lucro antes dos itens extraordinários
Ganhos extraordinários, líquidos de impostos (Nota 10 (b))
Lucro líquido do exercício
Lucro líquido aplicável a cada classe de ações
Ordinárias
Preferenciais
Lucro líquido do exercício
Lucro básico e diluído por ação (Nota 17 (c))
Ordinárias e preferenciais
Antes do efeito dos itens extraordinários
Depois do efeito dos itens extraordinários
Lucro básico e diluído por ADS
Antes do efeito dos itens extraordinários
Depois do efeito dos itens extraordinários
Preferenciais
(4.223)
(218)
(644)
Participação minoritária no resultado de empresas consolidadas
Média ponderada da quantidade de ações em circulação
Ordinárias
(5.011)
(680)
(514)
(*) Atualizado considerando o efeito do desdobramento das ações em quatro, ocorrido em 1º de setembro de 2005 (Ver Nota 17).
As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis consolidadas.
F-9
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DOS FLUXOS DE CAIXA
Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004
(Em milhões de dólares norte-americanos)
Exercício findo em 31 de dezembro
2006
2005
2004
Fluxos de caixa de atividades operacionais
Lucro líquido do exercício
Ajustes para conciliação do lucro líquido com o caixa
líquido gerado pelas atividades operacionais:
Depreciação, exaustão e amortização
Custos com poços secos
Perda com imobilizado
Participação minoritária no resultado de empresas consolidadas
Imposto de renda e contribuição social diferidos
Perdas (ganhos) cambiais e monetárias
Juros sobre provisão para abandono
Perda com ativos da área de óleo e gás (“impairment”)
Provisão para devedores duvidosos
Participação no resultado de empresas não consolidadas
Receitas(despesas) financeiras de operações de hedge
Outros
12.826
Redução (aumento) no ativo operacional
Contas a receber
Conta petróleo e álcool
Juros a receber sobre títulos governamentais
Estoques
Adiantamentos a fornecedores
Despesas antecipadas
Impostos a recuperar
Outros
Aumento (redução) no passivo operacional
Contas a pagar a fornecedores
Salários e encargos sociais
Outros impostos a pagar
Imposto de renda e contribuição social a pagar
Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários – Plano de pensão
Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários – Plano de saúde
Juros incorridos
Contingências
Provisão para abandono
Outros passivos
Caixa líquido gerado por atividades operacionais
F-10
6.190
3.673
493
225
644
680
465
32
21
78
(28)
434
-
2.926
597
292
(35)
218
140
51
156
118
(139)
170
(8)
2.481
520
231
514
117
23
33
65
164
(172)
(466)
23
308
(7)
4
(533)
(552)
32
(552)
261
(1.510)
(9)
3
38
(167)
38
(540)
82
(1.027)
(20)
(38)
(1.527)
3
(70)
(578)
173
1.385
200
(133)
(190)
489
656
21
(79)
(57)
281
275
215
566
(56)
647
557
8
(65)
325
(122)
838
(20)
(65)
120
353
380
18
81
(171)
(18)
21.077
As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis consolidadas.
10.344
15.115
8.155
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DOS FLUXOS DE CAIXA (Continuação)
Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004
(Em milhões de dólares norte-americanos)
Exercício findo em 31 de dezembro
2006
2005
2004
Fluxos de caixa das atividades de investimento
Adições ao imobilizado
Investimentos em empresas não consolidadas
Títulos e valores mobiliários
Aquisição da Liquigás Distribuidora S.A.
Aquisição de empresas comerciais e de refino dos EUA
Recursos provenientes de investimentos na Nigéria
Dividendos recebidos de empresas não consolidadas
Depósitos judiciais
(14.643)
(187)
205
(416)
199
130
31
(10.365)
(71)
169
60
-
(7.718)
(142)
678
(511)
53
(103)
Caixa líquido utilizado nas atividades de investimento
(14.681)
(10.207)
(7.743)
Fluxos de caixa das atividades de financiamento
Financiamentos a curto prazo, líquidos de captações e pagamentos
Captações de financiamentos a longo prazo
Pagamentos do principal sobre financiamentos a longo prazo
Recompra de título - “ Notes” (Nota 12(c))
Captações de projetos estruturados
Pagamentos relativos a projetos estruturados
Pagamentos de obrigações de arrendamento mercantil
Dividendos pagos aos acionistas
Dividendos pagos a acionistas minoritários
228
2.251
(2.555)
(1.046)
1.524
(1.209)
(334)
(3.144)
(69)
(1.058)
1.697
(1.120)
1.492
(1.392)
(134)
(2.104)
(6)
(680)
1.457
(1.160)
971
(652)
(331)
(1.785)
(24)
Caixa líquido utilizado em atividades de financiamento
(4.354)
(2.625)
(2.204)
2.042
775
9.871
2.283
732
6.856
(1.792)
304
8.344
12.688
9.871
6.856
Aumento (redução) de caixa e equivalentes a caixa
Efeito das variações cambiais sobre caixa e equivalentes a caixa
Caixa e equivalentes a caixa no início do exercício
Caixa e equivalentes a caixa no final do exercício
Em 31 de dezembro
2005
2006
Informações adicionais aos fluxos de caixa:
Valores pagos durante o exercício a título de
Juros, líquidos do montante capitalizado
Imposto de renda e contribuição social
Imposto de renda retido na fonte sobre aplicações financeiras
Transações que não envolvem desembolso de caixa durante o exercício
Provisão para abandono – SFAS 143
Consumação de ativo de operação de hedge para gás natural com
incentivo de compra diferido passivo
As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis consolidadas.
F-11
2004
877
4.686
26
1.083
3.843
29
995
2.054
69
632
356
158
-
-
169
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO LÍQUIDO
Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004
(Em milhões de dólares norte-americanos, exceto os valores por ação)
Exercício findo em 31 de dezembro
2006
2005
2004
Ações preferenciais
Saldo em 1º de janeiro
Aumento de capital com reserva de lucros a distribuir (Nota 17 (a))
Aumento de capital com emissão de ações preferenciais (Nota 17 (b))
4.772
2.939
7
4.772
-
2.973
1.799
-
7.718
4.772
4.772
6.929
4.030
6.929
-
4.289
2.640
10.959
6.929
6.929
159
15
134
25
118
16
174
159
134
Saldo em 31 de dezembro
Ações ordinárias
Saldo em 1º de janeiro
Aumento de capital com reserva de lucros a distribuir (Nota 17 (c))
Saldo em 31 de dezembro
Reserva de capital – incentivo fiscal
Saldo em 1º de janeiro
Transferência de (para) lucros acumulados não apropriados
Saldo em 31 de dezembro
Outros resultados negativos abrangentes acumulados
Ajustes de conversão acumulados
Saldo em 1º de janeiro
Variação no exercício
Saldo em 31 de dezembro
Ajuste de reservas de benefícios pós-aposentadoria, líquidos de
impostos – Plano de pensão
Saldo em 1º de janeiro
Mudança de Prática Contábil - SFAS 158
Outras reduções (aumentos)
Efeito tributário
Saldo em 31 de dezembro
Ajuste de reservas de benefícios pós-aposentadoria, líquidos de
impostos – Plano de saúde
Saldo em 1º de janeiro
Mudança de Prática Contábil - SFAS 158
Saldo em 31 de dezembro
As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis consolidadas.
F-12
(9.432)
3.230
(12.539)
3.107
(14.450)
1.911
(6.202)
(9.432)
(12.539)
(1.930)
(131)
(38)
47
(1.975)
68
(23)
(1.588)
(586)
199
(2.052)
(1.930)
(1.975)
(987)
-
-
(987)
-
-
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO
LÍQUIDO (Continuação)
Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004
(Em milhões de dólares norte-americanos, exceto os valores por ação)
Exercício findo em 31 de dezembro
2006
2005
2004
Ganhos (perdas) a apropriar sobre títulos disponíveis para venda,
líquidos de impostos
Saldo em 1º de janeiro
Ganhos (perdas) a realizar
Efeito tributário
356
137
(47)
460
(158)
54
157
459
(156)
446
356
460
Saldo em 1º de janeiro
Perdas a realizar
Efeito tributário sobre o anterior
(3)
1
-
-
Lucros acumulados apropriados
Reserva legal
Saldo em 1º de janeiro
Transferência de lucros acumulados não apropriados,
líquidos de ganho ou perda na conversão
(2)
-
-
2.225
1.520
1.089
Saldo em 31 de dezembro
Perda não reconhecida em hedge de fluxo de caixa, líquida de
impostos (Nota 20 (e))
Saldo em 31 de dezembro
Reserva de lucros a distribuir
Saldo em 1º de janeiro
Aumento de capital
Transferência de lucros acumulados não apropriados,
líquidos de ganho ou perda na conversão
Saldo em 31 de dezembro
820
705
431
3.045
2.225
1.520
17.439
(6.969)
9.688
-
9.372
(4.439)
9.604
7.751
4.755
20.074
17.439
9.688
235
Reserva estatutária
Saldo em 1º de janeiro
Transferência de lucros acumulados não apropriados, líquidos
de ganho ou perda na conversão
431
318
154
113
83
Saldo em 31 de dezembro
585
431
318
23.704
20.095
11.526
11.968
12.826
13.199
10.344
14.141
6.190
(3.660)
(15)
(10.578)
(2.982)
(24)
(8.569)
(1.847)
(16)
(5.269)
Saldo em 31 de dezembro
10.541
11.968
13.199
Total do patrimônio líquido
44.299
32.917
22.506
Total de lucros acumulados apropriados
Lucros acumulados a apropriar
Saldo em 1º de janeiro
Lucro líquido do exercício
Dividendos (por ação: 2006 – US$0,83 a ações ordinárias e
preferenciais; 2005 – US$0,68 a ações ordinárias e preferenciais;
2004 – US$0,42 a ações ordinárias e preferenciais)
Apropriação para reserva de incentivos fiscais
Apropriação para reservas
As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis consolidadas.
F-13
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
DEMONSTRAÇÕES CONSOLIDADAS DAS MUTAÇÕES DO PATRIMÔNIO
LÍQUIDO (Continuação)
Exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004
(Em milhões de dólares norte-americanos, exceto os valores por ação)
Exercício findo em 31 de dezembro
2006
2005
2004
O lucro (prejuízo) abrangente é composto como segue:
Lucro líquido do exercício
Ajustes acumulados de conversão
Ajuste de reservas de benefícios pós-aposentadoria, líquidos de
impostos - planos de pensão
Ganhos (perdas) a realizar sobre títulos disponíveis para venda
Perda não reconhecida em hedge de fluxo de caixa
Lucro abrangente total
12.826
3.230
(25)
90
(2)
16.119
As notas explicativas são parte integrante destas demonstrações contábeis consolidadas.
F-14
10.344
3.107
45
(104)
13.392
6.190
1.911
(387)
303
8.017
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
1.
A Companhia e suas Operações
A PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. - PETROBRAS é a companhia petrolífera estatal
brasileira e, diretamente ou por meio de suas controladas (denominadas, em conjunto,
“Petrobras” ou a “Companhia”), dedica-se à exploração, prospecção e produção de
petróleo, de xisto betuminoso e de outros minerais, e ao refino, processamento,
comercialização e transporte de petróleo, derivados de petróleo, gás natural e outros
hidrocarbonetos fluidos, além de outras atividades relacionadas à energia.
Adicionalmente a Petrobras pode ainda empreender pesquisa, desenvolvimento,
produção, transporte, distribuição e comercialização de todas as formas de energia,
bem como outras atividades correlatas ou afins.
A Petrobras foi constituída em conformidade com a Lei Nº 2.004, de 3 de outubro de
1953. Até novembro de 1995, a Petrobras era o agente exclusivo do Governo Federal do
Brasil (o "Governo Federal") que detinha controle constitucional e estatutário sobre as
atividades de exploração, produção, refino, distribuição, importação, exportação,
comercialização e transporte de hidrocarbonetos e derivados de petróleo no Brasil e em
suas águas continentais. Quando adotados em 1953, os dispositivos relevantes da lei
estatutária e da constituição conferiram ao Governo Federal o monopólio nessas áreas.
As empresas então estabelecidas no Brasil somente poderiam exercer atividades de
refino e de distribuição de petróleo e seus derivados sobre tais áreas. Portanto, exceto
pela concorrência limitada dessas empresas nas atividades então existentes, a Petrobras
deteve monopólio sobre a atividade de petróleo por aproximadamente 42 anos. Como
resultado da mudança na Constituição Brasileira, em novembro de 1995, e a
subseqüente mudança adotada ainda sendo implementada, a Petrobras, deixou de ser o
agente exclusivo do Governo Federal no setor de hidrocarbonetos no Brasil e, desde
2001, vem operando em um ambiente de desregulamentação gradativa e de crescente
concorrência.
De acordo com a Lei Nº 9.478 (“Lei do Petróleo”) e Lei Nº 9.990, de 6 de agosto de
1997 e de 21 de julho de 2000, respectivamente, o mercado de petróleo e gás foi
totalmente liberado à concorrência no Brasil, a partir de 1º de janeiro de 2002,
permitindo a outras companhias a produção e a venda de produtos no mercado local,
além da importação e exportação de derivados de petróleo.
A Companhia também possui atividades de óleo e gás no exterior, sendo que as
operações internacionais mais significativas estão localizadas em outros países da
América Latina.
F-15
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
2.
Sumário das Principais Práticas Contábeis
Na preparação destas demonstrações contábeis consolidadas, a Companhia adotou
práticas contábeis que estão de acordo com os princípios contábeis geralmente aceitos
nos Estados Unidos da América (“U.S. GAAP”). A preparação destas demonstrações
contábeis requer que sejam utilizadas estimativas e premissas que afetam o ativo, o
passivo, as receitas e as despesas apresentadas nas demonstrações contábeis, bem como
os valores incluídos nas notas mencionadas.
As estimativas efetuadas pela administração incluem: reservas de petróleo e gás,
passivos de planos de pensão e de saúde, obrigações ambientais, depreciação, exaustão
e amortização, custos de abandono, contingências, imposto de renda e contribuição
social. Embora a Companhia utilize suas melhores estimativas e julgamentos, os
resultados reais podem apresentar variações em relação às mencionadas estimativas,
em decorrência de eventos futuros que possam ocorrer.
Alguns valores relativos aos exercícios anteriores foram reclassificados para melhor
comparabilidade com o exercício atual. Estas reclassificações não tiveram impacto no
lucro líquido da Companhia.
(a) Base de preparação das demonstrações contábeis
As demonstrações contábeis consolidadas da PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. –
PETROBRAS (a Companhia) foram elaboradas de acordo com os princípios
contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos (U.S. GAAP) e as normas e
regulamentações promulgadas pela Comissão de Valores Mobiliários e Câmbio dos
Estados Unidos da América (“Securities and Exchange Commission” - SEC). Os
princípios contábeis geralmente aceitos nos Estados Unidos da América diferem, em
certos aspectos das práticas contábeis adotadas no Brasil aplicadas pela Petrobras em
suas demonstrações contábeis societárias, preparadas de acordo com a Lei das
Sociedades por Ações e as regulamentações promulgadas pela Comissão de Valores
Mobiliários (CVM).
F-16
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
2.
Sumario das Principais Práticas Contábeis (Continuação)
(a) Base de preparação das demonstrações contábeis (Continuação)
Os valores expressos em dólares norte-americanos para os períodos apresentados
foram convertidos com base nos valores em reais de acordo com o Pronunciamento
sobre Normas de Contabilidade Financeira SFAS Nº 52 - Conversão de Moeda
Estrangeira (“SFAS 52”), aplicável a entidades que operam em economias não
hiper-inflacionárias. Transações ocorridas em moeda estrangeira são
primeiramente remensuradas para reais e então convertidas para dólares norteamericanos, com os ganhos e perdas sendo reconhecidos no resultado. Embora a
Petrobras tenha adotado o dólar norte-americano para a apresentação de suas
demonstrações contábeis, sua moeda funcional, assim como a de todas as suas
controladas brasileiras é o real. A moeda funcional da PIFCo e de algumas das
sociedades de propósito específico é o dólar norte-americano; a moeda funcional
da Petrobras Energia Participaciones S.A. - PEPSA é o peso argentino.
A Companhia converteu todos os ativos e passivos para dólares norte-americanos à
taxa de câmbio corrente (R$2,138 e R$2,3407 para US$1,00 em 31 de dezembro
de 2006 e de 2005, respectivamente), e todas as contas nas demonstrações do
resultado e do fluxo de caixa (inclusive valores relativos à indexação à moeda
local e variações de câmbio sobre ativos e passivos em moeda estrangeira) às taxas
médias vigentes durante o exercício. O ganho líquido de conversão no montante de
US$3,230 em 2006 (2005 - US$3,107 e 2004 - US$1,911), resultante deste
processo de remensuração, foi excluído do resultado do exercício e apresentado
como ajustes acumulados de conversão (“CTA”) em Outros Resultados
Abrangentes nas demonstrações consolidadas de mutações do patrimônio líquido.
(b) Base de consolidação
As demonstrações contábeis consolidadas incluem as contas da Companhia e de
todas as empresas controladas nas quais (a) a Companhia mantém o controle
acionário direto ou indireto ou administrativo, ou (b) a Companhia se considera a
principal beneficiária de uma entidade com participações variáveis, de acordo com
FIN 46 (R).
F-17
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Base de consolidação (Continuação)
A seguir são apresentadas as empresas controladas e entidades com participações
variáveis, que são incluídas na consolidação:
Empresas controladas
Petrobras Química S.A. – PETROQUISA e subsidiárias
Petrobras Distribuidora S.A. – BR e subsidiárias
BRASPETRO Oil Services Company – BRASOIL e subsidiárias
BRASPETRO Oil Company – BOC e subsidiárias
Petrobras International BRASPETRO B.V. – PIB e subsidiárias (1)
Petrobras Gás S.A. – GASPETRO e subsidiárias
Petrobras International Finance Company – PIFCo e subsidiárias
Petrobras Transporte S.A. – TRANSPETRO e subsidiárias
Downstream Participações Ltda. e subsidiárias
Petrobras Netherlands BV – PNBV e subsidiárias
Petrobras Comercializadora de Energia Ltda. – PCEL
Petrobras Negócios Eletrônicos S.A. – E-PETRO e subsidiárias
5283 Participações Ltda.
Fundo de Investimento Imobiliário RB Logística – FII
UTE Nova Piratininga Ltda.
FAFEN Energia S.A.
Baixada Santista Energia Ltda.
Sociedade Fluminense de Energia Ltda. – SFE (2)
TERMOAÇU S.A.
TERMOBAHIA Ltda. (3)
TERMOCEARÁ Ltda.
TERMORIO S.A. (3)
TERMOMACAÉ Ltda. (4)
TERMOMACAÉ Comerc. de Energia Ltda. (4)
Ibiritermo S.A.
Entidades de Propósito Especifico consolidadas de acordo com o FIN46 (R)
Albacora Japão Petróleo Ltda.
Barracuda & Caratinga Holding Company B.V.
Companhia Petrolífera Marlim
Nova Marlim 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 Off-shore S.A.
Companhia de Recuperação Secundária S.A.
EVM Leasing Corporation
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 – CDC (5)
Companhia Mexilhão do Brasil (6)
F-18
Atividade
Petroquímica
Distribuição
Operações Internacionais
Operações Internacionais
Operações Internacionais
Transporte de Gás
Financeira
Transporte
Refino e Distribuição
Exploração e Produção
Energia
Corporativa
Corporativa
Corporativa
Energia
Energia
Energia
Energia
Energia
Energia
Energia
Energia
Energia
Energia
Energia
Atividade
Exploração e Produção
Exploração e Produção
Exploração e Produção
Exploração e Produção
Exploração e Produção
Exploração e Produção
Exploração e Produção
Exploração e Produção
Exploração e Produção
Exploração e Produção
Transportes
Transportes
Transportes
Energia
Corporativa
Transportes
Exploração e Produção
Exploração e Produção
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Base de consolidação (Continuação)
(1) Controladora da Petrobras Energia S.A. - PEPSA e outras companhias
internacionais.
(2) Consolidadas de acordo com ARB 51, a partir de 31 de dezembro de 2005.
Consolidadas de acordo com FIN 46 (R), a partir de 31 de dezembro de 2003
até 30 de setembro de 2005. Anteriormente não eram consolidadas nas
demonstrações contábeis da Petrobras.
(3) Consolidadas de acordo com ARB 51, a partir de 31 de dezembro de 2005.
Consolidadas de acordo com FIN 46(R), a partir de 31 de dezembro de 2003
até 30 de setembro de 2005. Anteriormente eram contabilizadas como
arrendamentos de capital consoante SFAS 13.
(4) Ex-Macaé Merchant. Consolidada de acordo com ARB 51, a partir de 31 de
dezembro de 2005. A Macaé Merchant anteriormente era consolidada de
acordo com FIN 46 (R). (ver Nota 18 (1)).
(5) Consolidadas de acordo com FIN 46 (R). A Companhia é uma nova SPE
constituída em 2005 para dar suporte ao financiamento do projeto.
(6) Consolidadas de acordo com FIN 46 (R). A companhia é uma nova SPE
constituída em 2006 para dar suporte ao financiamento do projeto.
(c) Caixa e equivalentes a caixa
Caixa e equivalentes a caixa estão representados por aplicações de alta liquidez,
que são prontamente conversíveis em numerário, com vencimento em três meses
ou menos da data de aquisição.
F-19
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(d) Títulos e valores mobiliários
Títulos e valores mobiliários são contabilizados de acordo com o Pronunciamento
SFAS Nº 115 - Contabilização de Certos Investimentos em Títulos de Dívida e
Patrimoniais (“SFAS 115”), e foram classificados pela Companhia como
disponíveis para venda, mantidos até o vencimento ou para negociação, de acordo
com as estratégias pretendidas pela administração para esses títulos. Os títulos e
valores mobiliários classificados como títulos para negociação são de curto prazo
considerando que o investimento poderá ser liquidado, vendido ou utilizado para
necessidades de caixa correntes. Os títulos e valores mobiliários classificados
como disponíveis para venda são de longo prazo, uma vez que não se espera sua
venda ou liquidação dentro do prazo de doze meses. Títulos e valores mobiliários
que a administração tem a intenção e capacidade de manter até o vencimento são
classificadas como mantidos até o vencimento.
Os títulos e valores mobiliários classificados como para negociação são marcados
a mercado contra o resultado do exercício, os disponíveis para venda são marcados
a mercado contra outros resultados abrangentes e os mantidos até o vencimento
são registrados pelo custo amortizado.
A Companhia possui determinados investimentos disponíveis para venda
referentes a participações em companhias abertas. A Companhia possui ainda
títulos disponíveis para venda e para negociação decorrentes da consolidação de
investimentos mantidos em um fundo exclusivo. Não houve transferências entre
categorias de investimentos.
F-20
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(e) Contas a receber
As contas a receber são demonstradas com base em valores estimados de
realização. A provisão para créditos de liquidação duvidosa é constituída em
montante considerado suficiente pela administração para fazer face a futuras
perdas prováveis decorrentes de contas incobráveis.
(f) Estoques
Os estoques estão demonstrados como segue:
•
As matérias-primas compreendem principalmente os estoques de petróleo
bruto, que estão demonstrados pelo valor de custo ou mercado, dos dois o
menor.
•
Os derivados de petróleo e álcool são demonstrados, respectivamente, ao custo
médio de refino e de compra, ajustados, quando aplicável, ao valor de
realização.
•
Os materiais e suprimentos são demonstrados ao custo médio de compra, que
não excede ao valor de reposição; as importações em andamento são
demonstradas ao custo identificado.
(g) Participações em empresas não consolidadas
A Companhia adota o método de equivalência patrimonial para contabilização de
todos os investimentos em que ela detenha entre 20% e 50% do capital votante da
investida e/ou exerça influência significativa sobre as políticas operacionais e
financeiras da investida. O método de equivalência patrimonial requer ajustes
periódicos na conta de investimento para reconhecer a participação proporcional
da Companhia nos resultados da investida, reduzida pelo recebimento de
dividendos.
F-21
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(h) Imobilizado
•
Custos incorridos em atividades de produção de petróleo e gás
Os custos incorridos com exploração, desenvolvimento e produção de petróleo
e gás são registrados de acordo com o método de “esforços bem sucedidos”.
Esse método requer que sejam capitalizados os custos incorridos pela
Companhia referentes aos trabalhos de perfuração de poços e instalações de
desenvolvimento em áreas de produção com reservas provadas e poços
exploratórios bem-sucedidos. Além disso, os custos incorridos pela Companhia
referentes a atividades geológicas e geofísicas são lançados a resultado no
exercício em que foram incorridos e os custos relacionados a poços
exploratórios secos em áreas com reservas não comprovadas são lançados a
resultado ao serem considerados secos ou inviáveis economicamente.
•
Custos capitalizados
Os custos capitalizados são depreciados com base no método de unidades
produzidas com base nas reservas provadas desenvolvidas. Essas reservas são
estimadas pelos geólogos e engenheiros de petróleo da Companhia de acordo
com as normas da SEC e são revisadas anualmente ou com maior freqüência
sempre que houver indicações de mudanças significativas nas reservas da
Companhia.
•
Custos de aquisição de ativos
Custos de aquisições de campos desenvolvidos ou a desenvolver, incluindo
bônus de assinatura, corretagem e outros encargos, são capitalizados. Os custos
de campos a desenvolver que se tornam produtivos são transferidos para uma
conta de campos produtivos.
F-22
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(h) Imobilizado (Continuação)
•
Custos de exploração
Poços de exploração nos quais se encontram petróleo e gás em áreas que
necessitem de maiores investimentos antes do início da fase de produção são
avaliados anualmente de modo a assegurar que uma quantidade de reserva
comercializável tenha sido encontrada, ou que atividades de exploração
adicionais estejam em andamento ou tenham sido planejadas. Os custos de
exploração relativos a áreas com reservas comercializáveis que tenham sido
descobertas são capitalizados, e os custos de exploração relativos a áreas para as
quais existam atividades de exploração adicionais em andamento ou planejadas
continuam a ser capitalizados até nova avaliação. Os custos de exploração de
poços que não se enquadrem nesses testes são contabilizados como despesas.
Todos os demais custos de exploração (incluindo os custos geológicos e
geofísicos) são registrados como despesas, quando incorridos. Custos relativos
a poços secos são registrados como despesas.
•
Custos de desenvolvimento
Os custos de desenvolvimento de poços, incluindo poços secos, plataformas,
equipamentos para exploração de poços e equipamentos acessórios para
produção, são capitalizados.
•
Custos de produção
Os custos com poços produtivos são contabilizados em estoques e debitados em
resultados na venda dos produtos.
F-23
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(h) Imobilizado (Continuação)
•
Custos de abandono
A Companhia efetua sua revisão anual e ajuste de sua estimativa de gastos
associados com futuro abandono de poços e desmantelamento de áreas de
produção de óleo e gás com base em novas informações sobre a data esperada e
estimativas de custo de abandono. As alterações nas obrigações estimadas de
desativação de bens possuem relação basicamente com a declaração comercial
de novos campos, determinadas alterações de estimativas de custo, e revisões
nas informações de abandono relativas a “joint ventures” não operadas.
•
Depreciação, exaustão e amortização
A depreciação, exaustão e amortização de custos de instalações de produção são
registradas pelo método de unidades produzidas, individualmente por campo,
em relação à produção de reservas provadas. As plataformas de produção
arrendadas são depreciadas pelo método linear considerando a vida útil
estimada das plataformas. A depreciação, exaustão e amortização de todos os
demais custos capitalizados (tanto tangíveis quanto intangíveis) relativos às
reservas provadas de petróleo e gás são contabilizadas pelo método de unidades
produzidas individualmente por campo em relação à produção de reservas
provadas e desenvolvidas de cada campo produtor. O método linear é utilizado
para ativos cuja vida útil estimada é menor que a do campo.
F-24
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(h) Imobilizado (Continuação)
Os demais bens do imobilizado são depreciados pelo método linear com base nas
seguintes vidas úteis estimadas:
Edificações e benfeitorias
Equipamentos e outros ativos
Plataformas (1)
Gasodutos
25-40 anos
3-30 anos
15-25 anos
30 anos
(1) Em 2006, a Companhia revisou a estimativa de depreciação e alterou a taxa de 10 a 25 anos
para 15 a 25 anos e o efeito no resultado foi de US$67.
•
Impairment
De acordo com o SFAS Nº 144 - Contabilização de Perdas na Recuperação de
Ativos de Longo Prazo (“SFAS 144”), a administração revisa os ativos de
longo prazo, principalmente o imobilizado, a serem utilizados nas operações e
custos capitalizados relativos às atividades de exploração de petróleo e gás,
quando quaisquer eventos ou mudanças nas circunstâncias indicarem que o
valor contábil de um ativo ou grupo de ativos pode não ser recuperado com
base em fluxos de caixa futuros não-descontados. As revisões são efetuadas ao
menor nível de ativos para os quais a Companhia conseguir atribuir fluxos de
caixa futuros identificáveis. O valor contábil líquido dos correspondentes ativos
é ajustado ao valor justo de mercado com base no modelo de fluxo de caixa
descontado futuro, se a soma do fluxo de caixa futuro não descontado esperado
for inferior ao valor contábil.
•
Manutenção e reparos
Os custos efetivos de manutenção, incluindo revisões em refinarias e
embarcações, bem como outros gastos de manutenção e reparos, são levados a
resultado quando incorridos.
F-25
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(h) Imobilizado (Continuação)
•
Capitalização de juros
Os juros são capitalizados de acordo com o SFAS Nº 34 - Capitalização de
Despesa de Juros (“SFAS 34”). Os juros são capitalizados em projetos
específicos quando for despendido tempo considerável para construção e
quando forem envolvidos maiores gastos. Os juros capitalizados são alocados
ao imobilizado e amortizados ao longo das vidas úteis estimadas ou método de
unidades produzidas dos respectivos ativos. Os juros são capitalizados pelo
custo médio ponderado das taxas captadas nos financiamentos.
(i) Receitas, custos e despesas
As receitas de venda de petróleo bruto, derivados de petróleo, produtos
petroquímicos e outros produtos são reconhecidos pelo regime de competência
quando da transferência de propriedade para o cliente. As receitas de vendas de
gás natural são contabilizadas quando esse produto é transferido ao cliente. Ajustes
posteriores decorrentes de diferenças apuradas com base em contratos de produção
compartilhada e em volumes entregues não são significativos. Os custos e as
despesas são contabilizados pelo regime de competência.
(j) Imposto de renda e contribuição social
A Companhia contabiliza o imposto de renda e a contribuição social de acordo
com o SFAS Nº 109 – Contabilização de Imposto de Renda (“SFAS 109”), que
estabelece uma abordagem ativa e passiva para registro de impostos correntes e
diferidos. Os efeitos das diferenças entre as bases tributárias dos ativos e passivos
e os valores reconhecidos nas demonstrações contábeis foram tratados como
diferenças temporárias para fins de contabilização de imposto de renda e
contribuição social diferidos.
F-26
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(j) Imposto de renda e contribuição social (Continuação)
A Companhia contabiliza crédito tributário sobre todos os prejuízos fiscais
líquidos como impostos de renda e contribuição social diferidos e reconhece uma
provisão para perdas sobre qualquer parcela do imposto que a administração
acredita que não será recuperada contra lucro tributável futuro, utilizando o critério
de “mais provável do que improvável”.
(k) Benefícios pós-aposentadoria de empregados
A Companhia patrocina um plano de pensão de benefício definido com cobertura
substancial a todos seus funcionários, contabilizado de acordo com o SFAS Nº 87 Contabilização de Planos de Pensão por Parte dos Empregadores (“SFAS 87”) e
SFAS 158 - “Contabilização pelos Empregadores dos Planos de Aposentadoria
com Benefício Definido e outros Planos Pós Aposentadoria - aditamento aos
Pronunciamentos FASB Nos. 87, 88, 106, 132(R)” (“SFAS 158”). As divulgações
relativas ao plano são feitas de acordo com o Pronunciamento FASB
nº 132-R, “Informações Divulgadas pelos Empregadores sobre Aposentadoria e
Outros Benefícios Pós-aposentadoria” (“SFAS Nº 132-R”) (ver nota 2 (r)).
Adicionalmente, a Companhia proporciona certos benefícios de saúde para
funcionários aposentados e seus dependentes. O custo desses benefícios é
reconhecido de acordo com o SFAS Nº 106 – Benefícios Pós-Aposentadoria,
exceto Pensão (“SFAS 106”) e (“SFAS 158”).
A Companhia também contribui para os planos nacionais de pensão e seguridade
social de subsidiarias internacionais, cujos percentuais são baseados na folha de
pagamento, sendo essas contribuições levadas ao resultado quando incorridas.
Demais indenizações podem ser pagas por ocasião de demissões não-voluntárias
de funcionários; no entanto, com base nos planos operacionais atuais, a
Administração não acredita que quaisquer valores pagos a esse título serão
significativos.
F-27
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(l) Custos ambientais e de recuperação de áreas
Os custos ambientais e de recuperação de áreas referentes às atuais operações são
levados a resultado ou capitalizados, dependendo da expectativa de geração de
benefícios econômicos futuros. Os passivos são reconhecidos quando os custos são
considerados prováveis e podem ser razoavelmente estimados.
(m) Férias remuneradas
O passivo para futura remuneração de funcionários a título de férias é
contabilizado quando o direito é incorrido.
(n) Lucro por ação
O lucro por ação é computado utilizando-se o método de duas classes, uma
fórmula de apropriação de lucros que determina o lucro por ação para as ações
preferenciais, consideradas como um título com participação nos lucros, e para as
ações ordinárias. As ações preferenciais participam da distribuição dos dividendos
e dos lucros a distribuir junto a ações ordinárias com base em uma fórmula
predeterminada. Essa fórmula destina o lucro líquido, como se todo o lucro líquido
de cada exercício tivesse sido distribuído, primeiro para as ações preferenciais em
um montante igual ao dividendo anual mínimo prioritário de 3% das ações
preferenciais ou 5% de seu capital integralizado, conforme definido nos registros
contábeis estatutários, e em seguida, para as ações ordinárias, em um montante
igual ao dividendo prioritário das ações preferenciais, por ação. Qualquer lucro
líquido remanescente é destinado igualmente às ações ordinárias e preferenciais.
Como resultado do desdobramento de ações ocorrido em 2005, cada American
Depositary Share (ADS) correspondente a ações ordinárias representa quatro
ações ordinárias ou preferenciais da Companhia.
(o) Despesas com pesquisa e desenvolvimento
As despesas com pesquisa e desenvolvimento são registradas no resultado quando
incorridas.
F-28
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(p) Contabilização para instrumentos financeiros derivativos e operações de
hedge
A Companhia adota o Pronunciamento SFAS Nº 133 – Contabilização de
Instrumentos Financeiros Derivativos e Operações de Hedge, juntamente com suas
alterações e interpretações, referidos coletivamente neste instrumento como
“SFAS 133”. O SFAS 133 estabelece que todo o instrumento derivativo deve ser
contabilizado no balanço da Companhia, tanto no ativo quanto no passivo, e
mensurado pelo valor justo. O SFAS 133 estabelece que mudanças ocorridas no
valor justo de tais derivativos devem ser contabilizadas na demonstração de
resultados a não ser que se cumpram critérios específicos de contabilização de
“hedge” e seja definido pela Companhia. No caso dos derivativos denominados
“hedge” contábil, os ajustes de valor justo serão registrados na demonstração de
resultado ou em Outros Resultados Abrangentes Acumulados, um componente do
patrimônio líquido, dependendo do tipo de “hedge” e do grau de efetividade do
“hedge”.
A Companhia se utiliza de instrumentos financeiros derivativos para fins de
“hedging” econômico com o objetivo de reduzir o risco da ocorrência de variações
desfavoráveis nos preços de compra para petróleo bruto. Tais instrumentos são
marcados a mercado com os ganhos ou perdas associados reconhecidos como
Receita Financeira ou Despesa Financeira.
A Companhia também utiliza instrumentos financeiros derivativos para fins de
“hedging” econômico com o intuito de mitigar o risco sobre as variações
desfavoráveis que possam ocorrer com as moedas estrangeiras, denominadas
“funding”. Ganhos e perdas decorrentes das alterações no valor justo de tais
contratos são reconhecidos como receita financeira ou despesa financeira.
Para operações de hedge de fluxo de caixa, os ganhos e perdas decorrentes do
instrumento derivativo são diferidos e registrados em Outros Resultados
Abrangentes Acumulados até o momento em que a transação objeto de hedge
tenha impacto sobre os lucros, com exceção do hedge sem efetividade; que é
registrado diretamente em lucros.
F-29
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(q) Pronunciamentos contábeis recentemente emitidos
•
Interpretação FASB No. 48, Contabilização da Incerteza no Imposto de
Renda, uma Interpretação do Pronunciamento FASB 109 (FIN 48)
Em julho de 2006, o FASB divulgou a FIN 48, a qual esclarece a contabilização
da incerteza no imposto de renda reconhecido nas demonstrações financeiras de
uma empresa e determina um limiar de probabilidades para o reconhecimento de
benefícios fiscais relativas a situações fiscais incertas adotadas ou que poderão ser
adotadas na declaração de imposto de renda. A FIN 48 também oferece a
orientação sobre apuração, baixa, classificação, juros, penalidades e divulgação. O
disposto na FIN 48 passará a vigorar para a Companhia em 1º de janeiro de 2007,
sendo que qualquer efeito cumulativo da alteração dos princípios contábeis
deverão ser lançados como ajuste ao lucro em lucros acumulados. A Companhia
está avaliando os reflexos da adoção da FIN 48 sobre seus resultados operacionais
e situação financeira. A Companhia não acredita que a adoção da FIN 48 resultará
em efeito significativo sobre sua posição financeira ou resultados operacionais.
•
Pronunciamento FASB No. 157, Medições do Valor de Mercado (“SFAS
157”)
Em setembro de 2006 o FASB divulgou o SFAS 157, o qual entrará em vigor para
a Companhia a partir de 1º de janeiro de 2008. Esta regra define o valor justo,
determina os critérios para apuração do valor justo e amplia as divulgações
relativas às apurações de valor justo. A SFAS 157 não exige novas apurações de
valor justo, porém regerá os ativos e passivos que devem ser contabilizados pelo
valor justo nos termos de outros princípios contábeis. O reflexo, se houver, sobre
a Companhia em decorrência da adoção do SFAS 157 em 2008 dependerá dos
ativos e passivos da Companhia naquela ocasião, e que deverão ser contabilizados
pelo valor justo.
F-30
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(q) Pronunciamentos contábeis recentemente emitidos (Continuação)
•
Pronunciamento FASB 159 “A Opção do Valor de Mercado para os
Ativos e Passivos Financeiros.” (“SFAS 159”)
Em fevereiro de 2007 o FASB divulgou o SFAS 159 “A Opção do Valor Justo
para os Ativos e Passivos Financeiros.” (“SFAS 159”), a qual faculta a apuração
de determinados instrumentos financeiros a valor justo. As empresas poderão
optar pela apuração dos itens em questão a valor justo em datas pré-determinadas,
declarando os ganhos e perdas não realizados dos referidos itens a cada relatório
do período subseqüente. O SFAS 159 entra em vigor para os exercícios iniciados
após 15 de novembro de 2007. A Companhia está avaliando o possível impacto da
opção do valor justo, porém não é esperado impacto significativo na posição
financeira e no resultado da Companhia.
(r) Pronunciamentos contábeis recentemente adotados
•
Pronunciamento FASB 158 - “Contabilização pelos Empregadores dos
Planos de Previdência de Benefícios Definidos e de Outros Planos PósAposentadoria - Aditamento aos Pronunciamentos FASB No. 87, 88, 106 e
132(R)” (“SFAS 158”)
Em setembro de 2006, o FASB divulgou o SFAS 158, o qual passou a vigorar
para a Companhia em 31 de dezembro de 2006. Ver a Nota 16(d).
F-31
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
3.
Imposto de Renda e Contribuição Social
No Brasil os impostos sobre a renda incluem o imposto de renda federal e a
contribuição social, que representa um imposto federal adicional. As alíquotas oficiais
para imposto de renda e contribuição social aplicáveis são de 25% e de 9%,
respectivamente, nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004.
Praticamente todo o lucro tributável da Companhia é gerado no Brasil estando,
portanto, sujeito à alíquota legal brasileira. A seguir, é apresentada a reconciliação
entre os impostos calculados com base nas alíquotas nominais e a despesa de imposto
de renda apresentada nas demonstrações contábeis consolidadas:
Exercício findo em 31 de dezembro
2006
2005
2004
Lucro antes do imposto de renda, da contribuição social, da
participação minoritária e dos itens extraordinários:
Brasil
Internacional
Despesa de Imposto de Renda às alíquotas nominais
Ajustes para obtenção da alíquota efetiva
Benefícios pós-emprego e plano de saúde não dedutíveis
Mudanças em provisão para valor de realização
Benefício fiscal sobre juros sobre capital próprio
Outros
Despesa de Imposto de Renda e Contribuição Social
apresentada na Demonstração Consolidada do Resultado
F-32
18.589
572
13.739
853
8.168
767
19.161
14.592
8.935
(6.515)
(4.961)
(3.038)
(277)
101
994
6
(244)
76
791
(103)
(157)
159
650
155
(5.691)
(4.441)
(2.231)
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
3. Imposto de Renda e Contribuição Social (Continuação)
A tabela a seguir discrimina o imposto de renda nacional e internacional e despesa
(benefício) de contribuição social registrados nessas demonstrações contábeis
consolidadas:
Exercício findo em
31 de dezembro de
2006
2005
2004
Despesa com imposto de renda por demonstração
consolidada de resultado:
Brasil
Corrente
Diferido
Internacional
Corrente
Diferido
(4.750)
(686)
(3.973)
(179)
(1.922)
(258)
(5.436)
(4.152)
(2.180)
(261)
6
(250)
(39)
(192)
141
(255)
(289)
(51)
(5.691)
(4.441)
(2.231)
Os créditos fiscais diferidos de imposto de renda e contribuição social sobre o lucro,
decorrentes dos prejuízos fiscais acumulados da Transportadora Brasileira Gasoduto
Bolívia-Brasil S.A. - TBG, controlada da subsidiária GASPETRO, totalizavam US$345
em 31 de dezembro de 2006 (US$377 em 2005). Esses créditos vêm sendo utilizados,
mensalmente, na compensação dos tributos a pagar, conforme sistemática prevista na
legislação em vigor. Esses créditos, foram acumulados de 1999 a 2002, baseados em
estudo técnico, aprovado pelo Conselho de Administração sobre a expectativa de
geração de lucros tributáveis futuros bem como no histórico de rentabilidade dos
últimos 3 anos que permite a sua realização em até, no máximo, dez anos.
F-33
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
3. Imposto de Renda e Contribuição Social (Continuação)
A PEPSA também possui créditos fiscais no valor de US$366 em 31 de dezembro de
2006 (US$443 em 2005), a serem compensados com lucros tributáveis futuros e para
os quais existe uma provisão para perdas reconhecidas nas demonstrações contábeis
consolidadas em 31 de dezembro de 2006 e 2005. Em 31 de dezembro de 2006, a
PEPSA constituiu uma provisão para perdas de créditos tributáveis sobre prejuízos
fiscais a compensar no valor de US$335 (US$352 em 2005) porque, naquelas datas, a
Administração acredita que os lucros tributários futuros não serão suficientes para
absorver diferenças temporárias líquidas e prejuízos fiscais acumulados. Esses
prejuízos fiscais a compensar decorrem principalmente de prejuízos operacionais
incorridos durante a crise argentina de 2001 e 2002.
A Administração da PEPSA avalia anualmente a possibilidade de recuperação de
prejuízos fiscais considerando, entre outros aspectos, a estimativa de lucros futuros, as
estratégias de planejamento fiscal, a perspectiva de lucros tributáveis futuros, o prazo
de prescrição da compensação de prejuízos fiscais, as reversões futuras das diferenças
temporárias existentes e o histórico fiscal do último exercício. Todas as evidências
disponíveis, quer positivas ou negativas, são devidamente ponderadas e consideradas
nessa avaliação.
Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Administração da PEPSA reverteu parte da
provisão para perdas de créditos tributáveis sobre a compensação de prejuízos fiscais
constituída em exercícios anteriores, reconhecendo um ganho de US$17 e US$63,
respectivamente. A Administração da PEPSA continuará avaliando a possibilidade de
compensação de prejuízos fiscais para os quais foi reconhecida uma provisão.
Os impostos diferidos registrados resultam principalmente de transações ocorridas no
Brasil, não havendo impostos diferidos em montantes significativos de localidades no
exterior. Não existe compensação de impostos entre jurisdições internacionais.
F-34
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
3.
Imposto de Renda e Contribuição Social (Continuação)
Os principais componentes das contas de imposto de renda e contribuição social
diferidos no balanço patrimonial consolidado são os seguintes:
31 de dezembro
2006
Ativo circulante:
Estoques
Obrigações de arrendamento mercantil
Provisão para participação nos resultados
Benefícios pós-aposentadoria de funcionários
Outras diferenças temporárias
Passivo circulante:
Outras diferenças temporárias
Imposto diferido ativo de curto prazo, líquido
Imposto diferido passivo de curto prazo
2005
101
53
159
65
295
673
(12)
58
131
86
219
482
(28)
(28)
(9)
(9)
645
473
(8)
Ativos diferidos de curto prazo
Realizável a longo prazo:
Obrigações com benefícios pós-aposentadoria, líquido de ajustes das reservas de benefícios
pós-aposentadoria acumulados
Juros sobre capital próprio
Encargos diferidos
Prejuízos fiscais a compensar
Investimentos
Obrigações de arrendamento mercantil
Reavaliação de estoques
Instrumentos derivativos
Provisão para devedores duvidosos
Provisão para contingências
Projetos estruturados
Outras diferenças temporárias, individualmente não significativas
Provisão para perdas no valor de realização
Exigível a longo prazo:
Custos de exploração e desenvolvimento capitalizados
Imobilizado
Hedge
Investimentos
Efeito fiscal sobre perdas não realizadas de títulos disponíveis para venda
Outras diferenças temporárias, individualmente não significativas
Imposto diferido passivo de longo prazo, liquido
Imposto diferido ativo de longo prazo
(6)
653
479
2.101
159
514
53
51
37
11
47
67
95
328
(426)
3.037
1.291
159
124
592
102
61
37
60
47
28
64
110
(524)
2.151
(4.041)
(1.140)
(21)
(88)
(186)
(416)
(5.892)
(2.995)
(584)
(199)
(81)
(168)
(283)
(4.310)
(2.855)
(2.159)
61
7
Imposto diferido passivo de longo prazo
(2,916)
(2.166)
Imposto diferido passivo líquido
(2,210)
(1,686)
F-35
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
3.
Imposto de Renda e Contribuição Social (Continuação)
Embora não seja garantida a realização dos impostos diferidos ativos líquidos, a
administração acredita que, exceto quando tiver sido constituída uma provisão para
valor de realização, haverá maior probabilidade de ocorrer a realização. O valor dos
impostos diferidos ativos considerados como realizável poderá, no entanto, ser
reduzido se forem reduzidas as estimativas de lucro tributável futuro. Os prejuízos
fiscais gerados no Brasil não prescrevem e estão disponíveis para compensação com
lucro tributável futuro até o limite de 30% do lucro tributável de cada exercício. Os
prejuízos fiscais da PEPSA prescrevem principalmente após 2007 e podem ser
compensados com lucros tributáveis futuros sem restrições. O quadro a seguir
apresenta as flutuações na provisão para valor de realização nos exercícios findos em
31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004:
Exercício findo em 31 de dezembro,
2006
2005
2004
Saldo em 1º de janeiro
Reduções
Ajustes acumulados de conversão
(524)
101
(3)
(596)
76
(4)
(749)
159
(6)
Saldo em 31 de dezembro
(426)
(524)
(596)
A Empresa não reconheceu um passivo fiscal diferido de cerca de US$190 sobre os
resultados não distribuídos de suas operações no exterior, as quais surgiram em 2006 e
anos anteriores, visto que a Companhia considera que tais rendimentos serão
reinvestidos sem prazo determinado. Um passivo fiscal diferido será reconhecido
quando a Companhia deixar de manifestar sua pretensão de reinvestir de forma
permanente os lucros não distribuídos. Os lucros não distribuídos destas subsidiárias
eram de cerca de US$560 em 31 de dezembro de 2006.
F-36
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
4.
Caixa e Equivalentes a Caixa
Em 31 de dezembro
2006
2005
Caixa
Fundos de investimento - em reais (1)
Fundo de investimento - em dólares norte-americanos (2)
5.
1.692
4.072
6.924
1.539
6.280
2.052
12.688
9.871
(1)
Representado basicamente por títulos públicos federais com liquidez imediata e seu portfólio está
vinculado à cotação do dólar norte-americano ou ao rendimento dos Depósitos Interbancários - DI.
(2)
Composto principalmente de depósitos a prazo e investimentos de renda fixa.
Títulos e Valores Mobiliários
Em 31 de dezembro
2006
2005
Classificação:
Disponíveis para venda
Para negociação
Mantidos até o vencimento
185
112
143
163
361
61
440
585
Menos: parcela circulante de títulos e valores mobiliários
(346)
(456)
Parcela de longo prazo de títulos e valores mobiliários
94
129
F-37
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
5.
Títulos e Valores Mobiliários (Continuação)
Os títulos e valores mobiliários correspondem a valores investidos pela Companhia em
um fundo exclusivo, excluindo os títulos próprios da Companhia, que são considerados
recomprados. O fundo exclusivo é consolidado, e os títulos de dívida e patrimoniais da
carteira são classificados como títulos para negociação ou disponíveis para venda
segundo o SFAS 115, de acordo com a intenção da administração. Os títulos para
negociação compõem-se principalmente de títulos nacionais comprados e vendidos
freqüentemente com o objetivo de criar margens de curto prazo para alterações nos
preços de mercado. Os títulos disponíveis para venda compõem-se principalmente de
contratos de Título de Crédito Líquido (LCN) e outros papéis para que a Companhia não
espera negociar ativamente. Títulos para negociação são apresentados como ativo
circulante devido à expectativa de utilização no curto prazo, a fim de fazer face a
necessidades de caixa. Os títulos disponíveis para venda são apresentados como “outros
ativos”, uma que vez que não se espera vendê-los ou liquidá-los nos próximos doze
meses.
A Companhia detém Notas do Tesouro Nacional "Série P" (NTN-P) emitidas pelo
Governo Federal que são contabilizadas como títulos disponíveis para venda de acordo
com SFAS 115.
F-38
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
6.
Contas a Receber, Líquidas
As contas a receber são compostas da seguinte forma:
Em 31 de dezembro
2006
2005
Clientes
Menos: Provisão para créditos de liquidação duvidosa
7.944
(1.120)
7.889
(1.063)
Menos: Contas a receber de longo prazo, líquidas
6.824
(513)
6.826
(642)
Contas a receber de curto prazo, líquidas
6.311
6.184
2006
Em 31 de dezembro
2005
2004
Provisão para créditos de liquidação duvidosa:
Saldo em 1º de janeiro
Adições
Baixas
Ajustes acumulados de conversão
(1.063)
(78)
60
(39)
(904)
(118)
10
(51)
(780)
(164)
66
(26)
Saldo em 31 de dezembro
(1.120)
(1.063)
(904)
Provisão para contas a receber de curto prazo
(584)
(196)
(150)
Provisão para contas a receber de longo prazo
(536)
(867)
(754)
Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, as contas a receber de longo prazo incluem os
montantes de US$608 e US$599, respectivamente, referentes a pagamentos efetuados
pela Companhia a fornecedores e empreiteiros em nome de algumas construtoras. Estas
construtoras haviam sido contratadas pela controlada BRASOIL para a
construção/transformação de embarcações em FPSO - “Floating Production, Storage
and Offloading” (Produção, Armazenamento e Descarregamento Flutuante) e FSO “Floating, Storage and Offloading” (Armazenamento e Descarregamento Flutuante).
Tais pagamentos foram efetuados pela Companhia em virtude de não terem sido
honrados pelas construtoras e com o objetivo de evitar mais atrasos na
construção/transformação das embarcações e conseqüentes prejuízos para a BRASOIL.
F-39
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
6. Contas a Receber, Líquidas (Continuação)
Com base em consultas aos consultores jurídicos, a Administração da Companhia
entende que, esses pagamentos podem passíveis de restituição, uma vez que
representam direitos da BRASOIL com relação às construtoras, razão pela qual foram
interpostas ações judiciais em cortes internacionais, solicitando reembolso. Entretanto,
tendo em vista a incerteza relacionada à realização desses recebíveis, a Companhia
efetuou registro de provisão para perda para todos os créditos não cobertos por
garantia. Tal provisão totalizou US$536 e US$527, em 31 de dezembro de 2006 e
2005, respectivamente.
7.
Estoques
Em 31 de dezembro
2006
2005
Produtos
Derivados de petróleo
Álcool combustível
Matérias-primas, principalmente petróleo bruto
Materiais e suprimentos
Outros
Estoque circulante
Estoque de longo prazo
F-40
2.220
160
2.380
2.020
66
2.086
2.989
1.274
140
2.266
1.047
142
6.783
5.541
6.573
5.305
210
236
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
8.
Impostos a Recuperar
Os impostos a recuperar são compostos como a seguir:
31 de dezembro
2006
2005
Local:
Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - (ICMS) (1)
Imposto de renda e contribuição social
PASEP/COFINS (2)
Imposto sobre valor agregado - (IVA)
Outros impostos a recuperar
Menos: impostos a recuperar a longo prazo
Impostos a recuperar a curto prazo
2.829
357
291
104
304
1.830
275
157
123
341
3.885
2.726
(1.292)
(639)
2.593
2.087
(1)
Imposto sobre Circulação de Mercadoria e Serviços - (ICMS) são compostos de créditos gerados
por operações comerciais e pela aquisição de imobilizado e pode ser compensado com tributos de
mesma natureza.
(2)
PASEP e COFINS são contribuições sociais incidentes sobre vendas de produtos e serviços e
receitas financeiras.
Essas contribuições, assim como o ICMS, não são cumulativas, e o montante pago
relativamente a tais tributos na aquisição de produtos e/ou serviços pode ser
compensado quando de sua venda, ou seja, ocorre um crédito no momento da compra,
compensado no momento da venda ao consumidor final.
O imposto de renda e a contribuição social a recuperar serão compensados com lucros
tributáveis futuros.
Como a Petrobras espera recuperar tais impostos integralmente, nenhuma provisão foi
constituída.
F-41
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS (Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
9.
Imobilizado, Líquido
(a) Composição do saldo
O imobilizado, ao valor de custo, é composto como segue:
Em 31 de dezembro
2006
Depreciação
acumulada
Líquido
2.422
26.274
34.654
2.660
1.828
262
1.253
(935)
(10.605)
(16.996)
(1.322)
(336)
-
1.487
15.669
17.658
1.338
1.492
262
1.253
1.696
21.500
28.359
2.651
1.492
226
820
(755)
(9.589)
(14.902)
(1.233)
(210)
-
941
11.911
13.457
1.418
1.282
226
820
10.731
5.152
3.231
195
5
424
89.091
(30.194)
10.731
5.152
3.231
195
5
424
58.897
9.553
4.546
1.356
185
225
72.609
(26.689)
9.553
4.546
1.356
185
225
45.920
Custo
Edificações e benfeitorias
Ativos de petróleo e gás
Equipamentos e outros ativos
Arrendamento de imobilizado - plataformas, navios
Direitos e concessões
Terrenos
Materiais
Projetos de expansão - Imobilizado em curso:
Exploração e produção
Abastecimento
Gás e energia
Distribuição
Internacional
Corporativo
F-42
Custo
2005
Depreciação
acumulada
Líquido
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
9.
Imobilizado, Líquido (Continuação)
(b) Nova lei dos hidrocarbonetos da Bolívia
Desde o dia 19 de maio de 2005 está em vigor, na Bolívia, a Nova Lei de
Hidrocarbonetos Nº 3.058, a qual revoga a antiga Lei de Hidrocarbonetos Nº 1.689
de 30 de abril de 1996.
A nova Lei estabelece, entre outros pontos, uma maior carga tributária para as
empresas do setor, através de uma porcentagem de 18% de royalties e de um
imposto direto sobre os hidrocarbonetos (IDH) de 32%, a ser aplicado de forma
direta sobre 100% da produção, os quais se somam aos impostos vigentes através
da Lei Nº 843. Adicionalmente, a nova legislação determina a migração dos
contratos de risco compartilhado, que devem ser substituídos por novos contratos
de acordo com as modalidades estabelecidas na Lei, e introduz mudanças na
atividade de distribuição de produtos derivados de petróleo.
Em 20 de maio de 2005, foram firmados contratos de associação entre a
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos - YPFB (Companhia estatal
boliviana) e as companhias de distribuição de combustíveis, para ampliar o prazo
de operação das distribuidoras até que a YPFB disponha de recursos financeiros
necessários para desenvolver esse segmento em todo território boliviano. Em 30 de
junho de 2006, venceu o prazo dos contratos que regulamentavam a distribuição de
hidrocarbonetos na Bolívia. A YPFB conduziu, a partir daquela data, a distribuição
nacional. A companhia Petrobras Bolívia Distribución, que mantinha adjudicada
grande parte deste negócio, continua atuando no segmento através das estações de
serviço de sua propriedade e a comercialização de lubrificantes.
F-43
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Nova lei dos hidrocarbonetos da Bolívia (Continuação)
A partir de 1º de maio de 2006 entrou em vigor na Bolívia o Decreto Supremo
28.701, que nacionalizou os recursos naturais bolivianos de hidrocarbonetos.
Como conseqüência, as companhias que atualmente realizam atividades de
produção de gás e petróleo, terão que transferir a propriedade de toda a produção
de hidrocarbonetos à YPFB. Foi também determinado um período de transição de
180 dias a partir da data de início de vigência do decreto supramencionado, pelo
qual as companhias atualmente em operação deverão obedecer aos novos contratos
estabelecidos pela YPFB. As companhias que não tenham celebrado os referidos
contratos até o final deste prazo ficarão impossibilitadas de operar na Bolívia.
O mencionado Decreto estabelece que, para aqueles campos cuja produção
certificada média de gás natural do ano de 2005 tenha sido superior a 100 milhões
de pés cúbicos diários, tal como o caso dos campos de San Alberto e San Antonio
em que opera a Companhia, se pagará uma participação adicional à YPFB de 32%
do valor da produção, alcançando um total de 82% de participação do Governo
Boliviano. O Ministério de Hidrocarbonetos e Energia da Bolívia determinaria
caso a caso por meio de auditoria a parcela final a ser paga às Companhias no
contrato a ser firmado. Até 31 de dezembro de 2006, a Companhia registrou uma
provisão para pagar a parcela adicional à YPFB de 32% sobre a produção de
hidrocarbonetos, totalizando uma soma igual a US$99. Os decretos reguladores
que, entre outras questões, estabelecerão os meios para pagar essa parcela, ainda
não foram emitidos.
F-44
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Nova lei dos hidrocarbonetos da Bolívia (Continuação)
Adicionalmente, de acordo com esse decreto, o Estado nacionaliza as ações
necessárias para que a YPFB controle, no mínimo, 50% mais 1 ação, do capital
acionário da Petrobras Bolívia Refinación S.A. - PBR, na qual Petrobras detém
indiretamente 100% de participação (Petrobras International Braspetro B.V. - 51%
e Petrobras Energia S.A. - 49%). A transferência da participação acionária para a
YPFB deverá ser realizada quando as partes chegarem a um acordo sobre o valor
da compensação econômica a ser paga pela YPFB à Petrobras, além do
cumprimento prévio de algumas premissas societárias e legais. O processo de
avaliação ainda não foi iniciado pelas partes.
Em 28 de outubro de 2006, a Petrobras Bolívia e seus sócios firmaram contratos de
operação com a YPFB para os campos de San Alberto e de San Antonio. Esses
contratos estabelecem que as receitas, royalties, participações, IDH, transporte e
compressão serão absorvidos pela YPFB, devendo ser reembolsados como
remuneração ao titular os custos de produção e investimentos realizados pelas
companhias. O diferencial que porventura existir, será distribuído entre a
companhia estatal boliviana e as companhias, em porcentagens variáveis em
função da produção e do fator de recuperação dos investimentos. Esses contratos
entrarão em vigor a partir da aprovação do Congresso Nacional Boliviano e a
partir de seus respectivos registros jurídicos.
A Petrobras e seus sócios, em um documento anexo aos contratos denominado
“Investimentos realizados”, estabelecem os valores de investimentos líquidos de
amortização, que serão revisados tomando-se em conta os resultados das auditorias
contratadas pelo Ministério de Hidrocarbonetos, as quais se encontram atualmente
em andamento. Até o momento, se desconhece o resultado das mencionadas
auditorias e os possíveis efeitos sobre os investimentos da Companhia.
F-45
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Nova lei dos hidrocarbonetos da Bolívia (Continuação)
Por meio do Decreto Supremo 28.900-A de 28 de outubro de 2006, se estabeleceu
que as empresas continuarão operando na Bolívia, sob os preceitos do Decreto
Supremo 28.701, incluindo o parágrafo I, artº. 3, que estabelece o pagamento
adicional de 32% para os campos de San Alberto e San Antonio, até que os
mencionados contratos sejam registrados.
Em 28 de novembro de 2006, o Congresso Nacional aprovou os 44 contratos de
operação de petróleo (exploração e produção), entre os quais se encontram aqueles
em que a Petrobras tem participação e/ou é operadora, onde se incluem,
principalmente os campos de San Alberto e San Antonio. Em 11 de janeiro de
2007, foram publicadas as Leis que promulgam a aprovação dos mencionados
contratos pelo Poder Legislativo Boliviano, entre as quais se encontram aqueles
referentes aos campos de San Alberto e San Antonio. Até o momento, os contratos
não foram registrados em cartório, apesar de não existirem razões justificáveis
para o atraso. Somente após o registro efetivo dos contratos é que estes passarão a
vigorar.
PBR e PEBIS continuam suas operações normais sob o controle e administração
da Companhia, e em decorrência, suas demonstrações contábeis consolidadas
continuam a integrar as demonstrações contábeis consolidadas da Companhia. Os
ativos totais consolidados da PEBIS, em 31 de dezembro de 2006, atingiram
US$1.173.
F-46
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(c) Revisão dos acordos de operação na Venezuela
Em março de 2006 a PESA, por meio de suas controladas e coligadas na
Venezuela, firmou com a PDVSA e a Corporación Venezolana del Petróleo S.A.
os (CVP) Memorandos de Entendimento (MOU) com o objetivo de concretizar a
migração dos acordos de operação para a modalidade de companhias mistas. Os
MOU estabelecem que a participação dos sócios privados nas companhias mistas
deve ser limitada a 40% enquanto o governo venezuelano participa com 60%
restantes. Logo, a participação indireta da PESA nos campos de Oritupano Leona,
La Concepción, Acema e Mata ficou definido em 22%, 36%, 34,5% e 34,5%
respectivamente.
De acordo com o que estabelece o MOU, a CVP reconhecerá créditos divisíveis e
transferíveis a favor das empresas privadas que participarem das companhias
mistas, que não estarão sujeitos a juros e poderão ser utilizados no pagamento de
bônus de aquisição novas áreas para atividades de produção e de exploração de
petróleo ou para uma licença para o desenvolvimento de operações de exploração
e produção de gás.
No período de transição, e até que as companhias mistas se encontrem em
condições operacionais, os consórcios têm sido conduzidos e financiados pela
Petrobras Energia Venezuela, sob a supervisão de um comitê operacional
integrado, com maioria de representantes da PDVSA.
Devido à mudança na estrutura de investimentos em empresas mistas a partir de 1º
de abril de 2006 a Companhia não mais consolida os ativos, passivos e resultados
referentes às mencionadas operações, mas os apresentam como investimentos
societários em coligadas e outros investimentos, fato que aumentou o saldo da
referida conta na importância de US$878.
F-47
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(d) Nova Lei dos Hidrocarbonetos no Equador
No Equador, foi promulgada a Lei que aditou a Lei dos Hidrocarbonetos (Ley de
Hidrocarburos) em abril de 2006, a qual determina que o Governo deverá ter uma
participação mínima de 50% das receitas extraordinárias geradas pelos aumentos
do preço de venda do petróleo Equatoriano (o preço médio de venda efetivo
mensal FOB), em comparação com o preço médio de venda mensal estabelecido
no contrato, denominado na moeda do mês da liquidação. Foi publicada em julho
de 2006, a regulamentação da referida Lei, a qual a Ecuadortlc S.A., subsidiária da
PESA, e a Petroecuador interpretaram de modo diferente. A vigência desta lei está
sendo contestada pela Ecuadortlc e a Petroecuador.
(e) SFAS No. 143 – Contabilização de obrigações por desativação de bens
A Petrobras, desde 1º de janeiro de 2003, adota o SFAS no. 143 - “Contabilização
das obrigações por desativação de bens” (“SFAS 143”). Nos termos do SFAS 143,
os valores justos das obrigações por desativação de bens são registrados como
passivo em base descontada à medida que as mesmas ocorrem, o que tipicamente
acontece por ocasião da instalação dos referidos bens. Os valores lançados,
relativos aos referidos bens, serão aumentados pelo valor destas obrigações e
depreciados no decorrer da respectiva vida útil destes bens. Com o tempo, as
importâncias reconhecidas como passivos serão aumentadas em virtude da
alteração do seu valor presente até a venda ou desativação dos bens em questão.
A apuração das obrigações por desativação de bens tem como base as leis e
regulamentos atualmente em vigor, a tecnologia existente e os custos de cada local
específico. Não há ativos com restrições legais a serem utilizados na liquidação
das obrigações por desativação de bens.
F-48
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(e) SFAS No. 143 - Contabilização de obrigações por desativação de bens
(Continuação)
Segue abaixo um resumo das alterações anuais na provisão de abandono:
Passivo
Saldo em 31 de dezembro de 2004
403
Depreciação e perda de valor na recuperação de ativos
Aumento das despesas
Obrigações incorridas
Obrigações liquidadas
Revisão da provisão
Ajuste acumulado de conversão
51
356
(4)
(21)
57
Saldo em 31 de dezembro de 2005
842
Depreciação e perda de valor na recuperação de ativos
Aumento das despesas
Obrigações incorridas
Obrigações liquidadas
Revisão da provisão
Ajuste acumulado de conversão
Saldo em 31 de dezembro de 2006
32
632
(4)
(112)
83
1.473
F-49
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
9.
Imobilizado, Líquido (Continuação)
(f) Perda de valor na recuperação de ativos - “Impairment”
Para os exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004, a Companhia
registrou despesas com provisão para perda no valor de recuperação de ativos
totalizando US$21, US$156 e US$65, respectivamente. Durante 2006 a perda de
valor na recuperação de ativos foi principalmente atribuída aos ativos em produção
no Brasil, principalmente ao campo terrestre Córrego de Pedras, da Petrobras.
Durante o exercício de 2005, tais despesas estiveram relacionadas principalmente a
investimentos na Venezuela (US$134), devido às mudanças legais e tributárias
implementadas pelo Ministério de Energia e Petróleo (MEP) daquele país,
conforme mencionado anteriormente. Durante o exercício de 2004, tais despesas
estão relacionadas principalmente a propriedades produtivas no Brasil,
principalmente ao campo terrestre Cioba (US$30). A despesa com perda de valor
na recuperação de ativos registrada em 2004 referiu-se, principalmente, à
capitalização realizada durante o ano para campos produtivos com reservas apenas
marginais.
(g) Devolução à ANP de áreas na fase de exploração
Durante o exercício de 2006, a Petrobras devolveu para a Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP os direitos sobre:
-
A concessão exploratória BCE-5 - devolução total da área retida para
avaliação;
-
A concessão exploratória BT-POT- 26, blocos POT-T-210, POT-T-211 e
POT-T-257 - devolução total antecipada dos 3 blocos;
-
A concessão exploratória BT-POT-35, bloco POT-T-563 - devolução total
antecipada do bloco;
-
A concessão exploratória REC-T-41, bloco BT-REC-11 - devolução total da
área retida para avaliação; e
F-50
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(g) Devolução à ANP de áreas na fase de exploração (Continuação)
-
As concessões exploratórias BC-60, BES-100, BC-20, BC-30, BS-400, BS-500
e BC-50 - devoluções totais dos blocos, excluídas as áreas retidas por
Declaração de Comercialidade ou anexação.
(h) Devolução à ANP de campos na Fase de Produção, operados pela Petrobras
Durante o exercício de 2006, a Petrobras devolveu para a Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP os direitos sobre os Campos de
Beija-Flor, Dias D'Ávila, Fazenda Gameleira, Miranga Leste e Vale do Quiricó,
todos localizados no Estado da Bahia.
(i) 8ª licitação de blocos exploratórios da ANP
Em novembro de 2006, a Petrobras adquiriu vinte e um novos blocos exploratórios,
das vinte e duas áreas que disputou na 8ª Rodada de Licitações promovida pela
Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP.
A Petrobras adquiriu sete blocos com exclusividade e outros catorze em consórcio
com outras empresas, sendo operadora em dois destes.
Os bônus oferecidos pela Petrobras e seus parceiros totalizaram US$130, ficando a
parcela da Companhia em US$116. Esta Licitação foi totalmente suspensa, devido à
liminar determinada pelos Tribunais Federais do Distrito Federal. As bonificações
serão pagas quando essa questão for resolvida.
F-51
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
10. Participações em Companhias não Consolidadas e Outros Investimentos
Parte das atividades da Petrobras é conduzida através da participação societária em
empresas contabilizadas com base nos métodos de custo e da equivalência patrimonial.
Essas companhias não consolidadas dedicam-se principalmente aos ramos
petroquímico e de transporte de produtos.
Investimentos
Total da
participação
Equivalência patrimonial
Participações disponíveis para venda
Participações avaliadas ao custo
Total
20 % - 50 % (1)
8% - 17 %
2006
1.883
715
664
3.262
2005
(2)
974
647
189
1.810
(1) Como mencionado mais adiante nesta Nota, determinadas termelétricas com participação da
Petrobras entre 10% e 50% também são avaliadas pelo método de equivalência patrimonial devido a
particularidades de influência na participação.
(2) Inclui US$878 relacionados aos investimentos na Venezuela excluídos da consolidação em 2006.
(Ver Nota 9 (c)).
Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Companhia mantinha participações em
companhias de capital aberto: BRASKEM S.A., Petroquímica União S.A. - PQU e
Companhia Petroquímica do Sul S.A. – COPESUL. As participações da Companhia
nessas empresas com ações negociáveis em bolsa, equivalentes a até 20% do capital
votante das mesmas, são classificadas como disponíveis para venda e registradas pelo
valor de mercado. A Companhia registrou, sobre essas participações, ganhos (perdas) a
realizar referentes à diferença entre o valor justo de mercado e o custo de aquisição
desses investimentos no total de US$548 e US$494 em 31 de dezembro de 2006 e
2005, respectivamente. Esses ganhos não realizados estão refletidos como componente
do patrimônio líquido, líquido de impostos, sendo que as alterações no saldo a realizar
foram registradas como componente do lucro abrangente.
F-52
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
10. Participações em Companhias não Consolidadas e Outros Investimentos
(Continuação)
A Companhia possui ainda investimentos em outras empresas com o objetivo de
desenvolver, construir, operar, manter e explorar usinas termelétricas pertencentes ao
Programa Prioritário de Termeletricidade instituído pelo Governo Federal, com
participações entre 10% e 50%. O saldo destes investimentos relacionados às
termelétricas, em 31 de dezembro de 2006 e 2005, é de US$20 e US$179,
respectivamente, e foi registrado como investimentos avaliados pelo método de
equivalência patrimonial, devido à influência significativa que a Companhia exerce
sobre suas operações.
No exercício findo em 31 de dezembro de 2006, a Companhia registrou um ganho
(perda), em função da participação em empresas não consolidadas no valor de US$28
(2005 – US$139; 2004 - US$172).
(a) Aquisição de participação na CEG-RIO
A Petrobras, através da sua subsidiária PETROBRAS GÁS S.A. - GASPETRO,
concluiu em 11 de julho de 2005 a aquisição de 12,41% das ações (ordinárias e
preferenciais) da Distribuidora de Gás Natural Canalizado CEG-RIO, pelo
montante de US$17. Com essa aquisição, a participação acionária da GASPETRO
no capital social dessa Companhia passa a ser de 37,41%. A Companhia registrou
esse investimento com base no método da equivalência patrimonial
retroativamente à data do investimento inicial. Como os valores em questão não
são significativos, a Companhia não utilizou de forma retrospectiva o método de
equivalência patrimonial nas Demonstrações contábeis de 2004. A aquisição de
investimento adicional na CEG RIO foi registrada com base no método de custo.
F-53
(Tradução livre do original em inglês)
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(exceto quando especificamente indicado)
10. Participações em Companhias não Consolidadas e Outros Investimentos
(Continuação)
(b) Permuta de ativos – Petrobras e REPSOL - YPF
Em 28 de dezembro de 2000, a Petrobras e a Repsol YPF celebraram o Contrato de
Permuta de Ativos, onde a Petrobras, em troca de ações da EG3 na Argentina,
cedeu à Repsol YPF participação de 30% na Refinaria Alberto Pasqualini –
REFAP, o direito de comercialização de combustíveis em cerca de 230 postos de
gasolina da BR Distribuidora e a participação de 10% no campo de Albacora
Leste.
O contrato estabeleceu, em sua cláusula 4ª, que as partes que receberam em
permuta as ações da EG3 e da REFAP deveriam, ao longo dos oito anos após 1º de
janeiro de 2001, rever, anualmente, os valores de referência do Grupo EG3 e da
REFAP S.A. (denominados “escaladores”), para ajustá-los observando as
condições estabelecidas pela referida cláusula e permitindo a determinação, ao
final do período, do valor definitivo das ações da EG3 e da REFAP, tão bem como
as posições definitivas dos ativos e seu pagamento à parte credora, com anuência
de ambas as partes. Segundo o Acordo de Encerramento dos Escaladores firmado
em 29 de dezembro de 2005 e válido a partir de 1º de janeiro de 2006, as empresas
promoveram a liquidação antecipada e definitiva dos escaladores.
O valor final, incluída a atualização monetária, devida pela Repsol YPF à Petrobras
relativa à participação na EG3, pelo prazo integral de oito anos, incluídas as
projeções para 2006, 2007 e 2008, totalizou US$335. Aplicou-se US$95 deste
valor a fim de reduzir o ativo imobilizado e foi lançado US$158 a título de receitas
extraordinárias, líquidas do imposto de renda de US$82 em 31 de dezembro de
2005.
O valor final atualizado momentaneamente, devido pela Petrobras à Repsol YPF a
título de participação de 30% na REFAP, pelo prazo total de 8 (oito) anos,
incluindo as projeções para 2006, 2007 e 2008, totalizou US$255. Este montante
foi registrado como componente de outras despesas, líquidas.
F-54
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Permuta de ativos – Petrobras e REPSOL – YPF (Continuação)
Esses valores são definitivos e não estão sujeitos à revisão ou verificação por
quaisquer das partes envolvidas, encerrando, assim, a aplicação e quantificação
dos escaladores, conforme previsto no Acordo de Encerramento de Escaladores.
11. Conta Petróleo e Álcool - Créditos a Receber junto ao Governo Federal
(a) Movimentação da Conta Petróleo e Álcool
O quadro abaixo resume as movimentações na Conta Petróleo e Álcool nos
exercícios findos em 31 de dezembro de 2006 e 2005:
Em 31 de dezembro
2006
2005
Saldo inicial
Receita Financeira (Nota 24)
Ganho na conversão
Saldo final
329
7
32
368
282
9
38
329
A Conta Petróleo e Álcool formou-se em períodos anteriores a 31 de dezembro de
2002 como conseqüência da regulamentação do mercado de combustíveis. O
governo federal certificou o saldo da conta e alocou parte do valor de (US$53) em
uma conta vinculada.
F-55
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
11. Conta Petróleo e Álcool - Créditos a Receber junto ao Governo Federal
(Continuação)
(b) Liquidação das contas petróleo e álcool junto ao Governo Federal
Conforme definido pela Lei Nº 10.742, de 6 de outubro de 2003, a liquidação da
Conta Petróleo e Álcool junto ao governo federal deveria ter ocorrido até 30 de
junho de 2004. A Petrobras vem mantendo contatos com o Ministério das Minas e
Energia (MME) e com a Secretaria do Tesouro Nacional (STN) para resolver
questões pendentes necessárias para a conclusão do processo de liquidação.
O saldo em aberto das Contas Petróleo e Álcool poderá ser pago da seguinte
forma: (1) Títulos do Tesouro Nacional, emitidos no mesmo valor que o do saldo
final da Conta Petróleo e Álcool; (2) liquidação do saldo das Contas Petróleo e
Álcool, com quaisquer outros valores que possam ser devidos pela Petrobras ao
Governo Federal, incluindo impostos; ou (3) uma combinação de ambas as
modalidades.
12. Financiamentos
(a) Financiamentos de curto prazo
Os financiamentos de curto prazo da Companhia foram obtidos principalmente de
bancos comerciais e incluem financiamento de importações e exportações em
dólares norte-americanos, que podem ser apresentados como segue:
Em 31 de dezembro
2006
2005
Importações – petróleo e equipamentos
Capital de giro
148
1.145
1.293
340
610
950
A média ponderada das taxas de juros anuais dos empréstimos de curto prazo em
aberto, em 31 de dezembro de 2006 e 2005, era de 4,68% e 4,09%,
respectivamente.
F-56
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Financiamentos de longo prazo
•
Composição
Em 31 de dezembro
2006
2005
Moeda estrangeira
Notas
Instituições financeiras
Securitização de recebíveis
Créditos junto a fornecedores
Senior Notes negociáveis
Ativos relacionados ao programa de exportação a serem
compensados com a venda de recebíveis futuros
Títulos recomprados (1)
Moeda local
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social –
BNDES (companhia estatal, ver Nota 24)
Debêntures:
BNDES (companhia estatal, ver Nota 24)
Outros bancos
Outros
Total
Parcela circulante dos financiamentos de longo prazo
4.217
3.550
680
1.215
330
5.871
3.215
1.241
1.349
330
(150)
(19)
9.823
(300)
(356)
11.350
865
298
626
1.093
209
2.793
291
935
57
1.581
12.616
(2.106)
10.510
12.931
(1.428)
11.503
(1) Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Companhia tinha saldo investido no exterior em um fundo
exclusivo, o qual detinha títulos de algumas companhias do grupo Petrobras, e de algumas SPEs
consolidadas pela Companhia de acordo com a FIN 46 (R), no valor total de US$245 (US$2.078 em 2005).
Esses títulos são considerados extintos e os respectivos valores, acrescidos de juros, foram excluídos da
apresentação do saldo de títulos e valores mobiliários e financiamentos de longo prazo, de US$19
(US$356 em 2005) e de projetos estruturados de US$226 (US$1.722 em 2005), respectivamente. (Ver
também a Nota 14). Os ganhos e perdas por ocasião da extinção são reconhecidos à medida de sua
realização. As posteriores re-emissões de notas de valores superiores ou inferiores ao par são lançadas em
ágio ou deságio, sendo amortizados durante a vigência das notas. A Petrobras incorreu em despesas no valor
total de US$160 em 2006 por ocasião da extinção da dívida, e de US$17 em 2005. Em 31 de dezembro de
2006 e 2005, a Companhia possuía um saldo em aberto de ágios líquidos de re-emissão nos valores de
US$45 e US$56, respectivamente.
F-57
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Financiamentos de longo prazo (Continuação)
•
Composição dos financiamentos no exterior por moeda
Em 31 de dezembro
2006
2005
Moeda:
Dólares norte-americanos
Iene japonês
Euro
Outros
•
8.928
626
269
9.823
10.679
409
262
11.350
Vencimentos do principal dos financiamentos de longo prazo
Em 31 de dezembro de 2006, os vencimentos das parcelas de longo prazo
podem ser apresentados como segue:
2008
2009
2010
2011
2012
2013 em diante
1.466
799
1.543
810
1.788
4.104
10.510
F-58
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Financiamentos de longo prazo (Continuação)
•
Composição dos financiamentos de longo prazo por taxa de juros anuais
Os financiamentos de longo prazo estão sujeitos às seguintes taxas de juros
anuais:
Em 31 de dezembro
2006
2005
No exterior
6% ou menos
De 6% a 8%
De 8% a 10%
De 10% a 15%
No país
6% ou menos
De 6% a 8%
De 8% a 10%
De 10% a 15%
•
2.373
3.805
3.321
324
9.823
3.686
2.603
4.491
570
11.350
470
167
858
1.298
2.793
85
266
264
966
1.581
12.616
12.931
Financiamento de exportações
A Petrobras e a PETROBRAS FINANCE LTD. - PFL mantêm contratos ("Master
Export Contract" e "Prepayment Agreement") entre si e, também, com uma sociedade
de propósito específico, não relacionada à Petrobras, denominada PF Export
Receivables Master Trust ("PF Export"), referentes a pré-pagamento de recebíveis de
exportação a serem gerados pela Petrobras FINANCE LTD., por intermédio de vendas,
no mercado internacional, de óleo combustível e outros produtos adquiridos da
Petrobras.
F-59
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Financiamentos de longo prazo (Continuação)
Conforme estipulado nos contratos, a PFL cedeu os direitos relativos a contas a
receber futuras no valor de US$1.800 (1a e 2a emissões) para a PF Export, que,
em contrapartida, emitiu e entregou à PFL os seguintes títulos, também no valor
de US$1.800:
• US$1.500 em Certificados Fiduciários Sênior, que foram negociados pela PFL
no mercado internacional ao valor de face. O valor foi transferido à Petrobras
como adiantamento para exportações a serem feitas para a PFL, de acordo com
o contrato de adiantamento.
• US$300 em Certificados Fiduciários Júnior, que foram mantidos no portfolio
da PFL. Se a PF Export incorrer em quaisquer perdas no recebimento do valor
das exportações transferidas pela PFL, essas perdas serão compensadas pelos
Certificados Fiduciários Júnior.
A cessão de direitos a futuros recebíveis de exportação representa um passivo
da PFL, que será quitado pela transferência das contas a receber para a PF
Export como e quando forem geradas. Esse passivo estará sujeito a juros da
mesma forma que os Certificados Fiduciários Sênior e Júnior, conforme
descrito acima. Os Certificados Fiduciários Júnior constituem uma garantia de
20% para os Certificados Fiduciários Sênior.
Em setembro de 2005, a Petrobras liquidou antecipadamente US$330 à
PETROBRAS FINANCE LTD. - PFL a título de pré-pagamento das exportações.
Esta antecipação permitiu à PETROBRAS FINANCE LTD. - PFL efetuar o
pagamento, em 1º de setembro de 2005, de valor igual relativo aos Certificados
Fiduciários Sênior das séries A2 e C com taxas flutuantes, emitidos pela PF
Export, que venceriam em 2010 e 2013, respectivamente.
F-60
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Financiamentos de longo prazo (Continuação)
Em 1º de março de 2006, a Petrobras liquidou antecipadamente US$334 a
PETROBRAS FINANCE LTD. - PFL, relativos ao pré-pagamento de
exportações. Esta antecipação permitiu à PETROBRAS FINANCE LTD. – PFL
efetuar o pagamento, em 1º de março de 2006, de valor igual relativo aos
Certificados Fiduciários Sênior das séries A1 e B com taxas fixas, emitidos pela
PF Export, que venceriam em 2010 e 2011, respectivamente.
Em 26 de maio de 2006, a PFL concluiu com sucesso a solicitação de anuência
dos portadores dos Senior Trust Certificates a 6,4% da Série 2003-A, com
vencimento em 2015, de emissão do Export Receivables Master Trust. O objetivo
dos aditamentos era remover da operação as exportações de óleo combustível de
maneira que os títulos fossem garantidos apenas pelos recebíveis oriundos das
vendas do óleo combustível exportado pela Petrobras, e reduzir as exportações
médias diárias brutas mínimas de óleo combustível de um período de doze meses.
A PFL obteve também a anuência dos portadores da Série 2003-B a 3,75%, com
vencimento em 2013. Os aditamentos passaram a vigorar em 1º de junho de 2006.
Em decorrência destas alterações, a taxa da garantia das Séries 2003-B foi
reduzida de 1,8% para 1,1%.
•
Projetos GASENE , gasoduto Urucu-Coari-Manaus e duto para gás liquifeito de
petróleo Urucu-Coari
Em 5 de dezembro de 2005, a Petrobras obteve do Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), contrato de empréstimo ponte no
valor de US$342 para a sociedade de propósito específico Transportadora
GASENE S.A., responsável pela implementação do Projeto do Gasoduto de
Interligação Sudeste Nordeste – GASENE e US$342 para a sociedade de propósito
específico Transportadora Urucu Manaus S.A. dando continuidade à estruturação
financeira dos projetos do Gasoduto Urucu-Coari-Manaus e do duto para Gás
Liquefeito de Petróleo (GLP) Urucu-Coari.
F-61
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Financiamentos de longo prazo (Continuação)
•
Financiamento das plataformas P-51 e P-52
Em 25 de novembro de 2004, a diretoria da Petrobras aprovou a assinatura de
contrato no valor de até US$379 entre o Banco Nacional de Desenvolvimento
Econômico e Social (BNDES) e sua subsidiária integral PETROBRAS
NETHERLANDS B.V. – PNBV, para o financiamento dos bens e serviços
brasileiros a serem utilizados na construção da plataforma de produção P-52.
O crédito do BNDES será feito no âmbito do programa BNDES-Exim pósembarque, modalidade “buyer credit”, que inclui o financiamento apenas de
bens e serviços brasileiros no âmbito do investimento. O financiamento será
amortizado em 10 anos após o término do período de construção da plataforma,
previsto para maio de 2007. A taxa de juros será de LIBOR de 36 meses mais
2% durante o período de carência e de LIBOR de 60 meses mais 2% após esse
prazo.
Em 17 de dezembro de 2004, a PETROBRAS NETHERLANDS B.V. PNBV, subsidiária integral da Petrobras, adquiriu uma linha de crédito no
valor de US$280 para o financiamento da construção das plataformas P-51 e
P-52. Este empréstimo é garantido por agências de crédito à exportação da
Noruega, do Reino Unido e da Itália. O contrato prevê uma taxa de juros
flutuante (Libor mais 0,6%) ou pré-fixada (4,86%).
Em 17 de novembro de 2004, a PETROBRAS NETHERLANDS B.V. PNBV, subsidiária integral da Petrobras, assinou outro contrato de empréstimo
comercial com o Banco BNP Paribas a fim de oferecer à PETROBRAS
NETHERLANDS B.V. - PNBV uma linha de crédito de US$100 para o
financiamento da construção das plataformas P-51 e P-52. O contrato prevê
uma taxa de juros flutuante com base na Libor mais 1,4%.
F-62
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Financiamentos de longo prazo (Continuação)
•
Global Notes
Em 06 de outubro de 2006, a PIFCo emitiu Global Notes no montante de US$500.
Os títulos apresentam um rendimento líquido (yield to investor) de 6,185% ao ano,
com prazo de vencimento de 10 anos. Este é o menor custo de captação para a
PIFCo sobre este prazo e representou uma taxa de 1,55% acima e abaixo do Título
do Tesouro americano de prazo comparável. Os Global Notes foram ofertados por
99,557% do valor de face com cupom de 6,125% a.a.. A PIFCo usará esses
recursos, principalmente, para pagar fornecedores.
(c) Recompra de Oferta de Títulos (Tender)
Em 24 de julho de 2006, a PIFCo, subsidiária integral da Companhia, concluiu a
oferta de recompra (Tender), divulgada em 18 de julho de 2006. A quantidade de
notas oferecidas para cinco séries de notas foi US$888. Os títulos recomprados
relativos a 2006 totalizavam US$1.046. Considerando os títulos recomprados
pela Companhia e suas subsidiárias em exercícios anteriores, também incluídas no
Tender, a operação alcançou o valor de US$1.215. A finalidade desta iniciativa
era reduzir o total da dívida em aberto e simplificar o perfil da dívida, tirando
proveito da vigorosa geração de caixa da Companhia. A operação foi liquidada em
27 de julho de 2006 e foram canceladas a partir desta data todas as notas objeto da
recompra. Após a conclusão da oferta de Tender, as despesas incorridas pela
PIFCo totalizaram US$160.
F-63
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(d) Debêntures
Em 2 de agosto de 2006, a Assembléia Geral Extraordinária da ALBERTO
PASQUALINI – REFAP S.A., subsidiária da Companhia, aprovou o valor da
emissão privada de debêntures simples, nominativas e escriturais no montante de
US$391, objetivando a ampliação e modernização do parque industrial da
REFAP e aumento de sua capacidade de processamento de petróleo de 20.000
m³/dia para 30.000 m³/dia, além de aumentar a parcela de óleos nacionais a ser
processada.
A emissão teve as seguintes características: prazo de emissão até 30 de dezembro
de 2006 e amortização de 96 meses mais 6 meses de carência; 90% das
debêntures serão subscritas pelo BNDES com juros de TJLP+3,8%a.a.;10% das
debêntures serão subscritas pelo BNDESPAR com juros da cesta de moedas do
BNDES + 2,3%a.a.
Em 08 de setembro de 2006, foi assinado o Contrato de Financiamento, com a
liberação da 1º parcela dos recursos no montante de US$278. Em 19 de dezembro
de 2006, foi liberado o valor remanescente de US$113.
(e) Obrigações em Yen japonês
Em 27 de setembro de 2006, a PIFCo concluiu a emissão privada de títulos no
mercado de capital japonês (“Shibosai”) no montante total de ¥ 35 bilhões
(US$298), com vencimento em setembro de 2016. A emissão privada feita no
mercado japonês teve garantia parcial do Japan Bank for International
Cooperation (JBIC) com uma taxa de 2,15% a.a. e pagamento de juros semestrais.
Na mesma data, a PIFCo firmou um contrato de swap com o Citibank, trocando o
valor total dessa dívida por um valor equivalente denominado em dólares norteamericanos. A PIFCo utilizou os recursos financeiros obtidos com esta emissão
para financiar a PNBV, uma afiliada, para a construção de dutos que interligarão
as plataformas de produção P-51, P-52 e P-53 à plataforma de rebombeio
autônomo PRA-1. Ver nota 20 (e).
F-64
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(f) Garantias e cauções
As instituições financeiras no exterior não requerem garantias da Companhia. Os
financiamentos concedidos pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico
e Social - BNDES estão garantidos pelos bens financiados.
Os contratos de financiamento da Companhia contêm garantias e cauções
padronizadas, entre outras: provisão de informação; relatórios financeiros; gestão
de negócios; continuidade de existência corporativa; continuidade de aprovação
do governo; conformidade com legislação aplicável; preservação de livros e
registros; manutenção dos seguros, pagamentos de taxas e causas; e notificação de
certos eventos. Os contratos de financiamento da Companhia também contêm
cláusulas incluindo, sem limitação, limitações na ocorrência de endividamento;
limitações na ocorrência de empréstimos; limitações nas transações com afiliadas;
limitações na disposição de ativos; limitação nas consolidações, incorporações
empresariais, vendas e/ou escrituras; restrições negativas de garantias; mudança
de limitações na propriedade; classificação; limitações de procedimentos; e
recebíveis exigidos como cobertura. A administração da Petrobras confirma que a
Companhia vem cumprindo as cláusulas de seus contratos de empréstimo.
Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a GASPETRO forneceu garantia para
determinadas debêntures emitidas para financiar a compra de direitos de transporte
no gasoduto Bolívia/Brasil, utilizando 3.000 ações da TBG, uma controlada da
GASPETRO responsável pela operação do gasoduto.
F-65
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(f) Garantias e cauções (Continuação)
O Governo Federal garante a dívida da TBG junto à Agência Multilateral de
Crédito, que apresentava saldos remanescentes de US$367 e de US$402 em 31 de
dezembro de 2006 e 2005, respectivamente. Durante o exercício de 2000, o
Governo Federal, a Companhia, a TBG, a PETROQUISA e o Banco do Brasil
S.A. firmaram acordo pelo qual as receitas da TBG servirão como contragarantia
desse débito até que o mesmo tenha sido liquidado.
A Petrobras firmou acordos de compromisso de compra para garantir as obrigações
de sua controlada integral, PIFCo, com relação às emissões de títulos em 2001,
2002 e 2003 e seus respectivos contratos. A Petrobras tem a obrigação de comprar
dos detentores das notas qualquer montante não pago de principal, juros ou outros
valores devidos de acordo com as notas e contratos apresentados, sujeitos a certas
limitações, mesmo que qualquer desses valores seja devido no vencimento das
notas ou não.
(g) Linhas de crédito
Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Companhia tinha utilizado todas as linhas de
crédito disponíveis para suas importações. As linhas de crédito utilizadas em 31 de
dezembro de 2006 e 2005 representavam US$1.370 e US$1.688, respectivamente.
As linhas de crédito estão incluídas em financiamentos de curto e de longo prazo.
F-66
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
13. Receitas (Despesas) Financeiras, Líquidas
As despesas financeiras, receitas financeiras e as variações cambiais e monetárias
líquidas sobre os ativos e passivos monetários, líquidas, apropriadas ao resultado dos
exercícios findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004, estão demonstradas
abaixo:
Exercício findo em 31 de dezembro
2006
2005
2004
Despesas financeiras:
Empréstimos e financiamentos
Juros capitalizados
Arrendamento mercantil
Projetos estruturados
Perdas em instrumentos derivativos
Perdas em recompra de títulos
Outras
(1.135)
612
(98)
(334)
(103)
(17)
(114)
(1.189)
(1.055)
267
(94)
(316)
(233)
(137)
(165)
(1.733)
566
231
79
27
262
1,165
337
84
90
33
93
73
710
199
24
42
32
553
106
956
75
248
450
(100)
(231)
(327)
(1.076)
1.001
(105)
(370)
(481)
(160)
(149)
(1.340)
Receitas Financeiras
Investimentos
Clientes
Títulos governamentais
Adiantamentos a fornecedores
Ganho em hedge a valor justo
Outras
Variações monetárias e cambiais sobre ativos e
passivos monetários, líquidas
F-67
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
14. Projetos Estruturados
Desde 1997, a Companhia tem utilizado projetos estruturados com o objetivo de prover
recursos para o desenvolvimento contínuo de seus projetos relacionados à exploração e
produção.
As sociedades de propósito específico associadas aos projetos estruturados são
consolidadas com base na Interpretação FIN Nº 46 (R), e as obrigações relativas aos
projetos estruturados representam a dívida das SPEs consolidadas obtidas de
financiadores.
Sob esses contratos, a Companhia é responsável por concluir o desenvolvimento dos
campos de petróleo e gás, operá-los, arcar com todas as despesas operacionais
referentes aos projetos e utilizar parte da receita líquida gerada pelos campos para
financiar as dívidas das sociedades de propósito específico e ter retorno sobre o
patrimônio. Ao término de cada financiamento de projeto, a Companhia poderá
comprar os ativos arrendados ou transferidos das sociedades de propósito específico
consolidadas constituídas.
F-68
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
14. Projetos Estruturados (Continuação)
As obrigações relativas aos projetos em andamento, em 31 de dezembro de 2006 e
2005, estão descritas resumidamente a seguir:
Em 31 de dezembro
2006
2005
Barracuda/Caratinga
Charter Development – CDC (1)
Cabiúnas
PDET Offshore S.A.
Transportadora Gasene
Nova Transportadora do Sudeste – NTS (2)
Nova Transportadora do Nordeste – NTN (2)
Codajás (3)
Espadarte/Voador/Marimbá (EVM)
Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - CLEP
Cia. de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais - CDMPI
Nova Marlim
Cia Petrolífera Marlim
Albacora
Pargo, Carapeba, Garoupa and Cherne (PCGC)
Fundo de Investimemento Imobiliário – FII (4)
Títulos recomprados (5)
Parcela circulante dos projetos estruturados
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
1.405
876
683
662
617
543
449
411
282
226
175
142
57
46
26
(226)
6.374
(2.182)
4.192
2.435
346
799
188
236
461
385
215
399
1.700
286
139
55
35
85
(1.722)
6.042
(2.413)
3.629
Charter Development – CDC é responsável por Marlim Leste (Projeto P-53).
A Nova Transportadora do Sudeste – NTS e a Nova Transportadora do Nordeste – NTN participam do consórcio
responsável pelo Projeto Malhas.
Codajás consolida a Transportadora Urucu - Manaus S.A., responsável pelo Projeto Amazônia.
Fundo de Investimento Imobiliário – FII é responsável pelo Certificado de Recebíveis Imobiliários – Projeto CRI
Macaé.
Em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Companhia possuía saldo investido no exterior em um fundo de investimento
exclusivo. Esses títulos são considerados como extintos e, assim, os respectivos valores, incluindo os juros
aplicáveis, foram excluídos das rubricas títulos e valores mobiliários e projetos estruturados (ver também Nota 5).
F-69
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
14. Projetos Estruturados (Continuação)
A Companhia recebeu adiantamentos no valor de US$376, os quais foram registrados
como obrigações com projetos estruturados, e são relacionados a ativos atrelados a
contratos com os investidores, incluídos no saldo do ativo imobilizado. Esses ativos e
obrigações estão registrados pelo valor bruto, uma vez que a obrigação pode apenas ser
liquidada mediante entrega completa do ativo já construído.
Em 31 de dezembro de 2006, as parcelas de longo prazo relativas aos projetos
estruturados possuem os seguintes vencimentos:
2008
2009
2010
2011
2012
2013 em diante
1.252
993
666
401
158
722
4.192
Em 31 de dezembro de 2006, os valores das obrigações de desembolsos assumidos
relativos aos financiamentos consolidados de projetos estruturados encontram-se
apresentados como segue:
Cia. de Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais – CDMPI
Transportadora Gasene
PDET Offshore S.A.
Charter Development – CDC
733
601
378
224
1.936
F-70
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
14. Projetos Estruturados (Continuação)
A tabela a seguir resume os projetos, seus objetivos, as garantias e investimentos
estimados de cada projeto:
Projeto
Finalidade
Principais Garantias
Valor do
Investimento
Barracuda/
Caratinga
Para permitir o desenvolvimento da produção nos campos de Garantia da Brasoil para US$3.100
Barracuda e Caratinga na Bacia de Campos, a SPE Barracuda cobertura de necessidades
e Caratinga Leasing Company B.V. (BCLC) é responsável financeiras da BCLC.
pela constituição de todos os ativos (poços, equipamentos
submarinos e unidades de produção) requeridos pelo projeto,
sendo também proprietária destes.
CLEP
A Companhia Locadora de Equipamentos Petrolíferos - CLEP
disponibiliza ativos vinculados à produção de petróleo na
Bacia de Campos através de contrato de aluguel com prazo de
10 anos, ao fim do qual a Petrobras terá o direito de adquirir
as ações da SPC ou os ativos do projeto.
Cabiúnas
Projeto com o objetivo de aumentar a capacidade de Penhor de 10,4 bilhões de US$850
escoamento da produção de gás da Bacia de Campos. A m3 de gás.
Cayman Cabiunas Investment Co. Ltd. (CCIC) disponibiliza
os ativos para a Petrobras por meio de um contrato de leasing
internacional.
Projeto Malhas(NTN/NTS)
Consórcio entre TRANSPETRO, Transportadora Nordeste
Sudeste (TNS), Nova Transportadora do Sudeste (NTS) e
Nova Transportadora do Nordeste (NTN). A NTS e NTN
fornecem ativos relacionados ao transporte de gás natural. A
TNS (companhia 100% GASPETRO) disponibiliza ativos já
constituídos anteriormente. A TRANSPETRO contribui como
operadora dos gasodutos.
EVM
Projeto com o objetivo de se estabelecer equipamentos Penhor
de
pré- US$1.070
submarinos de produção de petróleo nos campos de Espadarte, determinados volumes de
Voador, Marimbá e outros sete campos menores na Bacia de petróleo.
Campos. A EVM Leasing Co. (EVMLC) disponibiliza os
ativos para a Petrobras por meio de um contrato de leasing
internacional.
NovaMarlim
Consórcio com a NovaMarlim Petróleo S.A. (NovaMarlim) 30% da produção do US$933
que disponibiliza equipamentos submarinos de produção de campo limitado a 720 dias.
petróleo e ressarce à Petrobras os custos operacionais
decorrentes da operação e manutenção dos ativos.
PDET
A PDET Offshore S.A. é a futura proprietária dos ativos do Todos os ativos do projeto US$1.270
projeto cujo objetivo é melhorar a infra-estrutura de serão dados em garantia
transferência do óleo produzido na Bacia de Campos para as
refinarias da Região Sudeste e para exportação. Os ativos
serão posteriormente alugados para a Petrobras por 12 anos.
F-71
Pagamentos antecipados US$1.250
de aluguel, caso a receita
não seja suficiente para
atender às obrigações com
financiadores.
Pagamentos antecipados US$1.000
por
capacidade
de
transporte para cobrir
eventuais deficiências de
caixa do consórcio
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
14. Projetos Estruturados (Continuação)
Projeto
Valor do
Investimento
Finalidade
Principais Garantias
Marlim
Consórcio com a Companhia Petrolífera Marlim (CPM),
que disponibiliza para a Petrobras equipamentos
submarinos de produção de petróleo do campo de
Marlim.
70% da produção do campo
limitado a 720 dias.
US$1.500
Albacora
Consórcio entre a Petrobras e a Albacora Japão Petróleo
Ltda. (AJPL), que disponibiliza ativos de produção de
petróleo do campo de Albacora na Bacia de Campos para
a Petrobras.
Titularidade dos ativos
US$170
Albacora/
PETROS
Consórcio entre a Petrobras e a Fundação PETROS de
Seguridade Social, que disponibiliza ativos de produção
de petróleo do campo de Albacora na Bacia de Campos
para a Petrobras.
Titularidade dos ativos
US$240
PCGC
A Companhia de Recuperação Secundária (CRSec)
disponibiliza ativos para serem utilizados pela Petrobras
nos campos de Pargo, Carapeba, Garoupa, Cherne e
outros através de um contrato de aluguel com
pagamentos mensais.
Pagamento adicional de aluguel
caso a receita não seja suficiente
para atender às obrigações com
financiadores.
US$134
Projeto
Marlim Leste
(P-53) – (CDC)
Para desenvolver a produção no campo de Marlim Leste,
a Petrobras irá se utilizar de uma Unidade flutuante de
Produção, a P-53, que será afretada da Charter
Development LLC, empresa constituída no estado de
Delaware/USA. O contrato de afretamento, na
modalidade casco nu (Bare Boat Charter), será firmado
por um período de 15 anos, contados a partir da data de
sua assinatura.
Completion:
o
início
do
cronograma de pagamentos do
afretamento pela Petrobras se
dará
em
uma
data
predeterminada.
Cost Overrun:
Eventuais
aumentos do custo de construção
da
P-53
irão
acarretar
correspondente aumento nos
valores de afretamento a serem
pagos pela Petrobras.
US$1.180
Em negociação
US$1.300
Amazônia
(Codajás)
Construção de um gasoduto com 385 km de extensão,
entre Coari e Manaus e de um GLPduto de 285 Km de
extensão, entre Urucu e Coari, ambos
sob a
responsabilidade da Transportadora Urucu Manaus S.A.
e construção de uma termelétrica, em Manaus, com
capacidade de 488 MW através da Companhia de
Geração Termelétrica Manauara S.A.
F-72
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
14. Projetos Estruturados (Continuação)
Valor do
Investimento
US$2.000
Projeto
GASENE
Finalidade
A Transportadora Gasene S.A. é responsável pela
construção e futura proprietária de gasodutos de
transporte de gás natural, com extensão total de 1,4 mil
Km e capacidade de transporte de 20 milhões de metros
cúbicos por dia, ligando o Terminal de Cabiúnas no Rio
de Janeiro até a cidade de Catu, no Estado da Bahia
Principais Garantias
A definir.
CDMPI
(modernização
da REVAP)
Este projeto tem como objetivo o aumento da capacidade
da Refinaria Henrique Lage (REVAP) em processar óleo
pesado nacional, ajustar o diesel por ela produzido às
novas especificações nacionais e reduzir a quantidade de
emissão de poluentes. Para tal objetivo, foi criada a
Sociedade de propósito específico (SPE) Cia. de
Desenvolvimento e Modernização de Plantas Industriais
- CDMPI que construirá e alugará para a Petrobras uma
unidade de Coqueamento Retardado, uma unidade de
Hidrotratamento de Nafta de Coque e unidades
correlatas.
Pagamentos antecipados
de aluguel para cobrir
eventuais deficiências de
caixa da CDMPI
US$900
Mexilhão
Construção de uma plataforma (PMXL-1) de produção
de gás natural nos Campos de Mexilhão e Cedro, na
Bacia de Santos, Estado de São Paulo, através da
Companhia Mexilhão do Brasil (CMB), responsável pela
captação dos recursos necessários para constituição da
referida plataforma. Após constituída, a PMXL-1 será
alugada à Petrobras, detentora da concessão para
exploração e produção nos referidos campos
Para desenvolver a produção no Módulo 3 no campo
Roncador (P-55) e Fase 2 do campo Jubarte (P-57). A
Deepwater charter LLC e a Deepblue Charter LLC são
responsáveis por conjuntamente contratar quatro SPEs
para construir o UEP: uma para o casco da P-55, outra
para o casco da P-57, assim como duas outras para
Módulos de Geração e Compressão para UEPs. No final,
a PNBV fretará a P-55 da Deepwater e a P-57 da
Deepblue e subfretará as mesmas para a Petrobras.
Processo de seleção em andamento para os SPEs (IDB
com interação).
A definir
US$595
Compromisso
de
fretamento
futuro
da
Petrobras com a PNBV e a
PNBV com a proprietária
da UEP (Deepwater e
Deepblue).
US$1.960
Aquisição de 49% da participação detida pela ABB-EVEquity Venture (ABB-EV) na TERMOBAHIA,
compreendida por ações e créditos por meio da
estruturação financeira acertada com o Banco de
Desenvolvimento Interamericano. Uma SPE foi
estruturada denominada BLADE Securities Ltd
(“BLADE”), sediada na Irlanda, que será a sucessora dos
direitos detidos pela ABB-EV até que a Petrobras
apresente um parceiro estratégico.
Nenhum fornecido.
US$39,6
P-55 e P-57
Termobahia
F-73
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
14. Projetos Estruturados (Continuação)
Blade Securities Limited
A Sociedade de Propósito Específica (SPE) BLADE Securities Ltd (“BLADE”), foi
criada pelo Deutsche Bank (DB), para auxiliar a Petrobras em suas transações
relacionadas à aquisição de uma participação de 49% detida pela ABB-EV na usina
elétrica TERMOBAHIA. (Ver Nota 18 (h)). A estruturação financeira envolve duas
operações simultâneas: a aquisição de direitos da ABB-EV e a venda desses direitos a
uma instituição privada, DB, até que um parceiro estratégico seja introduzido pela
Petrobras dentro de um prazo máximo de um ano.
De acordo com os contratos, a PIFCo pagou à BLADE US$1, e em contrapartida, a
Blade transferiu à PIFCo o direito a quaisquer dividendos a serem recebidos da
TERMOBAHIA e os direitos às ações da TERMOBAHIA para a PIFCo ou uma
subsidiária da Petrobras. Adicionalmente, a PIFCo pagou à Blade US$38, e em
contrapartida, a BLADE transferiu à PIFCo quaisquer somas recebidas da
TERMOBAHIA relacionadas ao empréstimo subordinado registrado como notas
recebíveis que tem uma taxa de juros de 8% ao ano e data de expiração em 2023, e o
direito aos empréstimos a receber para a PIFCo ou uma subsidiária da Petrobras. (Ver
Nota 18(h)).
Como um resultado da série de transações, a Petrobras reconheceu um ganho de US$4
na extinção da dívida em 31 de dezembro de 2005, relacionado ao fato de que não mais
pagará 18,79% de juros a um credor terceiro. Devido à imaterialidade, a Companhia
não aplicou a combinação de negócios para o aumento de participação (step up
acquisition) na subsidiária TERMOBAHIA.
F-74
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
15. Arrendamento Mercantil
A Companhia mantém contratos de arrendamento mercantil para algumas plataformas
marítimas e navios que são registrados como arrendamento mercantil. Em 31 de
dezembro de 2006, o valor contábil líquido dos ativos arrendados era de US$1.338
(US$1.419 em 31 de dezembro de 2005).
Em 31 de dezembro de 2006, os pagamentos mínimos futuros desses contratos de
arrendamento são os seguintes:
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013 em diante
Provisão de pagamentos futuros de arrendamento
Menos montante representando juros anuais de 6,2% a 12,0%
Valor presente dos pagamentos mínimos de arrendamento
Menos parcela circulante de obrigações de arrendamento mercantil
Parcela de longo prazo de obrigações de arrendamento mercantil
F-75
300
313
284
230
112
62
36
1.337
(282)
1.055
(231)
824
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
16. Obrigações com Benefícios Pós-Aposentadoria e Outros Benefícios
(a) Saldos relativos a benefícios pós-aposentadoria
Os saldos relativos a benefícios pós-aposentadoria estão representados a seguir:
Em 31 de dezembro
2006
2005
Plano de
Plano de
Plano de
Plano de
pensão
saúde
pensão
saúde
Passivo circulante
Exigível a longo prazo
Obrigações com benefícios pós-aposentadoria
projetados
198
4.645
5.433
206
3.627
3.004
4.843
5.433
3.833
3.004
Outros resultados abrangentes acumulados
3.110
Efeito tributário
(1.058)
Saldo líquido registrado no patrimônio líquido 2.052
1.495
(508)
987
2.941
(1.011)
1.930
-
(b) Plano de pensão – Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS
A Fundação Petrobras de Seguridade Social (PETROS) foi constituída pela
Petrobras como uma pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, com
autonomia administrativa e financeira. Desta forma, a PETROS tem por objetivos
primordiais:
(i) instituir, administrar e executar planos de benefícios para as empresas ou
entidades com as quais tiver firmado convênio de adesão;
(ii) prestar serviços de administração e execução para planos de benefícios de
natureza previdenciária; e
(iii) promover o bem-estar social dos seus participantes, especialmente no que
concerne a pagamentos de benefícios pós-aposentadoria.
F-76
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Plano de pensão - Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS
(Continuação)
O Plano PETROS é um plano de previdência de benefícios definido, instituído
pela Petrobras em julho de 1970, para suplementar os benefícios de previdência do
INSS, e é direcionado aos empregados da Petrobras e de suas controladas e
coligadas brasileiras. Para garantir seus objetivos, a PETROS recebe contribuições
mensais das empresas patrocinadoras do Plano PETROS no montante de 12,93%
sobre a folha de salários dos empregados participantes do plano. Adicionalmente,
a PETROS aufere rendimentos pela aplicação dessas contribuições em
investimentos. A política da Companhia é contribuir anualmente com o montante
definido pelos cálculos atuariais. No ano calendário de 2006, os benefícios pagos
totalizaram US$713 (US$570 em 2005).
O passivo da Companhia relacionado aos benefícios futuros devidos aos
participantes do plano é calculado anualmente por atuário independente, com base
no método da Unidade de Crédito Projetada. Os ativos garantidores do plano de
pensão são apresentados reduzindo o passivo atuarial líquido.
Os ganhos e perdas atuariais gerados pelas diferenças entre os valores da
obrigação e ativos determinados com base em projeções e em números reais, estão
respectivamente incluídos ou excluídos do cálculo do passivo atuarial líquido e
registrados como “Ajustes de reservas de benefícios pós-aposentadoria, líquidos
de impostos - plano de pensão”, no patrimônio líquido. Ganhos e perdas atuariais
são amortizados durante o período de serviço remanescente médio dos
funcionários ativos de aproximadamente 10 anos em 31 de dezembro de 2006, de
acordo com o procedimento estabelecido pelo SFAS 87.
F-77
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Plano de pensão - Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS
(Continuação)
A relação entre as contribuições das patrocinadoras e participantes do Plano
PETROS, considerando apenas aquelas atribuíveis à Companhia e suas
controladas, nos exercícios de 2006 e 2005, foi de 1,00 para 1,00. A estimativa
máxima de contribuição da Companhia no plano de pensão, a ser paga em 2007 é
de aproximadamente US$194, com previsão de total de pagamentos de benefícios
para o ano de 2007 de US$830.
De acordo com a Emenda Constitucional Nº 20, o cômputo de qualquer déficit no
plano de benefício definido, conforme o método atuarial do corrente plano,
(diferente do método estabelecido no SFAS 87), deve ser igualmente arcado pela
patrocinadora e os participantes, mediante um ajuste às contribuições normais.
O Plano PETROS está fechado aos novos empregados do Sistema Petrobras,
admitidos a partir de setembro de 2002, e a Companhia fez um seguro de vida em
grupo para cobertura de todos os empregados admitidos posteriormente ao
fechamento do Plano PETROS, este seguro vigorará enquanto não for implantado
um novo plano de previdência privada.
F-78
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Plano de pensão – Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS
(Continuação)
Ativos do plano
Os ativos do plano são investidos principalmente em títulos do governo, em fundos
de investimento, em títulos patrimoniais e em imóveis.
O quadro a seguir apresenta os tipos de ativos do plano:
Em 31 de dezembro
2006
2005
Títulos do governo
Fundos de investimento
Títulos patrimoniais
Outros
44%
27%
20%
9%
100%
45%
26%
18%
11%
100%
Os ativos do plano incluem os seguintes títulos de partes relacionadas:
Em 31 de dezembro
2006
2005
Ações ordinárias da Petrobras
Ações preferenciais da Petrobras
Empresas estatais
Títulos do governo
Títulos de outras empresas ligadas
304
429
54
4.952
171
5.910
F-79
178
343
14
3.899
183
4.617
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Plano de pensão - Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS
(Continuação)
Ativos do plano (Continuação)
PETROS concordou em proporcionar recursos para o financiamento do
desenvolvimento contínuo do campo de petróleo e gás Albacora, localizado na
Bacia de Campos, o qual é classificado como Títulos de outras empresas ligadas
(ver Nota 14).
A taxa estimada de retorno de longo prazo dos ativos do plano PETROS adotada
pela Companhia é de 6,19%, acima da inflação. A carteira de investimentos da
PETROS em 31 de dezembro de 2006 era composta de 71% de títulos, sendo 44%
de títulos do governo mantidos até o vencimento, os quais rendem juros de 6% ao
ano mais a variação do IPCA (Índice de Preços ao Consumidor Ampliado) e 27%
de fundos de investimento sujeitos a juros similares ao do CDI (Certificado de
Depósito Interbancário), que vêm rendendo mais de 6% ao ano. Assim, a
Companhia considera a taxa de juros de longo prazo de 6,19% adequada para o
cálculo do retorno estimado dos ativos, uma vez que se encontra em linha com a
composição da carteira de ativos do plano PETROS.
A PETROS possui um volume significativo de investimentos em títulos do governo,
principalmente obrigações, NTN-B que, através de acordo com a Secretaria de
Previdência Complementar, serão mantidos até o vencimento sendo registrados pelo
valor justo, que foi calculado pelo ajuste ao valor presente líquido. Portanto, o
percentual de ativos alocados nesse investimento permanecerá inalterado no curto
prazo.
F-80
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(b) Plano de pensão - Fundação Petrobras de Seguridade Social - PETROS
(Continuação)
Novo plano de benefícios
Em maio de 2001, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a criação de
um plano misto de benefícios para empregados novos e atuais, baseado em
contribuições definidas para benefícios programáveis e em benefícios definidos
para benefícios de risco. Entretanto, a migração dos participantes e dos
beneficiários do plano anterior (PETROS) para o novo plano foi suspensa,
decorrente de decisão judicial federal, surgida de uma restrição por pedido do
sindicato dos empregados. Uma decisão judicial tomada em 2004 garantiu
restrição sobre o novo plano invalidando quaisquer mudanças do plano PETROS
para fins de migração para o novo plano. A sentença está sob recurso.
A Petrobras constituiu, em 2003, um grupo de trabalho onde participam, também,
representantes da Federação Única dos Petroleiros - FUP, sindicatos e a PETROS,
entre outros, com o objetivo de fazer avaliações alternativas para um novo modelo de
previdência complementar da Companhia, inclusive com análises de formas
negociadas de equacionamento do déficit atuarial.
Em 19 de abril de 2006, a Petrobras, na busca de um entendimento a respeito de
seu Plano de Previdência Complementar, apresentou aos participantes empregados
e assistidos, proposta que visava propiciar uma situação de equilíbrio para o atual
Plano PETROS e a implantação de um Novo Plano, denominado Plano PETROS
2.
A execução da proposta apresentada pela Diretoria Executiva da Companhia tinha
diversas condicionantes, incluindo a renegociação do Regulamento do Plano
PETROS, no que se refere às formas de reajustes dos benefícios e aposentadorias e
pensões, considerando a adesão individual maciça de participantes empregados e
dependentes.
F-81
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
Novo plano de benefícios (Continuação)
A meta de repactuação maciça do Plano PETROS, previamente estabelecida pela
Companhia, não foi alcançada, tornando-se sem efeito a proposta apresentada pela
Petrobras.
Em 08 de janeiro de 2007, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a
reabertura do processo de repactuação do Plano PETROS, com o objetivo de
atender às reivindicações das entidades sindicais, dado que a maioria dos
participantes havia se posicionado favorável à repactuação.
A nova meta de número mínimo de adesão à repactuação foi estabelecida em 2/3
(dois terços) dos participantes e o prazo final para manifestarem sua opção foi 28
de fevereiro de 2007. A meta de repactuação foi atingida e a proposta apresentada
pela Companhia tornou-se efetiva. A Petros está calculando o montante a ser
coberto pelos patrocinadores, que irá reduzir o déficit do Plano Petros, conforme
estabelece a legislação previdenciária do país.
Em 20 de outubro de 2006, o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a
implementação do Plano PETROS 2, para os empregados que atualmente estão
sem plano.
O Novo Plano de previdência complementar foi concebido na modalidade de
Contribuição Variável. Neste modelo, as contribuições são capitalizadas em
contas individuais e os benefícios da previdência são estabelecidos de acordo com
os saldos das contas. Esse plano também inclui benefícios de risco com cobertura
para doença, invalidez e morte, e renda vitalícia.
F-82
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
Novo plano de benefícios (Continuação)
O Plano PETROS 2 também contempla regime de pagamento em renda vitalícia,
um benefício mínimo que garante a cobertura do benefício para que o mesmo não
tenha valor monetário inferior a 30% do salário de contribuição média.
Em 20 de dezembro de 2006, o Departamento de Coordenação e Controle das
Empresas Estatais (DEST) decidiu aprovar a proposta do Plano Petros 2, que
também foi aprovado em 5 de janeiro de 2007, pelo Ministério de Minas e
Energia.
Em 19 de janeiro de 2007, o Conselho Deliberativo da Petros aprovou o Plano
Petros 2, que será remetido para avaliação e manifestação da Secretaria de
Previdência Complementar - SPC, para a devida aprovação final, quando então
poderá ser ofertado aos empregados que hoje estão sem cobertura de plano de
previdência complementar patrocinado pela Companhia.
A Petrobras e as demais patrocinadoras assumirão integralmente as contribuições
correspondentes ao período em que os novos participantes estiveram sem plano.
Este serviço passado deverá considerar o período desde a data de admissão até a
abertura para inscrição no Plano Petros 2. Os desembolsos serão realizados ao
longo dos primeiros meses de contribuição até o total de meses que o participante
ficou sem plano, e deverá cobrir a parte relativa aos participantes e à
patrocinadora. O valor máximo estimado deste compromisso atuarial, em 31 de
dezembro de 2006, se o plano for aprovado pela SPC e aceito por todos os novos
funcionários, é de US$109.
Esse Novo Plano também viabiliza a manutenção da cobertura previdenciária
oferecida pela Companhia, mitiga o risco apresentado no modelo adotado de
benefício definido e reduz consideravelmente a possibilidade de déficits futuros.
F-83
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
Novo plano de benefícios (Continuação)
O reflexo de associação ao novo plano e seus respectivos custos de benefícios
serão avaliados conforme os padrões determinados no SFAS 87, 132 e158 e serão
computados e reconhecidos nas contas apenas na implementação do plano.
TRANSPETRO
A TRANSPETRO mantém com a PETROS um plano de previdência privada de
contribuição definida, denominado Plano TRANSPETRO, que recebe,
mensalmente, contribuições equivalentes a 5,32% da folha de pagamento dos
participantes, que é igual ao valor das contribuições dos participantes.
(c) PETROBRAS ENERGIA – PEPSA (incluindo PESA)
Plano de contribuição definida
Plano de Pensão Complementar para Funcionários
Em novembro de 2005, o Conselho de Administração da Petrobras Energía
aprovou a implementação de um plano definido de contribuições voluntárias no
qual todos os funcionários da Companhia têm a opção de participar. Por meio
desse plano, a Petrobras Energia fará contribuições para um fideicomisso
equivalente às contribuições feitas pelos funcionários que irão se inscrever no
plano para um fundo mútuo ou AFJP, à sua escolha, em conformidade com um
esquema definido para cada nível de salário. Os funcionários participantes podem
fazer contribuições voluntárias que excedam aquelas estabelecidas no esquema
mencionado, que não serão consideradas para fins das contribuições a serem feitas
pela Petrobras Energia.
Nos exercício findos em 31 de dezembro de 2006 e 2005, a Petrobras Energia
lançou despesas de US$1 e de US$2, respectivamente, atribuíveis a tais benefícios.
F-84
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(c) PETROBRAS ENERGIA - PEPSA (incluindo PESA) (Continuação)
Plano de benefício definido
Plano “Indemnity”
Trata-se de um plano de benefício definido para todos os funcionários que
cumpram determinadas condições, e se destina a conceder, na aposentadoria, um
salário por cada ano de serviço na Companhia, de acordo com uma escala
regressiva que considera os anos de vigência do plano.
Fundo Compensador
Trata-se de um plano de benefício definido para todos os funcionários da Petrobras
Energía que foram admitidos na Companhia antes de 31 de maio de 1995, e
acumularam determinado número de anos de serviço. O benefício tem como base o
último salário recebido e os anos de serviço de cada funcionário inscrito no fundo.
O plano é de natureza complementar, ou seja, o benefício ao funcionário está
representado pelo valor determinado pelas condições do fundo, após a dedução dos
benefícios a pagar ao funcionário nos termos do plano de contribuição e do sistema
público de aposentadoria, de modo que o benefício total de cada funcionário seja
igual ao estipulado neste plano.
F-85
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(c) PETROBRAS ENERGIA - PEPSA (incluindo PESA) (Continuação)
Fundo Compensador (Continuação)
O plano exige uma contribuição a um fundo exclusivo da Petrobras Energia e sem
contribuição por parte dos funcionários, desde que estes contribuam para o sistema
de aposentadoria pelo salário integral. Conforme o disposto nos estatutos sociais
da Petrobras Energia, a Empresa contribui ao fundo com base na proposta à
Assembléia Geral Ordinária feita pelo Conselho de Administração de até 1,5% do
lucro líquido anual. Os ativos do fundo foram integrados a um fundo fiduciário. As
metas com relação ao investimento dos ativos são: (i) a preservação do capital em
dólares norte-americanos, (ii) a manutenção de níveis elevados de liquidez e (iii) o
atingimento dos maiores resultados possíveis com base em 30 dias. Por este
motivo, os ativos serão investidos principalmente em obrigações, debêntures,
fundos mútuos e certificados de depósito. O Bank of New York é o agente
fiduciário e Watson Wyatt é o agente administrador. Caso haja excesso
(devidamente confirmado por um atuário independente) de recursos nos termos do
contrato fiduciário, para cumprir os benefícios concedidos pelo plano, à Petrobras
Energia será facultado optar por sua utilização, e nesta hipótese a mesma terá que
avisar o agente fiduciário do ocorrido.
(d) SFAS 158 - “Contabilização pelos Empregadores dos Planos de
Aposentadoria e outros Planos Pós Aposentadoria com Benefício Definido”
Em setembro de 2006 o FASB divulgou o SFAS 158 - “Contabilização pelos
Empregadores dos Planos de Aposentadoria e outros Planos Pós Aposentadoria
com Benefício Definido” – aditamento aos Pronunciamentos FASB Nos. 87, 88,
106 e 132(R) (“SFAS 158”), o qual entrou em vigor na Companhia em 31 de
dezembro de 2006. O referido pronunciamento dispõe sobre o reconhecimento
pela Companhia da situação superavitária ou deficitária de cada um de seus planos
de aposentadoria com benefício definido, na qualidade de ativo ou de passivo, e de
registrar as alterações na posição financeira através das “Outras receitas
acumuladas abrangentes”, como elemento distinto do patrimônio líquido.
F-86
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(d) SFAS 158 - “Contabilização pelos Empregadores dos Planos de
Aposentadoria e outros Planos Pós Aposentadoria com Benefício Definido”
(Continuação)
Os efeitos decorrentes da adoção do SFAS 158 no balanço patrimonial em 31 de
dezembro de 2006 são os seguintes:
Pré-SFAS 158
com Ajustes
Mínimos do
Passivo
Impostos diferidos
Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários – Plano
de pensão
Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários –
Plano de saúde
Outros resultados abrangentes acumulados – ajustes
de plano de pensão
Outros resultados abrangentes acumulados – ajustes
de plano de saúde
Total do passivo e patrimônio líquido
Patrimônio líquido total
Ajustes da Adoção
do SFAS 158
Pós –
SFAS 158
3.459
(543)
2.916
4.712
131
4.843
3.938
1.495
5.433
(1.956)
(96)
(2.052)
98.680
45.382
(987)
(1.083)
(987)
98.680
44.299
(e) Plano de saúde - Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS)
A Petrobras e suas controladas brasileiras mantêm um plano de assistência médica
(AMS), com benefícios definidos, que cobre todos os empregados das empresas no
Brasil (ativos e aposentados) e respectivos dependentes. O plano é administrado
pela própria Companhia e os empregados contribuem com uma parcela fixa para
cobertura de grande risco e com uma parcela dos gastos incorridos referentes às
demais coberturas, de acordo com tabelas de participação baseada em
determinados parâmetros, incluindo níveis salariais.
F-87
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(e) Plano de saúde - Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS) (Continuação)
O compromisso da Companhia relacionado aos benefícios futuros devidos aos
participantes do plano é calculado anualmente por atuário independente, com base
no método da Unidade de Crédito Projetada. O plano de assistência médica não
está coberto por ativos garantidores. O pagamento dos benefícios é efetuado pela
Companhia com base nos custos anuais incorridos pelos participantes.
Até 2006, os ganhos e perdas atuariais gerados pelas diferenças entre os valores
das obrigações apuradas com base em premissas atuariais estimadas e as
efetivamente incorridas são, respectivamente, incluídos ou excluídos na
determinação do compromisso atuarial líquido.
Em 31 de dezembro de 2006, conforme o SFAS 158, (ver a Nota 16 (d)), os
ganhos e perdas atuariais oriundos das diferenças entre os valores da obrigação
determinada com base em projeções, e os valores efetivos, acham-se incluídos ou
excluídos, respectivamente, do cálculo da obrigação atuarial e registrados como
“Ajustes de reservas de benefícios pós-aposentadoria líquido de impostos - plano
de saúde” em Outros Resultados Abrangentes Acumulados, no patrimônio líquido.
Os ganhos e perdas registrados como Outros Resultados Abrangentes Acumulados
são amortizados ao longo do período de serviço remanescente médio dos
funcionários ativos.
Com a adoção do SFAS 158 a partir 31 de dezembro de 2006, as obrigações
relativas à assistência médica aumentaram em US$1.495 e o patrimônio líquido
reduziu-se em US$987, líquido do imposto de renda.
F-88
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(e) Plano de saúde - Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS) (Continuação)
Em 15 de dezembro de 2006, a Petrobras implementou o Benefício Farmácia, que
prevê condições especiais na aquisição de certos medicamentos pelos beneficiários
da AMS, em farmácias cadastradas, localizadas em todo Brasil.
Com a implementação deste Benefício, o custo não reconhecido do serviço
passado estimado por atuários independentes, em 31 de dezembro de 2006, foi de
US$86, sendo amortizados ao longo do período médio de serviço remanescente
dos empregados ativos. O custo do serviço anterior não reconhecido foi incluído
em Outros Resultados Abrangentes Acumulados e apresentado nas variações das
Obrigações de Benefício, como “Aditamento do Plano – Benefício farmácia”.
Para fins de cálculo, assumiu-se a taxa de aumento no custo per capita dos
benefícios do plano de saúde de 10% ao ano, com a adoção do SFAS 106. A
redução esperada para a taxa anual era de 4,5% de 2007 a 2036.
F-89
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(e) Plano de saúde - Assistência Multidisciplinar de Saúde (AMS) (Continuação)
As taxas que refletem a tendência dos custos de benefícios de plano de saúde
assumidas afetam significativamente os valores apresentados referentes ao plano de
saúde pós-aposentadoria. Uma variação de um ponto percentual nos custos
assumidos do plano de saúde teria os seguintes efeitos:
Efeito sobre os componentes do custo total
dos serviços e juros
Efeito sobre a obrigação com benefícios
pós-aposentadoria
Aumento de um
ponto percentual
Redução de um
ponto percentual
113
(91)
832
(679)
LIQUIGÁS DISTRIBUIDORA S.A.
A Liquigás mantém um plano de assistência médica que oferece benefícios
definidos e cobre os funcionários do GLP. Em 31 de dezembro de 2006, a Liquigás
contabilizou obrigações relativas a custos de benefícios com a assistência médica
futura pós-aposentadoria, no valor de US$18 (US$16 em 2005). A Liquigás
administra o plano e o passivo relativo a futuros benefícios aos participantes do
plano é calculado com base anual por atuários independentes, com base no método
da Unidade de Crédito Projetada de acordo com o SFAS 106 e o SFAS 132
Divulgação pelos Empregadores dos Benefícios de Aposentadoria e de Outros
Benefícios Pós-aposentadoria, aditamento aos Pronunciamentos FASB No. 87, 88 e
106 ("SFAS 132”) e SFAS 158.
F-90
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(f) Posição custeada dos planos
A posição custeada dos planos em 31 de dezembro de 2006 e 2005, com base em
relatório de atuário independente e nos valores reconhecidos pela Companhia em
seus balanços patrimoniais para os exercícios findos naquelas datas, é apresentada
como segue:
Em 31 de dezembro
2006
2005
Plano de
Plano de
Plano de
Plano de
pensão
saúde
pensão
saúde
(3)
(2)
(3)
(2)
Variação das obrigações com benefícios:
Obrigações com benefícios no início do exercício
Custo dos serviços
Juros
Perda (ganho) atuarial
Benefícios pagos
Aditamento ao plano - Benefícios Farmácia
Outros
Ganho na conversão
14.422
174
1.712
244
(713)
7
1.392
4.974
81
595
(599)
(175)
86
471
11.509
146
1.381
363
(570)
4.025
74
489
(28)
(141)
(2)
1.595
555
Obrigações com benefícios no fim do exercício (1)
17.238
5.433
14.422
4.974
Variação dos ativos do plano:
Valor justo dos ativos do plano no início do exercício
Retorno efetivo sobre os ativos do plano
Contribuições por parte da Companhia
Contribuições por parte dos funcionários
Benefícios pagos
Outros
Ganhos na conversão
9.413
2.447
187
135
(713)
(1)
927
175
(175)
-
7.104
1.609
155
112
(570)
(2)
1.005
141
(141)
-
Valor justo dos ativos do plano no fim do exercício
12.395
-
9.413
-
Reconciliação:
Posição custeada
Perda atuarial não reconhecida
Valor reconhecido, líquido
Composição de valores reconhecidos no balanço patrimonial:
Benefícios pós-aposentadoria aos funcionários
Outros resultados abrangentes acumulados
Valor reconhecido, líquido
F-91
(4.843)
(5.433)
(5.009)
4.117
(892)
(4.974)
1.970
(3.004)
(4.843)
3.110
(5.433)
1.495
(3.833)
2.941
(3.004)
-
(1.733)
(3.938)
(892)
(3.004)
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(f) Posição custeada dos planos (Continuação)
(1) Obrigação projetada de benefício, apurada em 31 de dezembro de 2006 e 2005. O plano da Transpetro não possui
participantes nesta data, sendo que o plano PEPSA é de contribuição definida para funcionários acima de um nível
salarial específico. Logo, tais planos não têm efeito sobre a obrigação projetada de benefício. Logo, a obrigação
projetada de benefício divulgada acima está agregada a todas as companhias do grupo Petrobras.
(2) Inclui PETROS (Companhias do Grupo Petrobras) e obrigações com benefícios de pensão da PEPSA e da PELSA.
(3) Inclui AMS (Companhias do Grupo Petrobras) e obrigações com benefícios de plano de saúde da Liquigás.
O custo de benefícios periódico líquido inclui os seguintes componentes:
Em 31 de dezembro
2006
2005
Plano de Plano de
Plano de Plano de
Pensão
Saúde
Pensão
Saúde
Custo dos serviços-benefícios incorridos durante o
exercício
Juros sobre obrigações estimadas com benefícios
Retorno estimado sobre os ativos do plano
Ganho na conversão
Perda atuarial reconhecida
Contribuições por parte dos funcionários
Custo de benefícios periódico, líquido
174
1.712
(1.157)
30
322
81
595
11
140
146
1.381
(887)
56
376
74
489
22
141
1.081
(133)
827
-
1.072
(112)
726
-
948
827
960
726
As principais premissas adotadas no cálculo atuarial para 2006 e 2005 estão
sumarizadas abaixo:
2006
Plano de
Pensão
Taxa de desconto
Taxas de crescimento nos
níveis salariais
Taxa esperada de retorno
de longo prazo sobre ativos
Tabela de mortalidade
2005
Plano de
Saúde
Inflação: 4,5% + 6%
Inflação: 4,5% + 6%
Plano de
Pensão
Plano de
Saúde
Inflação: 5% + 6%
Inflação: 5% + 6%
Inflação: 4,5% + 2,02% Inflação: 4,5% + 2,02%
Inflação: 5% + 2,08%
Inflação: 5% + 2,08%
Inflação: 4,5% + 6,19% Não aplicável
AT 2000*
AT 2000*
Inflação: 5%+ 6,19%
AT 2000
Não aplicável
AT 2000
(*) Diferenciada por sexo (masculino e feminino).
F-92
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(f) Posição custeada dos planos (Continuação)
A Petrobras acumulou as informações para todos os planos de benefício definidos.
Os planos de benefícios nacionais da Petrobras, BR Distribuidora, Petroquisa e
Refap contemplam premissas similares e a obrigação com o benefício referente a
PEPSA, sendo internacional, não é significativo para o total das obrigações e
portanto, também foi adicionado. Todos os planos de pensão do Grupo Petrobras
acumularam obrigações de benefícios em excesso aos ativos do plano.
A determinação das despesas e passivos, relacionados ao plano de pensão da
Companhia, envolve o uso de julgamento na determinação das premissas atuariais.
Esses fatores incluem estimativas sobre mortalidade futura, resgates, alterações de
taxas de ressarcimento e de taxas de desconto para refletir o valor do dinheiro no
tempo, assim como a taxa de retorno sobre os ativos do plano. Estas premissas são
revisadas pelo menos anualmente e podem divergir significativamente dos
resultados efetivos, devido a mudanças de mercado e condições econômicas, atos
de regulamentação, legislação, maiores ou menores taxa de resgate, ou maior ou
menor duração de vida dos participantes.
Conforme estipulado no SFAS 87 e interpretações subseqüentes, a taxa de
desconto deve ser calculada com base em valores atuais para a liquidação da
obrigação com planos de pensão. A adoção dos conceitos do SFAS 87 em
ambientes historicamente inflacionários como o Brasil pode gerar certos
problemas, uma vez que a empresa pode perder sua capacidade de liquidar um
compromisso previdenciário no futuro, considerando que podem não estar
disponíveis instrumentos financeiros de longo prazo em níveis adequados como
nos Estados Unidos.
F-93
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(f) Posição custeada dos planos (Continuação)
Embora o mercado brasileiro venha apresentando sinais de estabilidade sob o
modelo econômico atual, como refletido nas taxas de juros do mercado, a
Companhia acredita não existirem ainda evidências significativas que indiquem a
estabilidade das taxas de juros do mercado.
Em 2004, a Petrobras aprovou a mudança para uma nova tábua de mortalidade das
premissas atuariais dos planos de pensão e de saúde no Brasil, essa nova tábua de
mortalidade reflete uma atualização das premissas atuariais e visa acompanhar a
evolução do perfil da massa de empregados, aposentados e pensionistas, avaliados
através das tábuas de longevidade, entrada em invalidez e mortalidade de
inválidos.
(g) Contribuições e pagamento de benefícios
No exercício de 2006, as contribuições efetuadas pela Companhia a seus planos de
pensão totalizaram US$187. Em 2007, a Companhia espera que tais contribuições
somem aproximadamente US$194. Os valores efetivos dependem dos rendimentos
auferidos pelos investimentos realizados, de alterações nas obrigações com
benefícios pós-aposentadoria e de outros aspectos econômicos. Pode ser necessária
a obtenção de recursos adicionais caso os rendimentos auferidos sejam
insuficientes para compensar os aumentos nas obrigações previdenciárias.
F-94
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(g) Contribuições e pagamento de benefícios (Continuação)
Os seguintes pagamentos de benefícios, que incluem a estimativa de serviços
futuros, devem ser pagos pelo fundo de pensão nos próximos 10 anos:
2007
2008
2009
2010
2011
Cinco anos subseqüentes
Plano de pensão
Plano de saúde
830
902
985
1.082
1.192
7.949
196
224
256
292
332
2.371
17. Patrimônio Líquido
(a) Capital
Em 31 de dezembro de 2006, o capital subscrito e integralizado da Companhia está
representado por 2.536.673.672 ações ordinárias e 1.850.364.698 ações
preferenciais (2.536.673.672 ações ordinárias e 1.849.478.028 ações preferenciais
em 2005), sendo atualizada considerando o desmembramento de ações descrito
abaixo. As ações preferenciais não asseguram direito de voto e não são
conversíveis em ações ordinárias e vice-versa. As ações preferenciais terão
prioridade no caso de recebimento dos dividendos e retorno do capital.
Em 13 de maio de 2005, a administração da Petrobras aprovou proposta de
desmembramento de ações e a relativa emenda ao Artigo 4 do Estatuto Social da
Companhia. Esses assuntos foram discutidos pelos acionistas na Assembléia Geral
Extraordinária realizada em 15 de junho de 2005.
F-95
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
(a) Capital (Continuação)
Em 22 de julho de 2005, a Assembléia Geral Extraordinária deliberou sobre o
desdobramento de cada ação em quatro, das ações representativas do capital social
da Companhia, resultando na distribuição gratuita de 3 (três) ações novas da
mesma espécie para cada uma, com base na posição acionária de 31 de agosto de
2005. Nessa mesma data, foi aprovada a alteração do Artigo 4 do Estatuto Social
da Companhia, que entrou em vigor a partir de 1º de setembro de 2005, data em
que capital passou a ser dividido em 4.386.151.700 ações, das quais 2.536.673.672
são ordinárias e 1.849.478.028 são preferenciais, sem valor nominal. Tal
aditamento dos estatutos sociais da Companhia passou a vigorar em 1º de setembro
de 2005.
Foi alterada a relação entre os Recibos de Depósito Americanos (ADS) e as ações
de cada classe, de uma para quatro ações por ADS. Todas as informações sobre
ações e por ação nas demonstrações contábeis e notas em anexo foram ajustadas
para incluir o resultado da bonificação em ações.
A legislação brasileira em vigor dispõe que o Governo Federal deverá ser
proprietário de 50% mais uma ação do capital votante da Companhia.
Os acionistas na Assembléia Geral Extraordinária da Companhia realizada em 1º
de junho de 2006, aprovaram a incorporação de ações na PETROQUISA pela
Petrobras, consoante a re-ratificação do Protocolo de Fusão e Incorporação na
transação de incorporação de ações realizada pelas duas companhias. O Conselho
de Administração da Companhia aprovou a emissão de 886.670 ações
preferenciais no que se refere à incorporação de ações na PETROQUISA pela
Petrobras.
Para implementar a transação, a taxa de troca para as ações a ser usada foi baseada
no valor do patrimônio líquido das companhias na data base de 31 de dezembro de
2005, quando 4.496 ações preferenciais emitidas pela Petrobras foram atribuídas a
cada lote de 1.000 ações ordinárias ou preferenciais emitidas pela PETROQUISA.
F-96
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
17. Patrimônio Líquido (Continuação)
(a) Capital (Continuação)
Nenhum acionista da Petrobras manifestou sua intenção de exercer o direito de
retirada até o fim do prazo em 7 de julho de 2006. Cinco acionistas da
PETROQUISA com uma participação total de 1.015.910 ações exerceram o
direito de retirada até o fim do prazo estabelecido (5 de julho de 2006) e foram
reembolsados no valor de R$153,47 (US$71) por lote de 1.000 ações, usando
fundos providos pela PETROQUISA, em 10 de julho de 2006. A Petrobras então
adquiriu as ações pelo mesmo preço, dessa maneira transferindo a propriedade.
Em 15 de dezembro de 2006 o Conselho de Administração autorizou, nos termos
do Artigo 29, inciso II do Estatuto Social da Companhia, a recompra de parte das
ações preferenciais em circulação para futuro cancelamento, utilizando-se de
recursos de reservas de lucros com as seguintes condições:
•
Objetivo: reduzir o excedente de caixa e adequar a estrutura de capital,
contribuindo para redução do custo de capital da Petrobras.
•
Quantidade: até 91.500.000 de ações preferenciais, correspondendo a 4,9% do
total desta classe de ação em circulação, que é de 1.850.364.700 ações.
•
Preço: a aquisição será realizada em Bolsa de Valores, aos valores de mercado
nas datas das aquisições, ao longo do prazo da recompra.
•
Prazo: até 365 (trezentos e sessenta e cinco) dias contados a partir de 15 de
dezembro de 2006.
F-97
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
17. Patrimônio Líquido (Continuação)
(a) Capital (Continuação)
Atendendo a sua política de recompra de ações, o Conselho de Administração
entendeu que a atual situação de caixa permite a implementação de um projeto
com esta finalidade sem comprometer o programa de investimentos e de
pagamento de dividendos, enquanto são preservadas as metas operacionais e
financeiras estabelecidas no Planejamento Estratégico.
Os acionistas da Petrobras aprovaram na Assembléia Geral Extraordinária
realizada em conjunto com a Assembléia Geral Ordinária, em 2 de abril de 2007,
o aumento do capital social da Companhia para US$24.623 (R$52.644), mediante
a capitalização de parte de reservas de lucros constituídas em exercícios
anteriores, no montante de US$1.577 (R$3.372) e de reserva estatutária no
montante de US$471 (R$1.008), sem a emissão de novas ações, de acordo com
artigo 169, parágrafo 1º, da Lei nº 6.404/76. A intenção da capitalização era
compatibilizar o capital da Companhia com os investimentos de uma empresa de
petróleo, levando em consideração o uso intensivo de capital e o ciclo
operacional de longo prazo.
Os acionistas da Petrobras aprovaram na Assembléia Geral Extraordinária
realizada em conjunto com a Assembléia Geral Ordinária, em 3 de abril de 2006, o
aumento
do
capital
social
da
Companhia
para
US$22.397
(R$8.248), mediante a capitalização de parte de reservas de lucros constituídas em
exercícios anteriores, no montante de US$6.969 (R$15.012), sem a emissão de
novas ações, de acordo com artigo 169, parágrafo 1º, da Lei nº 6.404/76. Essa
capitalização destina-se compatibilizar o capital da Companhia aos níveis de
investimentos de uma indústria de petróleo, com uso intensivo de capital e ciclo
operacional de longo prazo.
F-98
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
17. Patrimônio Líquido (Continuação)
(a) Capital (Continuação)
Os acionistas da Petrobras aprovaram na Assembléia Geral Extraordinária,
realizada em conjunto com a Assembléia Geral Ordinária em 29 de março de
2004, o aumento do capital social da Companhia para US$11.701, mediante a
capitalização de reserva de lucros constituída em exercícios anteriores, no
montante de US$4.439, sem a emissão de novas ações, de acordo com o artigo
169, parágrafo 1º, da Lei Nº 6.404/76, com o objetivo de compatibilizar o capital
da Companhia aos níveis de investimentos de uma indústria de petróleo, com uso
intensivo de capital e ciclo operacional de longo prazo.
A Assembléia Geral Extraordinária, realizada em 29 de março de 2004, aprovou
também o aumento do capital autorizado (1º parágrafo do artigo 4º do Estatuto da
Companhia) de R$30.000 milhões para R$60.000 milhões, mediante a emissão de
ações preferenciais até o limite quantitativo de 200.000.000 (duzentos milhões) de
ações, para integralização em moeda, em bens e mediante capitalização de crédito.
b) Dividendos e juros sobre capital próprio
De acordo com o estatuto social da Companhia, os detentores de ações ordinárias
ou preferenciais têm direito a um dividendo mínimo obrigatório de 25% do lucro
líquido do exercício ajustado, de acordo com a legislação societária brasileira.
Adicionalmente, as ações preferenciais têm prioridade no recebimento de
dividendos anuais de no mínimo 3% do valor do lucro das ações ou 5% do capital
integralizado relativo às ações preferenciais, reconhecido nos registros contábeis
societários da Companhia. A partir de 1º de janeiro de 1996, os juros atribuíveis
aos acionistas (veja a seguir) passaram a ser incluídos no cálculo dos dividendos
obrigatórios. Os dividendos são pagos em reais. Ao longo do exercício de 2006, a
Companhia pagou US$760 de dividendos (2005 – US$275, 2004 – US$366). A
distribuição de dividendos referentes a exercícios a partir de 1º de janeiro de 1996
não está sujeita a imposto retido na fonte.
F-99
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
17. Patrimônio Líquido (Continuação)
(b) Dividendos e juros sobre capital próprio (Continuação)
As empresas brasileiras podem atribuir juros sobre o capital próprio, que podem ser
pagos em dinheiro ou utilizados para aumento de capital. O cálculo é feito com base
no valor contábil do patrimônio líquido e a taxa de juros utilizada não pode ser
superior à Taxa de Juros de Longo Prazo - TJLP divulgada pelo Banco Central do
Brasil. O valor dos juros sobre o capital próprio não pode ultrapassar 50% do lucro
líquido do exercício ou 50% do total de lucros acumulados somados à reserva de
lucros, dos dois o que for maior. Os juros sobre o capital próprio estão sujeitos a
imposto de renda retido na fonte à alíquota de 15%, como estabelecido pela
Lei Nº 9.249/95, exceto quando o acionista for isento ou imune. A Companhia efetuou
o pagamento de juros sobre o capital próprio durante o exercício findo em 31 de
dezembro de 2006 no valor de US$2.453 (2005 - US$1.835; 2004 - US$1.443).
A proposta relativa aos dividendos de 2006, que foi aprovada pelos acionistas da
Petrobras na Assembléia Geral Ordinária realizada em 2 de abril de 2007, no valor
de US$3.693, correspondente a US$0,84 por ação ordinária e preferencial e
US$3,36 por ADS, acha-se em conformidade com os estatutos sociais no que
tange aos direitos garantidos às ações preferenciais (artigo 5) e que distribui os
dividendos, aos acionistas ordinários e preferenciais, apurados com base no lucro
líquido ajustado. Tais dividendos abrangem os juros sobre capital próprio
aprovados pelo Conselho de Administração em 20 de outubro de 2006, no valor de
US$2.052, disponibilizados aos acionistas em 4 de janeiro de 2007, com base na
posição acionária de 31 de outubro de 2006.
A segunda parcela de juros sobre o capital próprio, aprovada pelo Conselho de
Administração em 15 de dezembro de 2006, foi disponibilizada aos acionistas em
30 de março de 2007, com base na posição acionária de 28 de dezembro de 2006,
no valor de US$923. A parcela final de dividendos no montante de US$718,
aprovada pelo Conselho de Administração em 12 de fevereiro de 2007, estará
disponível com base na posição acionária de 2 de abril de 2007, quando ocorreu a
Assembléia Geral Ordinária que tratou do assunto.
F-100
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
17. Patrimônio Líquido (Continuação)
(b) Dividendos e juros sobre capital próprio (Continuação)
Os juros sobre o capital próprio estão sujeitos ao imposto retido na fonte à alíquota
de 15%, com exceção dos acionistas não tributados ou isentos, nos termos da Lei
No. 9.249/95. Os dividendos e a parcela final dos juros sobre o capital próprio
serão pagos até 1° de junho de 2007 conforme definido pela Assembléia Geral
Ordinária. Tais quantias sofrerão atualização monetária a partir de 31 de dezembro
de 2006 de acordo com a variação da taxa SELIC.
Os juros sobre o capital próprio foram incluídos nos dividendos propostos para o
exercício, conforme o disposto nos estatutos sociais da Companhia, e resultou em
créditos de imposto de renda e contribuição social de US$1.012 (US$791 em
2005, e US$650 em 2004).
Os dividendos relativos ao exercício findo em 31 de dezembro de 2005, aprovados
pela Assembléia Geral Extraordinária realizada em 3 de abril de 2006, no valor de
US$2.998 (incluídas as parcelas de juros sobre o capital próprio no valor de
US$933 pagos aos acionistas em 5 de janeiro de 2006, e no valor de US$939
pagos aos acionistas em 22 de março de 2006) foram disponibilizados aos
acionistas em 23 de março de 2006.
Os dividendos relativos ao exercício fiscal de 31 de dezembro de 2004, aprovados
pela Assembléia Geral de Acionistas realizada em 31 de março de 2005, no valor
de US$1.900 (incluindo a parcela de juros sobre o capital próprio, no valor de
US$1.239, paga aos acionistas em 15 de fevereiro de 2005), tendo sido
disponibilizados aos acionistas em 17 de maio de 2005.
A legislação brasileira permite o pagamento de dividendos apenas sobre os lucros
acumulados. Em 31 de dezembro de 2006, a Companhia apropriou todo o lucro
acumulado.
Adicionalmente, em 31 de dezembro de 2006, a parcela de lucros acumulados não
distribuída, no montante de US$20.074, pode ser distribuída na forma de
dividendos, se aprovado pelos acionistas. Entretanto, a Companhia tem intenção de
utilizar tal reserva para financiar seu programa anual de investimento.
F-101
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
17. Patrimônio Líquido (Continuação)
(c) Lucro líquido básico e diluído por ação
O lucro líquido básico e diluído por ação foi determinado como segue:
Exercícios findos em 31 de dezembro
2006
2005
2004
Lucro antes dos itens extraordinários
Ganhos extraordinários, líquidos de impostos
Lucro líquido do exercício
Menos dividendos atribuíveis a ações preferenciais
Menos dividendos atribuíveis a ações ordinárias, até o limite dos
dividendos atribuíveis a ações preferenciais, por ação
Saldo do lucro líquido a ser alocado igualmente às ações ordinárias e preferenciais
Média ponderada do número de ações em circulação:
Ordinárias/ADS
Preferenciais/ADS
10.186
158
10.344
(426)
6.190
6.190
(297)
(791)
(584)
(407)
11.458
9.334
5.486
2,536,673,672
1,849,903,144
2.536.673.672
1.849.478.028
2.536.673.672
1.849.478.028
2,92
2,32
1,41
11,68
9,28
5,64
Lucro básico e diluído por ação:
Ordinária e preferencial (*) (**)
Lucro básico e diluído por ADS (*) (**)
(*)
12.826
12.826
(577)
Informação por ação é apresentada depois do item extraordinário.
(**) Considera o efeito do desdobramento das ações em 4, ocorrido em 1° de setembro de 2005.
(d) Reservas de capital
• AFRMM
Refere-se à incidência do Adicional de Frete da Marinha Mercante (AFRMM)
de acordo com as normas aplicáveis. Esses recursos são utilizados para
aquisição, reforma ou reparo de embarcações da frota da Companhia.
• Reserva de incentivos fiscais
Reserva constituída com aplicações em incentivos fiscais no Fundo de
Investimento do Nordeste (FINOR), originadas de destinações de parte do
imposto de renda da Companhia.
F-102
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
17. Patrimônio Líquido (Continuação)
(e) Lucros acumulados apropriados
A legislação brasileira e o Estatuto Social da Companhia requerem a destinação
anual de lucros acumulados para a reserva de retenção de lucros. Os objetivos e as
bases dessas apropriações são os seguintes:
• Reserva legal
A constituição dessa reserva é obrigatória para empresas brasileiras através da
apropriação de 5% do lucro líquido contábil do exercício até que o seu saldo
atinja o limite de 20% do valor do capital. Essa reserva pode ser utilizada para
aumento de capital ou para absorver prejuízos, mas não pode ser utilizada no
pagamento de dividendos em dinheiro.
• Reserva de retenção de lucros
Esta reserva foi constituída de acordo com o artigo 196 da Lei No. 6.404/76,
para financiar o programa anual de investimentos da Companhia. A apropriação
de lucros do exercício findo em 31 de dezembro de 2004 incluiu a retenção de
lucros no valor de US$4.396, dos quais US$4.392 correspondia ao lucro líquido
do exercício e US$4 do saldo restante dos lucros retidos, aprovada pela
Assembléia Geral Ordinária realizada em 31 de março de 2005. A proposta
pretendia atender parcialmente o programa anual de investimentos estabelecido
no orçamento de capital para 2005.
F-103
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
17. Patrimônio Líquido (Continuação)
(e) Lucros acumulados apropriados (Continuação)
• Reserva de retenção de lucros (Continuação)
A destinação do lucro líquido do exercício findo em 31 de dezembro de 2005
incluiu a retenção de lucros de US$6.453, com a quantia de US$6.449 oriunda
do lucro líquido do exercício e mais US$4 do saldo de lucros retidos. Tal
proposta destinava-se a cobrir em parte o programa anual de investimentos
definido no orçamento de capital para 2006, ad referendum da Assembléia
Geral Extraordinária de 3 de abril de 2006.
A destinação do resultado do exercício findo em 31 de dezembro de 2006 inclui
uma retenção de lucros, no montante de US$8.004 sendo a parcela de US$7.775
proveniente do lucro líquido do exercício e US$229 do saldo remanescente de
lucros acumulados, que se destina a atender parcialmente o programa anual de
investimentos estabelecido no orçamento de capital do exercício de 2007,
deliberado na Assembléia Geral de Acionistas realizada em 02 de abril de 2007.
• Reserva estatutária
Constituída sobre um montante equivalente a, no mínimo, 0,5% do capital
social subscrito e integralizado no fim do exercício e destinando-se ao custeio
dos programas de pesquisa e de desenvolvimento tecnológico. O saldo desta
reserva não pode exceder 5% do capital social, de acordo com o Artigo 55 do
Estatuto Social da Companhia.
F-104
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
18. Aquisições no Brasil e no Exterior
(a) Aquisição da Pasadena Refinery
Através de sua subsidiária integral Petrobras America Inc., em 1º de setembro de
2006 a Companhia concluiu a aquisição de 50% das ações da Pasadena Refinery
System, Inc., empresa de refino de petróleo e de comércio exterior com base nos
Estados Unidos e controlada pelo grupo belga Compagnie Nationale a Portefeuille
SA - CNP. O preço de compra foi de cerca de US$416 e teve como base o modelo
de avaliação econômica das receitas futuras estimadas da refinaria. Devido à
imaterialidade, a Companhia não apresenta informação pro forma.
A aquisição se deu basicamente por permitir à Petrobras expandir suas atividades
internacionais de acordo com o Plano estratégico.
A capacidade atual da Pasadena Refinery é de cerca de 100.000 barris diários. A
Companhia e a Astra já estão realizando estudos para expandir sua capacidade e
instalar unidades para o processamento de óleos pesados, inclusive da produção do
campo de Marlim da Petrobras, e comercializar produtos de alta qualidade.
Com a entrada da Petrobras no negócio, a refinaria será modificada para processar
cerca de mais 70.000 barris diários de óleo pesados e outros lotes, inclusive a
produção do campo de Marlim. O processo de modernização operacional da
refinaria deverá estar concluído em quatro anos, sendo que todos os sub-produtos
estarão de acordo com os mais elevados padrões de qualidade adotados nos
Estados Unidos.
F-105
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação)
(b) Compra de participação acionária na Liquigás Distribuidora S.A.
Em 9 de agosto de 2004, a Petrobras, através da sua controlada Petrobras
Distribuidora S.A. - BR, adquiriu da ENI BV o controle de 100% do capital social
da atual Liquigás Distribuidora S.A. (ex-Sophia do Brasil S.A. e Agip do Brasil
S.A.), assumindo a gestão da empresa a partir desta data.
O valor de compra da Liquigás Distribuidora S.A. foi determinado com base em
um modelo de avaliação econômica que levou em conta a expectativa de ganhos
futuros da Liquigás Distribuidora S.A., considerando ainda fatores relevantes tais
como os possíveis efeitos da situação econômica do Brasil. A aquisição da
Liquigas Distribuidora S.A. totalizou US$511. A Companhia pagou US$225 em
espécie e saldou uma dívida da Agip do Brasil para com a ENI BV no montante de
US$225. O valor restante de US$61, referente a ajustes posteriores no preço de
aquisição, foi pago em dezembro de 2004.
A aquisição da Liquigás Distribuidora S.A. foi registrada pelo método de compra e
suas demonstrações contábeis foram incluídas nas demonstrações contábeis
consolidadas da Petrobras a partir de agosto de 2004. O cálculo do preço de
compra foi baseado no valor justo de mercado.
A Liquigás Distribuidora S.A. é uma companhia que atua na distribuição da GLP,
combustíveis e lubrificantes. No segmento de GLP, a Liquigás possui 21,5% do
mercado do país. A atividade de combustíveis representa cerca de 3,8% do
mercado total do país, com uma rede de mais de 1.500 postos de serviço e 3% do
mercado brasileiro de distribuição de lubrificantes.
F-106
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
18. Aquisições no Brasil e no exterior (Continuação)
(b) Compra de participação acionária na Liquigás Distribuidora S.A. (ex- Sophia
do Brasil S.A. e AGIP do Brasil S.A.) (Continuação)
A aquisição da Liquigás Distribuidora S.A. contribui para o alcance dos objetivos
estabelecidos no Plano Estratégico da Petrobras para sua controlada BR no que diz
respeito ao aumento de sua participação de no mercado de distribuição de GLP e
ainda à consolidação de sua presença no mercado de distribuição de combustíveis
automotivos em determinadas regiões do país.
As seguintes informações financeiras não auditadas e apresentadas pro forma
refletem a demonstração consolidada do resultado como se a aquisição da Liquigás
Distribuidora S.A. houvesse ocorrido no início dos anos apresentados.
2004
Pro forma
Reportado (não auditado)
Receita operacional líquida
Custo de venda
Resultado do período
Lucro básico diluído por ações comuns e preferenciais (*)
Lucro básico diluído por ADS (*)
38.428
(21.279)
6.190
1,41
5,64
39.529
(22.222)
6.182
1,41
5,64
(*) Considera o efeito do desdobramento das ações em quatro, ocorrido em 1º de setembro de
2005.
(c) Aquisição de ações da Triunfo pela Petroquisa
A Petrobras Química S.A – PETROQUISA, controlada da Companhia, exerceu
seu direito de preferência de aquisição das ações detidas pela PRIMERA Indústria
e Comércio Ltda. no capital da Petroquímica Triunfo S.A. (Triunfo) em resposta à
notificação de oferta de venda.
F-107
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação)
(c) Aquisição de ações da Triunfo pela Petroquisa (Continuação)
Em 14 de maio de 2004, a PETROQUISA, detinha 45,22% do capital votante e
59,92% do capital social da Petroquímica Triunfo, após o exercício do direito de
preferência, passou a deter 70,45% do capital votante e 85,04% do capital social
dessa empresa, que passou a ser consolidada no Sistema Petrobras, a partir desta
data. Os resultados da Triunfo foram incluídos nas demonstrações contábeis
consolidadas da Petrobras a partir de maio de 2004. Devido à imaterialidade, a
Companhia não apresentou informação um pro forma sobre essa consolidação de
negócios.
Tal aquisição foi realizada principalmente com o objetivo de expandir as
atividades petroquímicas da Petrobras consoante seu Plano Estratégico, aprovado
em 14 de maio de 2004.
A Companhia pagou US$32 (R$101 milhões) em espécie por essa aquisição e o
preço de compra foi determinado com base em um modelo de avaliação
econômica que considerou a expectativa de ganhos futuros da Petroquímica
Triunfo S.A.
A Petroquímica Triunfo produz polietileno de baixa densidade, com capacidade
instalada de 160.000 toneladas anuais. Suas atividades são exclusivamente
realizadas no Brasil.
(d) Aquisição da Usina Termoelétrica FAFEN Energia S.A.
Em 27 de dezembro de 2004, a Petrobras, aprovou a aquisição dos 80%
remanescentes de participação nessa termelétrica, trazendo sua participação
acionária para 100%. A Petrobras pagará a EDP Brasil S.A.US$36 nessa
transação, sendo 50% 30 dias após a data de fechamento da operação, 25% um ano
após a mesma data de referência, e os demais 25% dois anos após a mesma data
referencial. Essa usina termelétrica tem capacidade nominal de 133 MW de
geração de energia elétrica, e 42 t/h de geração de vapor e fica localizada no
Estado da Bahia.
F-108
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação)
(d) Aquisição da Usina Termoelétrica FAFEN Energia S.A. (Continuação)
A aquisição da FAFEN se deu pelo método de custo, sendo seus ativos e passivos
incluídos nas demonstrações contábeis consolidadas da Petrobras em 31 de
dezembro de 2004. O resultado das operações foi incluído nas demonstrações
contábeis consolidadas de Petrobras a partir de janeiro de 2005.
O preço de compra da FAFEN foi alocado baseado no valor justo de mercado dos
recursos adquiridos e das responsabilidades supostas na data da aquisição como
determinado por avaliadores independentes. Devido à imaterialidade dos efeitos
dessa aquisição, a Companhia não apresentou as respectivas informações pro
forma.
(e) Aquisição da Baixada Santista Energia Ltda. - BSE
Em 9 de março de 2005, a Petrobras aprovou as condições pactuadas com a
Marubeni Corporation para a aquisição de quotas detidas por esta empresa na
Baixada Santista Energia Ltda. – BSE, uma sociedade de propósito específico
incorporada no âmbito do Projeto UTE Cubatão. Essa operação envolve
aproximadamente US$90, e a retomada do projeto irá atender as necessidades
atuais de renovação do sistema de geração de energia e vapor para a Refinaria de
Cubatão (RPBC). Quando concluída, essa usina terá a capacidade de geração de
200 MW de energia e 400 t/h de vapor.
A Usina Termelétrica de Cubatão, deverá entrar em operação em outubro de 2007, e
fornecerá 47 MW e 415 t/h de vapor para a Refinaria Presidente Bernardes de
Cubatão (RPBC), pertencente à Petrobras. O excedente de energia elétrica será
disponibilizado ao mercado. Devido à imaterialidade dos efeitos dessa aquisição, a
Companhia não apresentou as respectivas informações pro forma.
F-109
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação)
(f) Aquisição de novos negócios na Colômbia, Paraguai e Uruguai
Em dezembro de 2005, a Petrobras celebrou três Contratos de Aquisição de Ações
relativos ao negócios com combustíveis (mercados de varejo e atacado) na
Colômbia e de todas as operações da Shell no Paraguai e no Uruguai.
Em março de 2006 a Petrobras, por meio de sua controlada Petrobras International
Braspetro B.V., adquiriu os negócios de comercialização e distribuição da Shell
no Paraguai, relativos às operações de combustíveis (varejo e mercado comercial),
compreendendo estações de serviços com lojas de conveniência, em todo o
território paraguaio; ativos na comercialização de GLP; instalações para
comercialização de produtos para a aviação nos aeroportos de Assunção e Cidade
Del Este.
Em 28 de abril de 2006 a Petrobras concluiu a compra dos ativos da Shell na
Colômbia, relativos à distribuição e comercialização de combustíveis,
compreendendo 39 estações de serviços e lojas de conveniência, em Bogotá e
arredores, base de armazenamento e planta de mistura de lubrificantes em Puente
Aranda, e um terminal em Santa Marta.
Em junho de 2006 a Petrobras por meio de sua controlada Petrobras International
Braspetro B.V. - PIB BV, adquiriu os ativos da Shell no Uruguai, compreendendo
operações de distribuição e comercialização de combustíveis, em todo o território
uruguaio.
A Empresa pagou US$116 por estas aquisições, parte de um pacote com os ativos
da Shell na Colômbia, no Paraguai e no Uruguai.
Em virtude da imaterialidade, a Companhia não apresentou os dados pro forma
relativos a esta combinação de negócios.
F-110
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação)
(g) Aquisição de participação de 49% na TERMOBAHIA
A sociedade de Propósito Específico (SPE) BLADE Securities Ltd. (“BLADE”)
foi criada pelo Deutsche Bank (DB) com o objetivo de auxiliar a Petrobras nas
transações relacionadas a aquisição de 49% da participação que a ABB-EV possui
na TERMOBAHIA (ver a Nota 14).
Em 28 de dezembro de 2005, a Petrobras, exercendo seu direito de preferência,
concluiu a aquisição de 49% da participação da ABB-EV na TERMOBAHIA,
composta de ações e créditos, no valor de US$45, utilizando estruturação
financeira acordada com o BID.
Tal estruturação financeira contempla a realização de duas operações simultâneas:
a compra dos direitos da ABB-EV, e, ao mesmo tempo, a venda desses direitos
para uma instituição privada até que um sócio estratégico seja apresentado pela
Petrobras, limitado ao prazo de um ano. O investimento anteriormente mantido
pela Companhia na TERMOBAHIA estava sendo contabilizado de acordo com a
Interpretação FIN 46 (R).
A Petrobras concluiu em 10 de agosto de 2006 a operação de aquisição da
participação acionária e dos créditos relativos ao Empréstimo Subordinado da EIC
Eletricity S.A. na TERMOBAHIA, pelo valor de US$2, aumentando sua
participação para 31%.
Ao final desta operação, as participações acionárias na TERMOBAHIA ficaram com
a seguinte posição: Petrobras 31%, PETROS 20% e BLADE 49%.
Em virtude da imaterialidade a Companhia não apresentou os dados pro forma
relativos a esta combinação de negócios (ver nota 14 assunto relacionado à Blade).
F-111
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação)
(h) Acordo de venda e associação com Teikoku Oil Co. Ltd. em operações no
Equador
Em 11 de janeiro de 2007, foi aprovado pelo Ministério de Minas do Equador o
acordo, firmado entre a PESA e a Teikoku, de venda de 40% dos direitos e
obrigações dos contratos de participação nos Blocos 18 e 31 no Equador. A
Companhia não espera impactos significativos nas Demonstrações Contábeis
decorrentes desse acordo.
(i) Eletrobolt
O Conselho de Administração da Petrobras, em 13 de agosto de 2004, aprovou as
condições financeiras para a aquisição de 100% da usina termoelétrica Eletrobolt
da Sociedade Fluminense de Energia, ao preço de US$65. A participação variável
da Companhia na Eletrobolt estava contabilizada de acordo com a FIN 46 (R), e a
aquisição das ações em 2004 foi lançada como combinação comercial, porém sem
reflexo significante na contabilidade consolidada da Petrobras. Em virtude da
pouca relevância, os dados pro forma não foram apresentados.
(j) Termorio
Para facilitar o processo de reestruturação financeira da Termorio, em fevereiro de
2005 a Petrobras adquiriu da NRG os 50% restantes de participação no capital
votante da Termorio, por US$83 e elevando sua participação para 100% do capital
votante. A participação variável da Companhia na Termorio estava contabilizada
de acordo com a FIN 46 (R), e a aquisição das ações em 2005 foi lançada como
combinação comercial, porém sem reflexo significante na contabilidade
consolidada da Petrobras. Em virtude da pouca relevância, os dados pro forma não
foram apresentados.
F-112
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação)
(k) Termoceará
Em 24 de junho de 2005, a Petrobras adquiriu a Termoceará Ltda., usina com
capacidade de geração líquida de 220 MW/h. O preço da aquisição foi de US$137,
dos quais US$81 relativos à aquisição do ativo permanente da usina termoelétrica
e US$56 destinados a quitar dívidas com os financiadores do projeto (BNDES e
Eximbank). Os valores excedentes do valor de mercado dos ativos adquiridos se
deve aos ativos intangíveis e ao fundo de comércio.
A participação variável da Companhia na Termoceará estava contabilizada de
acordo com a FIN 46 (R), e a aquisição das ações em 2005 foi lançada como
combinação comercial, porém sem reflexo significante na contabilidade
consolidada da Petrobras. Em virtude da pouca relevância, os dados pro forma não
foram apresentados.
(l) TermoMacaé Ltda. e TermoMacaé Comercializadora de Energia Ltda.
(ex-Macaé Merchant)
Em fevereiro de 2005, os procedimentos de arbitragem tiveram início com relação
à disputa entre a Petrobras e a El Paso oriunda do desequilíbrio econômico e
financeiro considerado existente relativo à construção e operação da Usina
Termoelétrica Comercial de Macaé. A Petrobras alega que tal contrato é inválido e
exige renegociação como um resultado das mudanças econômicas. Com relação às
disputas, a Petrobras fez um depósito bancário em juízo relacionado para
contingências não pagas, na medida em que espera a decisão final dos
procedimentos de arbitragem.
F-113
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação)
(l) TermoMacaé Ltda. and TermoMacaé Comercializadora de Energia Ltda.
(ex-Macaé Merchant) (Continuação)
A Petrobras e a El Paso acordaram, em março de 2006, a solução das pendências
envolvendo o Consórcio Macaé Merchant. Com esse acordo, o contrato de
participação foi encerrado e a El Paso finalizou a venda da usina à Petrobras, em abril
de 2006, por US$357, as empresas TermoMacaé Ltda (ex-El Paso Rio Claro Ltda.) e
TermoMacaé Comercializadora de Energia Ltda (ex-El Paso Rio Grande Ltda),
finalizando o Contrato de Consórcio Macaé Merchant, resolvendo, assim, as questões
em disputa.
Como parte do processo de aquisição, a El Paso concedeu garantias à Petrobras por
conta de determinados passivos, limitadas ao montante de US$120, incluindo
aproximadamente US$78, referentes a um auto de infração de tributos federais, contra
o qual a El Paso acredita ter grandes chances de êxito, tendo apresentado defesa às
autoridades fiscais brasileiras. Assim, no tocante à aquisição dos ativos, serão
rateados na forma mutuamente pactuada entre Petrobras e El Paso eventuais êxitos
envolvendo determinados benefícios fiscais, recebíveis fiscais e potenciais
recuperações sobre receitas financeiras.
Em 5 de julho de 2006, a Petrobras foi restituída dos valores depositados decorrentes
de decisão preliminar do Tribunal Arbitral, no montante de US$259, já acrescidos dos
rendimentos financeiros, tendo em vista a extinção do Processo de Arbitragem.
A participação variável da Companhia na Termoceará estava contabilizada de
acordo com a FIN 46 (R), e a aquisição das ações em 2006 foi lançada como
combinação comercial, porém sem reflexo significante na contabilidade
consolidada da Petrobras. Em virtude da pouca relevância, os dados pro forma não
foram apresentados.
F-114
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
18. Aquisições no Brasil e no Exterior (Continuação)
(m) Aquisições de ações na Gaseba Uruguai S.A.
Em novembro de 2005 o Conselho de Administração da Petrobras aprovou a
aquisição de 51% do capital da of Gaseba Uruguay - Grupo Gaz de France S.A.
(Gaseba), concessionária de distribuição de gás em Montevidéu, Uruguai, da GDF
International.
Em junho de 2006, a Petrobras, adquiriu 66% das ações da Gaseba. A compra das
ações foi realizada em duas etapas: em 2 de junho de 2006, foram adquiridas 51%
das ações de propriedade do Grupo Gaz de France e em 29 de junho de 2006, 15%
das ações de propriedade da Acodike Supergas S.A. O preço de aquisição foi de
US$14 e, em função de sua imaterialidade, não foram apresentadas informações
pro forma.
19. Compromissos e Contingências
A Petrobras está sujeita a determinados compromissos e contingências resultantes do
curso normal de suas operações. Além disso, as operações e os resultados da
Companhia têm sido, e podem ser no futuro, afetados de diferentes formas por
alterações na legislação brasileira, influências do Governo Federal como acionista
majoritário da Companhia, pela situação da economia brasileira, pela venda forçada de
ativos, aumento de impostos, processos fiscais retroativos e pela legislação ambiental.
Não é possível estimar a probabilidade de ocorrência dessas contingências e o seu
efeito sobre a Companhia.
A Companhia mantém atualmente diversos contratos de compra de petróleo, óleo
diesel e outros derivados de petróleo que exigem que a Companhia adquira um mínimo
de aproximadamente 129.925 barris/dia a preços de mercado.
F-115
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
A Petrobras concedeu à ANP, como garantia para o programa exploratório mínimo
previsto nos contratos de concessão das áreas de exploração, o total de
US$2.425 (US$2.244 em 2005). Desse montante, US$1.137 (US$1.875 em 2005)
correspondem ao penhor do petróleo extraído de campos previamente identificados e já
em fase de produção, para áreas em que a Companhia já havia efetuado descobertas
comerciais ou promovido investimentos. Para as áreas cuja concessão foi obtida
através de licitação da ANP, a Petrobras concedeu garantias bancárias no total de
US$372, até 31 de dezembro de 2006 (US$369 em 2005).
Em 1993, a Companhia assinou um contrato de longo prazo (“O Contrato de
Fornecimento de Gás” ou “GSA”) com a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos,
empresa estatal boliviana de petróleo, para a compra de gás natural. Nos termos desse
contrato, com vencimento em 2019, a Companhia deve adquirir 80% de todo gás
natural que for transportado através do gasoduto Bolívia/Brasil durante o período de 20
anos pelo preço acordado de US$1,07 por MMBTU até US$1,17 MMBTU. O gasoduto
atingiu a capacidade média diária de 24,4 milhões de m3 em 2006.
A Companhia mantém contratos para fornecimento exclusivo com alguns postos de
gasolina. Esses contratos normalmente têm duração de sete anos e prevêem a venda de
produtos pela Companhia a preços de mercado.
F-116
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(a) Processos judiciais
A Companhia está envolvida em diversos processos judiciais envolvendo questões
civis, tributárias e trabalhistas, resultantes das suas operações. Com base no
parecer de sua assessoria jurídica interna o no melhor juízo da administração, a
Companhia constituiu provisões para processos judiciais a valores considerados
pelos seus assessores jurídicos e sua administração como sendo suficientes para
cobrir perdas prováveis e razoavelmente estimáveis. Em 31 de dezembro de 2006
e 2005, as respectivas provisões por tipo de processo são apresentados como
segue:
Em 31 de dezembro
2006
2005
Reclamações trabalhistas
Processos fiscais
Processos cíveis
Processos comerciais e outras contingências
Contingências sobre responsabilidade solidária
38
47
97
51
233
-
7
87
79
62
235
75
Total
233
310
Contingências no curto prazo
(25)
(72)
Contingências no longo prazo
208
238
Em 31 de dezembro de 2006 e de 2005, de acordo com a legislação brasileira, a
Companhia efetuou depósitos judiciais nos valores de US$816 e US$775,
respectivamente, como garantia para essas e outras demandas até que sejam
liquidadas. Estes valores estão refletidos no balanço patrimonial como depósitos
vinculados para processos judiciais e garantias.
F-117
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(a) Processos judiciais (Continuação)
A Companhia participa de um conjunto de contratos relativos à aquisição e obra de
conversão da Plataforma P-36, cuja perda total, por sinistro, ocorreu em 2001. Nos
termos dos citados contratos, a Companhia é obrigada a depositar a indenização do
seguro da plataforma em favor de um Agente de Garantias para distribuição, de
acordo com certas cláusulas específicas estabelecidas contratualmente. Tanto a
Companhia quanto terceiros afirmam que têm direito à indenização do seguro
segundo provisões contratuais. Esta questão é objeto de litígio internacional em
tribunal britânico. Até que a questão seja julgada, a Companhia comprometeu-se a
depositar o valor de US$175 para facilitar a emissão de garantias pelo Agente para
pagamento aos credores. Em 31 de dezembro de 2006, esse valor estava incluído
na rubrica “Depósitos vinculados para processos judiciais e garantias” no balanço
patrimonial.
Autor: Kallium Mineração S.A.
Em 28 de maio de 1981, a Kallium Mineração S.A. ajuizou uma ação contra a
Petromisa, uma extinta controlada da Petrobras, no Tribunal Federal do Estado do
Rio de Janeiro reclamando cerca de US$450 referentes a perdas e danos e lucros
cessantes, alegados devido à rescisão de um contrato para o desenvolvimento de
uma mina de sal de potássio. Em 10 de agosto de 1999, foi proferida sentença que
julgou improcedente a maioria dos pedidos da Autora (perdas e danos e lucros
cessantes), condenando apenas a Companhia ao ressarcimento “de todas as
despesas efetuadas em função da pesquisa realizada”, de acordo com os valores a
serem apurados em liquidação de sentença. Nenhuma indenização por lucros
cessantes foi estabelecida na sentença. Em setembro de 1999, ambas as partes
entraram com recursos no Tribunal Regional Federal do Estado do Rio de Janeiro.
Julgado procedente em 1ª instância, as duas partes interpuseram recursos que
foram improvidos. A Petrobras aguarda julgamento ao Recurso Extraordinário
interposto junto ao STF e Recurso Especial em 18 de dezembro de 2003. Há
também Recurso Especial da Kallium aguardando julgamento. Com base na
opinião dos seus assessores jurídicos, a Administração da Companhia não espera
obter decisão desfavorável nesse processo e considera possível o risco de perda
neste caso.
F-118
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(a) Processos judiciais (Continuação)
Autor: Porto Seguro Imóveis LTDA.
Em 23 de novembro de 1992, a PORTO SEGURO IMÓVEIS LTDA., acionista
minoritária da PETROQUISA, ajuizou ação contra a Petrobras, perante a Justiça
Estadual do Rio de Janeiro, relativa à alegação de prejuízos decorrentes da venda
da participação acionária minoritária da PETROQUISA em diversas empresas
petroquímicas incluídas no Programa Nacional de Desestatização, instituído pela
Lei Nº 8.031/90.
Na aludida ação, pretende a Autora que a Petrobras, na qualidade de acionista
majoritária da PETROQUISA, seja obrigada a recompor o “prejuízo” causado ao
patrimônio da mesma PETROQUISA, por força dos atos que aprovaram o preço
mínimo de venda de sua participação acionária no capital das empresas
desestatizadas. Foi proferida sentença em 14 de janeiro de 1997 que considerou a
Petrobras responsável, perante a PETROQUISA, por perdas e danos no valor
equivalente a US$3.406.
F-119
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(a) Processos judiciais (Continuação)
Além desse valor, a Petrobras foi condenada a pagar, em favor da Autora, 5% do
valor da indenização a título de prêmio (ver artigo 246, § 2º da Lei Nº 6.404/76),
além de honorários advocatícios da ordem de 20% sobre aquele mesmo montante.
No entanto, como o valor da condenação será devido à PETROQUISA, e a
Petrobras detém 99,0% do seu capital social, o efetivo desembolso, caso a decisão
não seja revertida, restringir-se-á a 25% do valor total da condenação. A Petrobras
interpôs recurso ao Tribunal de Justiça do Estado do Rio de Janeiro, cujo
julgamento restou concluído no dia 11 de fevereiro de 2003, pela 3ª Câmara Cível,
que, por maioria, acolheu a apelação da Petrobras para reformar a sentença,
julgando improcedente o pedido indenizatório formulado, vencido o revisor, que
deu parcial provimento ao apelo da Companhia para reduzir o valor da indenização
a US$1.538. Contra esse julgamento, a Porto Seguro interpôs novo recurso
(embargos infringentes) ao Tribunal de Justiça do Rio de Janeiro, que, por sua 4ª
Câmara Cível, por unanimidade, em julgamento havido no dia 30 de março de
2004, deu-lhes provimento para, fazendo prevalecer o voto vencido, condenar a
Petrobras a indenizar a PETROQUISA e a Porto Seguro nos valores de US$2.359 e
US$590, respectivamente (a pena representa 5% de prêmio e 20% de honorários
advocatícios). A Petrobras interpôs recurso especial e extraordinário ao Superior
Tribunal de Justiça (STJ) e ao Supremo Tribunal Federal (STF), que foram
indeferidos. Diante desta decisão foi oferecido Agravo de Instrumento ao STJ e ao
STF que foi convertido em recurso especial pelo STJ.
F-120
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(a) Processos judiciais (Continuação)
Em 6 de maio de 2005, o STJ deu provimento ao agravo de instrumento para
determinar o desbloqueio do recurso especial. Contra essa decisão, a Porto Seguro
interpôs Agravo regimental que, em julgamento havido no dia 15 de dezembro de
2005, por maioria, foi provido, restaurando o bloqueio ao julgamento de recurso
especial da Petrobras. Contra essa última decisão a Petrobras interpôs Agravo que,
julgado no dia 4 de abril de 2006, por unanimidade, anulou a decisão que restaura
o bloqueio ao Recurso Especial da Petrobras, por impedimento de um dos
ministros, determinando que outra decisão fosse proferida. Agravo Regimental da
PORTO SEGURO improvido em julgamento havido no dia 05 de setembro de
2006. Aguarda-se, agora, em cumprimento à decisão publicada no dia 5 de junho
de 2006, a designação de pauta para o re-julgamento da questão relativa ao
bloqueio do Recurso Especial da Petrobras. Caso a situação não seja revertida, a
indenização estimada à PETROQUISA, incluindo atualização monetária e juros,
seria de US$4.612. Como a Petrobras detém 100% do capital social da
PETROQUISA, parte da indenização à PETROQUISA, estimada em US$3.044,
não representará um desembolso efetivo do Sistema Petrobras. Adicionalmente, a
Petrobras teria que indenizar a PORTO SEGURO, autora da ação, US$201 a título
de prêmio e a Lobo & Ibeas Advogados US$922 a título de honorários
advocatícios. Contudo, com base na opinião dos advogados, a Companhia não
espera obter decisão final desfavorável nesse processo e considera o risco de perda
dessa causa como possível.
F-121
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(a) Processos judiciais (Continuação)
Autor : Federação de Pescadores do Estado do Rio de Janeiro (FEPERJ)
A Federação de Pescadores do Estado do Rio de Janeiro (FEPERJ), em nome dos
seus representados, ajuizou Ação Ordinária em face da Companhia, perante a
Justiça Estadual do Rio de Janeiro, objetivando a reparação de danos diversos, no
valor de US$224, em razão do vazamento de óleo na Baía de Guanabara, ocorrido
no dia 18 de janeiro de 2000. À época, a Petrobras indenizou extrajudicialmente a
todos que comprovaram ser pescadores no momento do acidente. Segundo
registros do cadastro nacional de pescadores, apenas 3.339 poderiam pleitear
indenização. Em 7 de fevereiro de 2002 foi proferida sentença, que julgou
procedente em parte o pedido, indeferindo os danos morais, e condenando a
Companhia a pagar indenização por danos materiais e lucros cessantes a serem
apurados em liquidação de sentença. A legislação é expressa no sentido de que não
é razoável considerar a indenização com base no valor da ação, uma vez que a
mesma não tinham base econômica. Em 2 de fevereiro de 2007 foi publicada
decisão acolhendo, parcialmente, o laudo parcial que, a pretexto de quantificar a
decisão condenatória, fixou os parâmetros para os respectivos cálculos, que por
tais critérios, alcançaria, hoje, a importância de US$516. A Petrobras recorrerá
dessa decisão ao Tribunal de Justiça/RJ, visto que os parâmetros fixados na
decisão são contrários àqueles já definidos pelo próprio TJ/RJ. Com base nos
cálculos elaborados pelos assistentes periciais da Companhia, estamos mantendo o
valor de US$12 por representar o montante que entendemos será fixado, ao final
do processo, pelas instâncias superiores. Baseada na opinião de seus consultores
jurídicos, a administração da Companhia considera o risco de perda dessa causa
como possível.
F-122
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(a) Processos judiciais (Continuação)
Autor: Fazenda Pública do Estado de São Paulo
A Fazenda Pública do Estado de São Paulo impetrou ação fiscal contra a
Companhia para cobrar o recolhimento de ICMS sobre operações com naftapetroquímica naquele Estado, relativo ao período compreendido entre setembro de
1984 e fevereiro de 1989. O processo percorreu todas as instâncias e o Judiciário
acabou firmando posição contrária à tese defendida pela Companhia, entendendo
que, neste caso específico, o ICMS seria devido sobre tais operações.
A Companhia efetuou acordo para recolhimento do valor de US$122 que com os
acréscimos totalizou R$151, para pagamento em 60 parcelas iguais e sucessivas, a
partir de abril de 2005.
Aproveitando-se dos benefícios fiscais nos termos da Lei 12.399/06, em novembro
de 2006, a Companhia liquidou antecipadamente a dívida com o pagamento da
quantia de US$53, reduzindo o valor da multa em 80% e o valor dos juros em
50%, gerando um ganho real de US$101.
F-123
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(a) Processos judiciais (Continuação)
Autor: Sindicato de Petroleiros
A Petrobras figura como ré em cinco ações de natureza trabalhista ajuizadas pelos
SINDICATOS DE PETROLEIROS, em curso em três estados da federação (Rio
de Janeiro, São Paulo e Sergipe), em que se questiona o não repasse integral ao
salário dos trabalhadores dos índices oficiais de inflação dos anos de 1987, 1989 e
1990 (expurgos inflacionários – Planos Bresser, Verão e Collor).
Os processos acham-se em fases distintas de julgamento, conforme abaixo:
Sindicato dos Petroleiros do Estado do Sergipe (SINDIPETRO/SE): Pedido
julgado procedente. Processo em fase de execução. O juiz proferiu decisão
determinando ao SINDIPETRO/SE que apresente novos cálculos, que se
encontram pendentes, o que está sendo aguardado. O risco máximo para a
Petrobras, incluída a atualização monetária em 31 de dezembro de 2006 é de
US$47, cujos cálculos estão pendentes. Com base no parecer de seu departamento
jurídico, a Companhia considera possível o risco de perda neste processo.
Sindicato dos Petroleiros do Estado do estado do Rio de Janeiro
(SINDIPETRO/RJ): A Petrobras entende que não há dívida, visto que as quantias
correspondentes foram pagas de acordo com as cláusulas do dissídio coletivo em
1993. A exposição máxima para a Petrobras, incluída a atualização monetária em
31 de dezembro de 2006 é de US$86. Com base no parecer de seu departamento
jurídico, a Companhia considera remoto o risco de perda neste processo.
F-124
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(a) Processos judiciais (Continuação)
Autor: Sindicato de Petroleiros (Continuação)
Sindicato dos Petroleiros do Estado de São Paulo (SINDIPETRO/SP): Processo
tido como procedente e transitado em julgado. A Petrobras apresentou uma ação
rescisória-indeferida. O recurso da Petrobras foi acolhido e proferida a decisão de
suspensão do contrato e de emissão de nova decisão para indeferir a pretensão da
autora da Reclamação Trabalhista. O SINDIPETRO apresentou recurso o qual foi
indeferido, e por enquanto aguarda o julgamento do Agravo de Instrumento
posteriormente apresentado.
O risco máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária em 31 de
dezembro de 2006 é de US$45. Com base no parecer de seu departamento jurídico,
a Companhia considera remoto o risco de perda neste processo.
Tendo por base vitórias anteriores em ações similares, bem como o entendimento
final já sumulado pelo TST, a administração da Companhia não espera obter
decisão desfavorável nesses processos. A Petrobras contestou o laudo do
especialista que determinou o valor da indenização, que está pendente de
julgamento. A Companhia considera possível a perda neste processo.
F-125
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(a) Processos judiciais (Continuação)
Autor: Adailton de Oliveira Bittencourt e Outros
Adailton de Oliveira Bittencourt e Outros ajuizaram recurso para esclarecimento
de intervalo e hora do almoço, após introdução de 6 horas de trabalho por dia pela
Constituição Brasileira de 1988. Período reclamado: 28 de setembro de 1989 a 30
de novembro de 1992 devido à introdução de um dia útil de seis horas pela
Constituição Federal de 1988. Negado em primeira instância. Apelação concedida
pelo Tribunal Regional do Trabalho (TRT). Petrobras ajuizou um pedido de
esclarecimento da decisão, indeferido em 25 de setembro de 2002 e 24 de outubro
de 2002, respectivamente. Posteriormente foi apresentado em 15 de outubro de
2004 um Embargo de Declaração para colher maiores esclarecimentos sem
modificar a sentença. Decisão já transitada em julgado. O Processo encontra-se no
momento na fase de cálculo da sentença para determinar os valores a favor dos
autores. O risco máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária em 31
de dezembro de 2006 é de US$3. Com base no parecer de seu departamento
jurídico, a Companhia considera possível o risco de perda neste processo
Autor: Empresas de Distribuição
A Companhia foi acionada na justiça por algumas pequenas distribuidoras de
petróleo, sob a suposta alegação de não repassar aos governos estaduais o Imposto
sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS retido, por força de lei, no ato
da venda dos combustíveis. As ações foram ajuizadas nos Estados de Goiás,
Tocantins, Bahia, Pará, Maranhão e no Distrito Federal.
Do valor total dessas ações, da ordem de US$419 até 31 de dezembro de 2006
cerca de US$38 (US$34 em 2005) foram efetivamente sacados por força de
decisões judiciais de antecipação de tutela. Mediante recurso processual, essas
decisões antecipatórias de tutela foram cassadas.
A Companhia, com o apoio das autoridades estaduais e federais, além de ter
conseguido impedir a efetivação de outros saques, está empreendendo todos os
esforços possíveis para obter o ressarcimento das quantias que foram
anteriormente sacadas das suas contas.
F-126
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(b) Notificações do INSS - responsabilidade solidária
A Companhia recebeu diversas notificações fiscais relativas a encargos
previdenciários, em decorrência da apresentação irregular da documentação
exigida pelo INSS para eliminar a sua responsabilidade solidária na contratação de
serviços de construção civil e outros, prevista nos parágrafos 5º e 6º do artigo 219
e parágrafos 2º e 3º do artigo 220 do Decreto Nº 3.048/99.
Para garantir o arquivamento do recurso e/ou a obtenção do INSS da Certidão
Negativa de Dívida, US$55 das quantias desembolsadas pela Companhia foram
lançados em depósitos vinculados com processos judiciais e garantias, e poderão
ser recuperados nos termos do processo em andamento, relativos a 343 avaliações
totalizando US$178. O departamento jurídico da Petrobras acha possível a perda
destas avaliações, visto que julga possível o risco de desembolso futuro.
A Petrobras efetuou desembolsos durante o exercício de 2006 no montante de
US$35 (US$85 em 2005) para fazer face a processos administrativos instaurados
pelo INSS que atribuem responsabilidade solidária à Companhia.
No âmbito interno, foram revisados os procedimentos no sentido de melhorar a
fiscalização dos contratos e exigir, de forma correta, a apresentação dos
documentos previstos na legislação para comprovar o recolhimento do INSS
devido pelas contratadas. A Petrobras está analisando cada uma das autuações
recebidas para a recuperação de valores, por meio de processos administrativos do
INSS.
F-127
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(c) Autos de infração
Autor: Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro – Imposto de Renda
Retido na fonte relativo ao fretamento de embarcações
A Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro lavrou dois Autos de Infração
contra a Companhia, referentes ao Imposto de Renda Retido na Fonte (IRRF)
sobre remessas de pagamento de afretamento de embarcações do tipo plataformas
móveis ao exterior, relativos aos exercícios de 1998 até 2002.
A Receita Federal, com base na Lei Nº 9.537/97, artigo 2º, considera que as
plataformas de perfuração e produção não se enquadram no conceito de
embarcação e, portanto, não poderiam ser afretadas e, sim arrendadas. Com este
entendimento, as remessas ao exterior para esta finalidade estariam sujeitas à
alíquota de 15% ou 25% de imposto de renda retido na fonte.
A Companhia discorda dessa autuação, tendo em vista que o Supremo Tribunal
Federal já se pronunciou, em acórdão relativo ao Imposto sobre Produtos
Industrializados – IPI (Imposto Federal na Argentina – VAT), que plataformas são
embarcações. Além disso, os Regulamentos do Imposto de Renda de 1994 e de
1999 suportam a “não tributação” (RIR/1994) e “alíquota zero” (RIR/1999) para as
remessas em questão.
A Receita Federal emitiu, no dia 27 de junho de 2003, auto de infração no
montante de R$3.064 milhões (US$1.066), relativo aos anos de 1999 a 2002. Com
os mesmos argumentos, no dia 17 de fevereiro de 2003, tinha sido emitido outro
auto de infração no montante de R$93 milhões (US$32), relativo ao ano de 1998,
contra o qual a Companhia interpôs recurso em 20 de março de 2003. Segundo as
autoridades fiscais, a Companhia deveria ter recolhido Imposto de Renda Retido
na Fonte (IRRF) sobre remessas ao exterior relativas ao pagamento de afretamento
de embarcações do tipo plataformas móveis utilizadas na exploração e produção de
petróleo.
F-128
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(c) Autos de infração (Continuação)
Autor: Delegacia da Receita Federal no Rio de Janeiro – Imposto de Renda
Retido na fonte relativo ao fretamento de embarcações (Continuação)
A Petrobras se defendeu contra estas cobranças fiscais. Foram interpostos recursos
administrativos no Tribunal de Recursos de Assuntos Fiscais, o último nível
administrativo, onde aguarda julgamento. O risco máximo para a Petrobras,
incluída a atualização monetária, em 31 de dezembro de 2006, para o período de
1998 é de US$55 e para o período de 1999 a 2002 é de US$1.831. Com base no
parecer de seu departamento jurídico, a Companhia considera possível o risco de
perda neste processo.
Autor: Autoridades Fazendárias do Estado do Rio de Janeiro – ICMS
relativo ao afundamento da Plataforma P-36
As autoridades fazendárias do estado do Rio de Janeiro cobraram da Companhia
com relação ao ICMS relativo ao afundamento da plataforma P-36. O risco
máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária em 31 de dezembro de
2006 é de US$253. A Petrobras apresentou recurso, que aguarda análise. Para o
andamento do processo foi depositado US$20 em depósito judicial e dada uma
garantia bancária no valor de US$31, o que corresponde a 30% do valor total. Foi
aceito o recurso. No entanto a cobrança fiscal foi mantida no termos do Agravo
Regimental apresentada pela Fazenda do Estado. Em 2 de outubro de 2006 o
depósito judicial e a garantia bancária foram transformados em receita do estado.
O assunto acha-se nos tribunais. O restante do valor relativo ao crédito tributário,
devidamente corrigido e relativo ao último trimestre de 2006, é de cerca de
US$149, o que corresponde a 70% da reivindicação total. Os processos
administrativos foram concluídos e a quantia será lançada e obrigações federais
vencidas, com mais 20% de honorários advocatícios. Com base no parecer de seu
departamento jurídico, a Companhia considera possível o risco de perda.
F-129
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(c) Autos de infração (Continuação)
Autor: Autoridades Fazendárias do Estado do Rio de Janeiro - II e IPI
relativo ao afundamento da plataforma P-36
As autoridades fazendárias do estado do Rio de Janeiro cobraram da Companhia
com relação ao II (imposto de importação) e ao IPI relativos ao afundamento da
plataforma P-36. A decisão do tribunal foi contra a Petrobras. Foi apresentado
recurso, pendente de julgamento. A Petrobras impetrou um mandado de segurança
e conseguiu uma liminar que impediu a cobrança fiscal. Aguardando o agravo
regimental apresentado pelo Ministério da Fazenda. O risco máximo para a
Petrobras, incluída a atualização monetária, em 31 de dezembro de 2006, é de
US$203. Devido à decisão a seu favor que a Companhia conseguiu com o
mandado de segurança, o processo administrativo foi sustado, o que significa que
as partes não puderam apresentar um recurso. Com base no parecer de seu
departamento jurídico, a Companhia considera possível o risco de perda.
Autor: Autoridades Fazendárias do Estado do Rio de Janeiro - II e IPI
relativos ao equipamento da TERMORIO
As autoridades fazendárias do estado do Rio de Janeiro cobraram da Companhia
com relação ao II e o IPI em contestação da classificação fiscal como Outros
Grupos de Geração de Eletricidade para a importação de equipamentos para a
usina termoelétrica da TERMORIO S.A. Em 15 de agosto de 2006, a TERMORIO
contestou a cobrança fiscal na Secretaria da Receita Federal.
Em 15 de setembro de 2006 o caso foi levado à Secretaria da Receita Federal em
Florianópolis, onde o mesmo passa por procedimentos administrativos. O risco
máximo para a Petrobras, incluída a atualização monetária em 31 de dezembro de
2006 é de US$227. Com base no parecer de seu departamento jurídico, a
Companhia considera possível o risco de perda.
F-130
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(c) Autos de infração (Continuação)
Autor: Secretaria da Receita Federal
A Secretaria da Receita Federal negou a redução da base de cálculo do PASEP. O
recurso à Secretaria da Receita Federal indeferiu em 2ª instância e o recurso da
Petrobras foi aceito. Aguardando agravo de instrumento apresentado pela
Secretaria da Receita Federal. O risco máximo para a Petrobras, incluída a
atualização monetária, em 31 de dezembro de 2006, é de US$13. Com base no
parecer de seu departamento jurídico, a Companhia considera possível o risco de
perda.
Autor: Autoridades Fazendárias do Estado de Alagoas
As autoridades fazendárias do estado de Alagoas apresentou uma cobrança fiscal
contar a Companhia, relativa à reversão de Crédito de ICMS. A Petrobras aguarda
o julgamento do recurso no segundo nível administrativo. O risco máximo para a
Petrobras, incluída a atualização monetária, em 31 de dezembro de 2006, é de
US$32. Com base no parecer de seu departamento jurídico, a Companhia
considera possível o risco de perda.
(d) Questões ambientais
A Companhia está sujeita a diversas leis e normas ambientais. Essas leis
disciplinam atividades envolvendo a descarga de petróleo, gás e outros materiais
no meio ambiente e estabelecem que os efeitos das operações da Companhia sobre
o meio ambiente devem ser por ela corrigidos ou mitigados.
A Administração da Companhia considera que quaisquer despesas incorridas para
corrigir ou mitigar possíveis impactos ambientais não devem representar efeito
significativo nas operações ou fluxos de caixa.
F-131
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(d) Questões ambientais (Continuação)
PEGASO - (Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança
Operacional)
Durante o ano de 2000, a Companhia implantou o Programa de Excelência em
Gestão Ambiental e Segurança Operacional - PEGASO. De 2000 a 31 de
dezembro de 2006, a Companhia incorreu em gastos de aproximadamente
US$4.081 com esse programa. Nos exercícios findos em 31 de dezembro de 2006
e de 2005, a Companhia teve, respectivamente, gastos de aproximadamente
US$562 e US$545 com esse programa. A Companhia estima que os pagamentos
futuros relacionados a atividades de limpeza do meio ambiente decorrentes desses
recentes acidentes, se existirem, não serão significativos.
Ruptura no oleoduto na Bahia de Guanabara
Em 18 de janeiro de 2000, um dos oleodutos que ligam um dos terminais da
Companhia a uma refinaria na Baía de Guanabara rompeu-se, causando um
vazamento de petróleo bruto na baía. Em 19 de janeiro de 2001, a Promotoria do
Estado do Rio de Janeiro moveu ação criminal contra a Companhia, que está
atualmente contestando a base legal para o processo criminal. Adicionalmente, a
Promotoria Pública Federal moveu ações criminais contra o então presidente da
Companhia (a qual foi finalizada) e outros 9 funcionários. A Companhia não pode
prever se o resultado desses processos afetará negativa e significativamente sua
situação financeira, o resultado de suas operações ou seu fluxo de caixa.
O tribunal regional federal julgou improcedente a ação criminal movida contra o
então presidente da Companhia, decisão que transitou em julgado.
Em 30 de abril de 2002, o juiz determinou que a Companhia não poderia figurar
como ré nesse processo criminal, tendo em vista liminar obtida pela mesma,
embora ainda caiba recurso a essa decisão.
F-132
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
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NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(d) Questões ambientais (Continuação)
Ruptura no oleoduto na Bahia de Guanabara (Continuação)
Em outubro de 2003, o juiz determinou que o processo permanecerá suspenso pelo
prazo de dois anos para um dos funcionários, sujeito ao cumprimento de
determinadas condições por parte do réu.
Adicionalmente, como conseqüência desse vazamento, em 27 de janeiro de 2000, o
Conselho Nacional do Meio Ambiente promulgou uma resolução estabelecendo a
obrigação, por parte do IBAMA (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos
Recursos Naturais Renováveis), dos órgãos ambientais federais e estaduais e de
órgãos não-governamentais, de avaliar as medidas de controle e prevenção e a
situação das licenças ambientais de todas as instalações industriais de produção de
petróleo e seus derivados no Brasil. Tal resolução também exige que a Companhia
realize uma auditoria ambiental independente em todas as suas instalações
industriais localizadas no estado do Rio de Janeiro.
Desde 2000, a Companhia vinha realizando auditorias ambientais independentes
em todas as suas instalações localizadas no Brasil, que foram concluídas durante
dezembro de 2003. A Companhia implantou todas as recomendações feitas pelos
auditores.
F-133
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(d) Questões ambientais (Continuação)
Derramamento de óleo na refinaria Pres. Getúlio Vargas
Em 16 de julho de 2000, ocorreu vazamento de óleo na refinaria Presidente
Getúlio Vargas lançando petróleo bruto nas redondezas. As Promotorias da
República e do Estado do Paraná moveram uma ação civil contra a Companhia
reclamando US$1.176 por perdas e danos, que já foi contestada pela Companhia.
Adicionalmente, existem duas outras ações pendentes, uma movida pelo Instituto
Ambiental do Paraná e outra pela associação civil denominada AMAR, que já
foram contestadas pela Companhia e estão aguardando o início da avaliação do
montante por especialista. A exposição máxima, considerando atualização
monetária, para a Petrobras é de US$39 em 31 de dezembro de 2006. A corte
determinou que estas causas sejam tratadas como se fosse uma. Baseada na
opinião de seus consultores jurídicos, a administração da Companhia avaliou o
risco de perda como possível.
F-134
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(d) Questões ambientais (Continuação)
Colisão na embarcação Vergina II
No dia 4 de novembro de 2000, o navio de bandeira cipriota Vergina II, afretado
pela Petrobras, colidiu com o píer sul do terminal Almirante Barroso, de
propriedade da Companhia, em São Sebastião e derramou petróleo no canal de São
Sebastião. Como conseqüência desse acidente, a Companhia foi multada em cerca
de US$30 por vários órgãos ambientais estaduais. A Companhia está em processo de
impugnação de tais multas.
Ruptura no Oleoduto Araucária-Paranaguá
Em 16 de fevereiro de 2001, o oleoduto Araucária-Paranaguá rompeu-se, resultando
no derramamento de óleo combustível nos rios Sagrado, Meio, Neves e
Nhundiaquara, localizados no Estado do Paraná. Como conseqüência do acidente, a
Companhia foi multada em aproximadamente US$80 pelo Instituto Ambiental do
Paraná, multa esta que foi contestada pela Companhia através de recursos
administrativos, mas a apelação foi rejeitada. A corte determinou que as causas
iniciadas pela AMAR e pelos procuradores federais e estaduais sejam tratadas
unicamente. Baseada na opinião de seus consultores jurídicos, a administração da
Companhia avaliou o risco de perda como possível.
Derramamento de Óleo devido ao afundamento da plataforma P-36
Em 15 de março de 2001, o acidente ocorrido na plataforma P-36 causou
derramamento de óleo diesel e petróleo bruto. A Companhia recebeu multa no
valor de US$3 aplicada em abril de 2001 pelo IBAMA, pelo vazamento e pela
utilização inadequada de produtos químicos durante as tentativas de dispersão do
óleo. A Companhia atualmente está contestando essa multa.
F-135
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(d) Questões ambientais (Continuação)
Ruptura na linha de produção no poço do campo da Fazenda Belém
Em 12 de maio de 2003, o rompimento de uma luva de conexão em uma linha de
produção do poço FZB-71, no campo de Fazenda Belém, município de AracatiCE, provocou o derramamento de cerca de 7 (sete) mil litros de petróleo numa área
distante de comunidades e de qualquer manancial hídrico. O Plano de
Contingências da Companhia foi imediatamente acionado e o trabalho de limpeza
da área realizado. A Petrobras foi multada em US$0,04 pela Superintendência de
Meio Ambiente do Estado do Ceará (Semace), sendo que, desse valor, até 90%
poderão ser abatidos mediante o cumprimento de um Termo de Compromisso
firmado com o referido órgão ambiental.
Falha na conexão de um dos braços de descarregamento do navio Nordic
Marita, ancorado no Terminal Marítimo Almirante Barroso (Tebar), em São
Sebastião na costa norte de São Paulo
Em 3 de junho de 2003, uma falha na conexão de um dos braços de
descarregamento do navio Nordic Marita, ancorado no Terminal Marítimo
Almirante Barroso (Tebar), em São Sebastião, litoral norte de São Paulo, provocou
o derramamento no mar de cerca de 27 mil litros de petróleo provenientes da Bacia
de Campos. Em razão desse acidente, a Petrobras foi multada em US$0,17 pelo
IBAMA e em US$0,12 pela Companhia de Tecnologia de Saneamento Ambiental
(CETESB), tendo recorrido de ambas as multas por entender que atuou da forma
mais eficaz possível para minimizar eventual impacto ao meio ambiente.
F-136
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
19. Compromissos e Contingências (Continuação)
(d) Questões ambientais (Continuação)
Ruptura do oleoduto entre Cabiúnas e a Refinaria Duque de Caxias
Em 26 de agosto de 2003, ocorreu o rompimento do duto que liga o terminal da
Transpetro em Cabiúnas (Macaé) à Refinaria Duque de Caxias, provocando o
derramamento de 20 (vinte) litros de óleo em área do município fluminense de
Cachoeiras de Macacu. A Companhia imediatamente determinou que o óleo,
contido na faixa de servidão do duto, fosse recolhido, tendo ainda,
preventivamente, protegido com barreiras e mantas absorventes um córrego
próximo ao Rio Soarinhos. Apesar da eficácia das providências tomadas e a
inexistência de dano ambiental, a Petrobras foi multada pelo Ibama em US$0,69,
tendo interposto recurso administrativo junto àquele órgão.
(e) Pagamento mínimo sobre as operações de arrendamento mercantil
A Companhia está comprometida a efetuar o pagamento mínimo anual, conforme
determinado abaixo, para os contratos de arrendamento mercantil existentes em
31 de dezembro de 2006:
2008
2009
2010
2011
2012
2013 em diante
2.273
1.527
762
402
317
390
Pagamento mínimo sobre operação de arrendamento mercantil
5.671
A Companhia pagou despesas com aluguel relativo ao arrendamento mercantil
operacional no montante de US$2.016, US$1.417 e US$1.247, em 31 de dezembro
de 2006, 2005 e 2004 respectivamente.
F-137
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
20. Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos
A Companhia está exposta a uma série de riscos de mercado decorrentes de suas
operações. Tais riscos envolvem principalmente o fato de que eventuais variações nas
taxas de juros estrangeiros, nas taxas cambiais ou nos preços das mercadorias possam
afetar negativamente o valor dos ativos e passivos financeiros ou fluxos de caixa e lucros
futuros da Companhia. A Companhia mantém uma política global de gerenciamento de
riscos que é conduzida sob a gestão de seus diretores.
A Companhia pode utilizar instrumentos derivativos e não-derivativos para implementar
sua estratégia global de gerenciamento de riscos. Entretanto, ao utilizar instrumentos
derivativos, a Companhia se expõe a riscos de crédito e de mercado. Riscos de crédito
consistem no não cumprimento dos termos do contrato derivativo por uma contraparte.
Riscos de mercado é o possível efeito adverso sobre o valor dos ativos ou passivos,
incluindo de instrumentos financeiros, que resultam de uma alteração nas taxas de juros,
nas taxas cambiais ou nos preços das mercadorias. A Companhia monitora os riscos de
crédito limitando as contrapartidas a instrumentos financeiros derivativos de instituições
financeiras de primeira linha. Os riscos de mercado são gerenciados pelos diretores da
Companhia. A Companhia não mantém e tampouco emite instrumentos financeiros para
fins comerciais.
Em 2004, a Diretoria Executiva da Petrobras instituiu o Comitê de Gerenciamento de
Riscos, composto de executivos de todas as áreas de negócios e de diversas áreas
corporativas da Companhia, com o objetivo de garantir o gerenciamento integrado dos
riscos a que a Companhia está exposta e de formalizar as principais diretrizes adotadas
pela Companhia para gerenciar riscos significativos e incertezas associadas às suas
operações. Além disso, o Comitê de Gerenciamento de Riscos visa a concentrar as
informações e discussões sobre gerenciamento de riscos, de modo a facilitar a
comunicação com o Conselho de Administração e com a Diretoria.
F-138
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
20. Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos
(Continuação)
(a) Gerenciamento de riscos cambiais
A estratégia da Companhia para o gerenciamento de risco de moeda estrangeira
deve envolver o uso de instrumentos derivativos para proteger contra a variação
cambial, a qual pode impactar o valor de certas obrigações da Companhia.
No decorrer de 2000, a Companhia celebrou três contratos de limitação de taxas de
câmbio, de maneira a reduzir seu risco frente às variações entre o dólar norteamericano e o iene japonês, bem como entre o dólar norte-americano e o euro,
com relação à dívida de longo prazo em moedas estrangeiras de valor nominal de
cerca de US$470. A Empresa não aplicou a contabilização de “hedging” nestas
relações. Tal limitação foi estruturada mediante compra simultânea da opção de
compra e a venda da opção de venda com a mesma contrapartida, e com ágios
iguais.
Tais limitações determinam o teto de preço e o piso das taxas de câmbio em
questão. Caso a taxa de câmbio se reduza abaixo do piso, as contrapartidas pagarão
à Empresa a diferença entre a taxa à vista na data do vencimento e o piso, apurado
com base no valor percebido dos contratos. Por outro lado, caso haja aumento da
taxa de câmbio acima do teto, a Companhia pagará às contrapartidas a diferença
entre a taxa à vista na data de vencimento e o teto, apurado com base valor
percebido dos contratos sobre o valor percebido. As datas de vencimento dos
contratos derivativos coincidem com as datas de vencimento de cada uma das
obrigações.
F-139
(Tradução livre do original em inglês)
PETRÓLEO BRASILEIRO S.A. – PETROBRAS
E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
20. Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos
(Continuação)
(a) Gerenciamento de riscos cambiais (Continuação)
Os contratos “zero cost collars” em iene foram liquidados em 8 de setembro de
2003 ao valor de US$68, pagos em espécie e um contrato em EURO foi liquidado
em 31 de dezembro de 2004 ao valor de US$18, recebidos em espécie.
O valor de mercado das operações de compra do “zero cost collars” em moeda
estrangeira em 31 de dezembro de 2006 era US$21 (US$12 em 31 de dezembro de
2005) e o das opções de venda era zero em 31 de dezembro de 2006
(US$(1) em 31 de dezembro de 2005).
(b) Gerenciamento de risco de mercado de petróleo e derivados
Petróleo e produtos derivados
A Companhia está exposta a riscos de preços de mercadorias pela flutuação de
preços de petróleo e derivados. As operações para reduzir a exposição da
Companhia aos riscos de preços de mercadorias consistem basicamente de contratos
de futuros negociados em bolsas de valores e opções e swaps com instituições
financeiras de primeira linha. Os contratos de futuros envolvem compras e vendas
antecipadas de petróleo bruto, geralmente para períodos de 30 a 360 dias, de forma a
reduzir a exposição da Companhia à volatilidade dos preços de mercadorias.
A exposição da Companhia nesses contratos está limitada à diferença entre o valor
contratado e o valor de mercado para os volumes contratados. Os contratos futuros
relativos a petróleo bruto possuem marcação a mercado e os respectivos ganhos e
perdas decorrentes dessas operações são reconhecidos tempestivamente no
resultado, independentemente do período em que as vendas ocorrem. Nos exercícios
findos em 31 de dezembro de 2006, 2005 e 2004, foram efetuadas operações de
“hedge” para 26,42%, 26,79% e 33,06%, respectivamente, do volume total
comercializado (importação e exportação).
F-140
(Tradução livre do original em inglês)
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E CONTROLADAS
NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
20. Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos
(Continuação)
(b) Gerenciamento de risco de mercado de petróleo e derivados (Continuação)
As posições em aberto no mercado futuro, comparadas com o valor de mercado,
resultaram em perdas de US$2, US$1 e US$2 nos exercícios findos em 31 de
dezembro de 2006, 2005 e 2004, respectivamente.
Em janeiro de 2001, a Companhia realizou uma operação de longo prazo através
da venda de opções de venda de 52 milhões de barris de petróleo “West Texas
Intermediate” (WTI), no período de 2004 a 2007, que visa a estabelecer uma
proteção de preço para essa quantidade de petróleo e a garantir aos financiadores
do Projeto Barracuda/Caratinga uma margem mínima para cobertura do serviço da
dívida. As opções de venda foram subscritas de forma a assegurar que as
instituições financeiras participantes do desenvolvimento recebam o preço
requerido para que o projeto gere um mínimo de retorno sobre o investimento. A
Companhia contabiliza as opções de venda com base na marcação a mercado.
Durante o ano de 2006, 2005 e 2004 a Companhia não obteve ganhos ou perdas.
(c) Gerenciamento de risco de taxa de juros
O risco da taxa de juros a que a Companhia está exposta é uma função de sua
dívida de longo prazo, e em menor escala, de curto prazo. A dívida da Companhia
referente a taxas de juros flutuantes em moeda estrangeira está sujeita
principalmente à flutuação da LIBOR e a dívida a taxas de juros flutuantes
expressa em reais está sujeita principalmente à flutuação da taxa de juros de longo
prazo (TJLP), divulgada pelo Banco Central do Brasil. A Companhia atualmente
não utiliza instrumentos financeiros derivativos para gerenciar sua exposição às
flutuações das taxas de juros. Entretanto, a Companhia irá considerar a utilização
de vários tipos de instrumentos derivativos destinados a reduzir a exposição a
riscos de flutuações da taxa de juros e poderá utilizar os referidos instrumentos
financeiros no futuro.
F-141
(Tradução livre do original em inglês)
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NOTAS EXPLICATIVAS ÀS DEMONSTRAÇÕES CONTÁBEIS CONSOLIDADAS
(Continuação)
Em milhões de dólares norte-americanos
(exceto quando especificamente indicado)
20. Instrumentos Derivativos, Hedging e Atividades de Gerenciamento de Riscos
(Continuação)
(d) Gerenciamento de risco da PEPSA
A PEPSA também utiliza instrumentos derivativos tais como opções, swaps e
outros, com o objetivo principal de reduzir o impacto das flutuações nos preços de
petróleo, nas taxas de juros e nas taxas de câmbio futuro. Esses instrumentos
derivativos são destinados à redução de riscos específicos e são avaliados
regularmente de modo a assegurar a correlação do instrumento derivativo com o
risco identificado, e garantir a máxima eficácia do derivativo na compensação das
alterações de fluxo de caixa inerentes ao risco coberto. A PEPSA tratava seus
instrumentos derivativos relativos a petróleo e seus instrumentos derivativos
relativos a swap como operações de hedge. Em 31 de dezembro de 2006, a
companhia não mantém instrumentos dessa natureza.
Em 31 de dezembro de 2006, a PEPSA não apresentava operações envolvendo
commodities que se enquadrassem na contabilização aplicável a operações de
hedge de acordo com o SFAS No. 133 – Contabilização de Instrumentos
Financeiros Derivativos e Operações de Hedge (“SFAS 133”). A PEPSA registrou
uma perda no valor de US$103 durante o exercício findo em 31 de dezembro de
2005, resultante de instrumentos financeiros derivativos não contabilizados como
hedge.
Em 31 de dezembro de 2006, a PEPSA realizou a venda a termo de dólares norteamericanos por o pesos argentinos. Neste exercício a Companhia reconheceu um
ganho de US$2. Em 31 e dezembro de 2006 e 2005, o valor nominal dos contratos
em vigor totalizam US$18 e US$52 respectivamente, à taxa de câmbio de 3,26 e 3
pesos argentino